Mô Hình Dự Đoán Độ Thấm và Độ Bão Hòa Nước Từ Dữ Liệu Phân Tích Mẫu Lõi Bằng Phương Pháp HFU và MICP

Chuyên khảo phân tích Mô hình dự đoán độ thấm độ bão hòa nước từ dữ liệu phân tích mẫu lõi bằng phương pháp hfu và micp, đánh giá các khía cạnh quan trọng, đề xuất hướng nghiên

• Tác giả: Phan Ngọc Quốc
• Người hướng dẫn: TS. Phùng Đại Khánh
• Trường học: Trường đại học Bách Khoa - HQG TP.HCM
• Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu Khí
• Đề tài: 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 M Alpha, B Nam Côn Sơn
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2022
• Địa điểm: TP. Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI MỞ ĐẦU
• 1. TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU
• 1.1. Cấu địa chất bồn trũng Côn Sơn
• 1.2. Vị trí địa lý và lịch sử phát triển địa chất bồn trũng Côn Sơn
• 1.3. Địa tầng bồn trũng Côn Sơn
• 1.4. Cấu địa chất khu vực mỏ Alpha
• 1.5. Môi trường trầm tích
• 1.6. Chất lượng vỉa chứa
• 2. CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN CHIA LOẠI ĐÁ CHẠT DỰA TRÊN DỮ LIỆU PHÂN TÍCH MŨ LÕI
• 2.1. Phương pháp dòng chảy thủy lực
• 2.1.1. Khái niệm dòng chảy (HFU)
• 2.1.2. Công thức tính HFU
• 2.2. Phương pháp phân tích áp suất mao dẫn bề mặt thạch ngân (MICP)
• 2.2.1. Cơ sở lý thuyết của phương pháp MICP
• 2.2.2. Thí nghiệm phân tích áp suất mao dẫn bề mặt thạch ngân (MICP)
• 2.2.3. Phân bố kích thước lỗ kênh rỗng (Pore throat size distribution)
• 2.2.4. Ứng dụng thông số R35 trong việc phân chia loại đá chạt
• 3. NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP HFU VÀ MICP TRONG VIỆC XÂY DỰNG MÔ HÌNH DỰ ĐOÁN THẨM, BÃO HÒA NƯỚC
• 3.1. Cơ sở dữ liệu và quy trình xây dựng các mô hình dự đoán
• 3.2. Phân chia đá chạt (rock typing) cho tập cát kết bất động nhất thuộc tầng Miocen, m Alpha, bồn Côn Sơn
• 3.2.1. Phân loại đá chạt theo phương pháp HFU cho số liệu phân tích mũ lõi
• 3.2.2. Phân loại đá chạt theo phương pháp MICP
• 3.2.3. Kết quả và đánh giá các mô hình dự đoán thẩm
• 3.2.3.1. Dự đoán thẩm theo mô hình HFU
• 3.2.3.2. Dự đoán thẩm dựa trên mô hình thí nghiệm
• 3.2.4. Xây dựng mô hình dự đoán bão hòa nước cho tập cát kết thuộc tầng Miocen, m Alpha, bồn Côn Sơn
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Tổng Quan Về Mô Hình Dự Đoán Độ Thấm Và Độ Bão Hòa Nước

Mô hình dự đoán độ thấm và độ bão hòa nước là một phần quan trọng trong việc đánh giá và khai thác tài nguyên dầu khí. Độ thấm và độ bão hòa nước là những thông số vật lý chính trong việc mô hình hóa và dự đoán hiệu suất của các mỏ dầu khí. Việc xác định chính xác các thông số này giúp nâng cao hiệu quả công tác mô hình hóa và dự báo hiệu suất của các mỏ dầu khí.

1.1. Định Nghĩa Độ Thấm Và Độ Bão Hòa Nước

Độ thấm là khả năng của đá cho phép chất lỏng chảy qua, trong khi độ bão hòa nước là tỷ lệ phần trăm của nước trong không gian lỗ rỗng của đá. Cả hai thông số này đều ảnh hưởng đến khả năng khai thác dầu khí.

1.2. Tầm Quan Trọng Của Mô Hình Dự Đoán

Mô hình dự đoán giúp các kỹ sư và nhà nghiên cứu hiểu rõ hơn về hành vi của các mỏ dầu khí, từ đó đưa ra các quyết định khai thác hợp lý và hiệu quả hơn.

II. Thách Thức Trong Việc Dự Đoán Độ Thấm Và Độ Bão Hòa Nước

Việc dự đoán độ thấm và độ bão hòa nước gặp nhiều thách thức do sự phức tạp của các loại đá và điều kiện địa chất. Các yếu tố như độ rỗng, kích thước lỗ rỗng và cấu trúc địa chất đều ảnh hưởng đến độ thấm và độ bão hòa nước.

