I. Giới thiệu tổng quan
Bài viết này tập trung vào việc dự đoán độ thấm và độ bão hòa nước từ mẫu lõi thông qua hai phương pháp chính là HFU (Hydraulic Flow Unit) và MICP (Mercury Injection Capillary Pressure) tại mỏ Alpha, thuộc bể Nam Côn Sơn. Việc xác định chính xác các thông số này là rất quan trọng trong việc mô hình hóa và dự báo hiệu suất của các vỉa chứa dầu khí. Từ đó, nghiên cứu đề xuất phương pháp phân chia loại đá chứa, xây dựng các mô hình dự đoán và so sánh kết quả với dữ liệu thực tế từ phân tích mẫu lõi.
1.1. Tầm quan trọng của độ thấm và độ bão hòa nước
Độ thấm và độ bão hòa nước là những thông số vật lý quan trọng trong thạch học, ảnh hưởng đến khả năng lưu trữ và dòng chảy của chất lỏng trong vỉa chứa. Độ thấm phản ánh khả năng cho dòng của đá, trong khi độ bão hòa nước cho biết tỷ lệ nước trong không gian rỗng của đá. Việc dự đoán chính xác hai thông số này giúp cải thiện mô hình hóa và tối ưu hóa khai thác tài nguyên dầu khí. Theo nghiên cứu, mô hình dự đoán dựa trên phương pháp HFU và MICP đã cho kết quả khả quan với hệ số tương quan cao (R2 > 0.9), cho thấy tính khả thi trong ứng dụng thực tế.
II. Phương pháp nghiên cứu
Nghiên cứu sử dụng hai phương pháp chính là HFU và MICP để phân chia loại đá và dự đoán các thông số độ thấm và độ bão hòa nước. Phương pháp HFU giúp xác định các đơn vị dòng chảy trong vỉa chứa, trong khi MICP cung cấp thông tin về kích thước họng kênh rỗng, từ đó xây dựng mô hình dự đoán. Việc áp dụng các phương pháp này giúp phân tích sâu hơn về các đặc tính của vỉa chứa, đặc biệt là trong các khu vực có tính bất đồng nhất cao.
2.1. Phương pháp HFU
Phương pháp HFU được sử dụng để phân chia vỉa chứa thành các đơn vị dòng chảy riêng biệt, mỗi đơn vị có đặc điểm riêng về khả năng cho dòng và phân bố chất lỏng. Việc phân chia này dựa trên các thông số như độ rỗng và độ thấm. Nghiên cứu đã chỉ ra rằng việc áp dụng phương pháp HFU giúp cải thiện độ chính xác trong việc dự đoán độ thấm, đặc biệt là trong các giếng khoan không có dữ liệu mẫu lõi. Kết quả cho thấy mô hình HFU có độ tin cậy cao trong việc xác định các loại đá chứa trong mỏ Alpha.
2.2. Phương pháp MICP
MICP là phương pháp phân tích áp suất mao dẫn bơm ép thủy ngân, cung cấp thông tin chi tiết về phân bố kích thước họng kênh rỗng trong đá. Dữ liệu từ MICP cho phép xây dựng các đường cong áp suất mao dẫn, từ đó xác định độ bão hòa nước. Kết quả từ nghiên cứu cho thấy mô hình dự đoán độ bão hòa nước từ MICP có sự tương đồng cao với kết quả phân tích thực tế, cho thấy khả năng ứng dụng của phương pháp này trong việc dự đoán các thông số thạch học quan trọng.
III. Kết quả và thảo luận
Kết quả từ mô hình dự đoán cho thấy sự tương quan cao giữa độ thấm ước tính từ phương pháp HFU và MICP với độ thấm đo thực tế trên mẫu lõi. Điều này cho thấy tính khả thi của việc áp dụng hai phương pháp này trong thực tế khai thác dầu khí. Ngoài ra, nghiên cứu cũng chỉ ra rằng việc kết hợp giữa HFU và MICP có thể tạo ra một quy trình hiệu quả hơn trong việc dự đoán độ bão hòa nước.
3.1. Đánh giá mô hình dự đoán
Mô hình dự đoán độ thấm từ HFU cho hệ số tương quan R2 = 0.8, trong khi mô hình dự đoán từ MICP cho hệ số tương quan R2 = 0.93. Điều này cho thấy mô hình MICP có độ chính xác cao hơn trong việc dự đoán độ thấm cho các vỉa chứa bất đồng nhất. Sự kết hợp giữa hai phương pháp không chỉ nâng cao độ tin cậy của dữ liệu mà còn mở rộng khả năng ứng dụng cho các khu vực lân cận.
3.2. Ứng dụng thực tiễn
Việc áp dụng mô hình dự đoán độ thấm và độ bão hòa nước từ dữ liệu phân tích mẫu lõi bằng phương pháp HFU và MICP có thể giúp các nhà khai thác dầu khí tối ưu hóa quá trình khai thác và đánh giá chất lượng vỉa chứa. Điều này không chỉ giúp tiết kiệm chi phí mà còn nâng cao hiệu quả khai thác tài nguyên. Các kết quả từ nghiên cứu có thể được áp dụng để cải thiện các mô hình dự đoán trong tương lai, mở rộng phạm vi ứng dụng cho các khu vực khác.