2.1. Đặc Điểm Địa Chất Ảnh Hưởng Đến Dự Đoán

Các đặc điểm địa chất như cấu trúc đá, độ rỗng và phân bố lỗ rỗng có thể làm cho việc dự đoán trở nên khó khăn. Sự biến đổi trong các thông số này có thể dẫn đến sự khác biệt lớn trong kết quả dự đoán.

2.2. Thiếu Dữ Liệu Phân Tích Mẫu Lõi

Thiếu dữ liệu từ các mẫu lõi có thể làm giảm độ chính xác của các mô hình dự đoán. Việc thu thập và phân tích dữ liệu mẫu lõi là rất quan trọng để cải thiện độ tin cậy của các mô hình.

III. Phương Pháp Dự Đoán Độ Thấm Bằng HFU Và MICP

Hai phương pháp phổ biến trong việc dự đoán độ thấm là phương pháp đơn vị dòng chảy thủy lực (HFU) và phương pháp áp suất mao dẫn thủy ngân (MICP). Cả hai phương pháp này đều có những ưu điểm riêng và được áp dụng tùy thuộc vào loại đá và điều kiện địa chất.

3.1. Phương Pháp HFU Trong Dự Đoán Độ Thấm

Phương pháp HFU giúp phân chia các mỏ dầu khí thành các đơn vị dòng chảy riêng biệt, từ đó dự đoán độ thấm một cách chính xác hơn. Phương pháp này dựa trên các thông số như độ rỗng và kích thước lỗ rỗng.

3.2. Phương Pháp MICP Và Ứng Dụng Của Nó

MICP là phương pháp đo áp suất mao dẫn để xác định kích thước lỗ rỗng và độ bão hòa nước. Phương pháp này cung cấp thông tin chi tiết về cấu trúc lỗ rỗng của đá, giúp cải thiện độ chính xác trong dự đoán.

IV. Ứng Dụng Thực Tiễn Của Mô Hình Dự Đoán

Mô hình dự đoán độ thấm và độ bão hòa nước có nhiều ứng dụng thực tiễn trong ngành công nghiệp dầu khí. Chúng giúp tối ưu hóa quy trình khai thác và nâng cao hiệu quả sản xuất.

4.1. Tối Ưu Hóa Quy Trình Khai Thác

Việc sử dụng mô hình dự đoán giúp các công ty dầu khí tối ưu hóa quy trình khai thác, từ đó giảm chi phí và tăng sản lượng. Mô hình chính xác giúp xác định các khu vực có tiềm năng cao.

4.2. Nâng Cao Hiệu Quả Sản Xuất

Mô hình dự đoán cũng giúp nâng cao hiệu quả sản xuất bằng cách cung cấp thông tin cần thiết để điều chỉnh các phương pháp khai thác và xử lý.

V. Kết Luận Về Mô Hình Dự Đoán Độ Thấm Và Độ Bão Hòa Nước

Mô hình dự đoán độ thấm và độ bão hòa nước là công cụ quan trọng trong việc khai thác tài nguyên dầu khí. Việc áp dụng các phương pháp như HFU và MICP giúp cải thiện độ chính xác và hiệu quả trong dự đoán.

5.1. Tương Lai Của Mô Hình Dự Đoán

Tương lai của mô hình dự đoán sẽ tiếp tục phát triển với sự tiến bộ của công nghệ và phương pháp phân tích. Các mô hình mới sẽ ngày càng chính xác hơn và có khả năng áp dụng rộng rãi hơn.

5.2. Khuyến Nghị Đối Với Nghiên Cứu Tiếp Theo

Cần tiếp tục nghiên cứu và phát triển các phương pháp mới để cải thiện độ chính xác của mô hình dự đoán. Việc kết hợp nhiều phương pháp khác nhau có thể mang lại kết quả tốt hơn.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Bể trầm tích Nam Côn Sơn là một trong những bể chứa dầu khí quan trọng nhất trên thềm lục địa Việt Nam, đóng góp khoảng 20% tổng tiềm năng tài nguyên hydrocacbon của cả nước với lịch sử thăm dò ghi nhận hơn 138 giếng khoan. Trong đó, mỏ khí và condensate Alpha thuộc Lô A nằm ở phần phía Đông của bể, cách bờ biển Vũng Tàu khoảng 330 km với độ sâu mực nước biển dao động từ 134 m đến 140 m. Vỉa chứa tại đây bao gồm hệ thống các tập cát kết phân bố đa dạng trong các phân vị địa tầng Miocen như T30, T40, T50, T60 và T85.

Vấn đề cốt lõi đặt ra trong công tác thẩm lượng và phát triển mỏ Alpha là môi trường trầm tích biến đổi phức tạp từ tam giác châu, bãi cát ven biển đến các quạt cát nước sâu turbidite. Cùng với tác động mạnh mẽ của quá trình biến đổi thứ sinh như xi măng hóa cacbonat và phát triển khoáng vật sét authigenic, môi trường địa chất này tạo nên tính bất đồng nhất thạch học rất cao. Khi áp dụng các tương quan độ rỗng - độ thấm cổ điển, dữ liệu bị phân tán nghiêm trọng, dẫn đến sai số lớn khi dự đoán khả năng cho dòng và phân bố chất lưu tại những giếng khoan không lấy mẫu lõi.

Mục tiêu cụ thể của luận văn là xây dựng hệ thống mô hình lai có độ tin cậy cao nhằm dự đoán chính xác độ thấm và độ bão hòa nước từ việc phân loại đá chứa (Rock Typing). Nghiên cứu tích hợp phương pháp phân chia đơn vị dòng chảy thủy lực (Hydraulic Flow Unit - HFU) và phương pháp phân tích áp suất mao dẫn bơm ép thủy ngân (Mercury Injection Capillary Pressure - MICP) trên cơ sở dữ liệu mẫu lõi thực tế. Ý nghĩa nghiên cứu thể hiện qua việc nâng cao hệ số tương quan dự báo độ thấm đạt mức ấn tượng $R^2 = 0.93$, tối ưu hóa độ chính xác của mô hình mô phỏng vỉa và giảm thiểu rủi ro tài chính cho các chiến dịch khoan khai thác ngoài khơi.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được phát triển trên nền tảng kết hợp các lý thuyết thủy động lực học môi trường rỗng và vật lý thạch học nâng cao:

• Lý thuyết đơn vị dòng chảy thủy lực (HFU): Dựa trên phương trình kinh điển Carman - Kozeny kết hợp định luật dòng chảy Darcy và định luật Poiseuille qua ống mao dẫn. Lý thuyết này phân định các khối thể tích vỉa có tính chất địa chất và thủy động lực học tương đồng thành từng đơn vị dòng chảy riêng biệt thông qua hai tham số bản chất:
  • Chỉ số chất lượng vỉa chứa (Reservoir Quality Index - RQI): $RQI = 0.0314 \sqrt{k/\Phi_e}$, phản ánh đặc trưng cấu trúc vi mô của không gian rỗng.
  • Chỉ số vùng dòng chảy (Flow Zone Indicator - FZI): $FZI = RQI / \Phi_z$, tích hợp đồng thời yếu tố hình dạng hạt, độ uốn khúc của kênh rỗng và diện tích bề mặt riêng trên một đơn vị thể tích hạt.
• Lý thuyết phân loại đá chứa từ dữ liệu áp suất mao dẫn (MICP): Dựa trên mô hình Winland và Pittman, khai thác thông số bán kính họng kênh rỗng tại mức độ bão hòa thủy ngân 35% ($R_{35}$). Giá trị $R_{35}$ thể hiện kích thước các họng liên thông chi phối pha liên tục của dòng chất lưu, cho phép phân định ranh giới giữa các kiểu đá chứa có mức độ phân loại hạt khác nhau.
• Lý thuyết chuẩn hóa áp suất mao dẫn và hàm chiều cao bão hòa (SHF): Ứng dụng hàm Leverett-J cải tiến nhằm quy đổi và trung bình hóa các đường cong áp suất mao dẫn từ hệ khí - thủy ngân sang hệ khí - nước của vỉa thực tế. Từ đó, hàm $J(S_w)$ kết hợp với độ cao trên mực nước tự do (FWL) để thiết lập hàm chiều cao bão hòa phục vụ tính toán độ bão hòa nước nguyên thủy ($S_{wi}$).

Phương pháp nghiên cứu

• Nguồn dữ liệu và cỡ mẫu: Toàn bộ công trình sử dụng tập dữ liệu phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn (Routine Core Analysis - RCA) kết hợp với 16 mẫu lõi phân tích đặc biệt (Special Core Analysis - SCAL) đo áp suất mao dẫn bơm ép thủy ngân cao áp bằng thiết bị chuyên dụng Autopore IV tại phòng thí nghiệm Viện Dầu khí Việt Nam. Nguồn số liệu này được liên kết chặt chẽ với đường đo địa vật lý giếng khoan tại 2 giếng thẩm lượng Alpha-1 và Alpha-2.
• Phương pháp chọn mẫu: Mẫu nghiên cứu được lựa chọn theo phương pháp chọn mẫu phân tầng có chủ đích (stratified purposive sampling), trải rộng trên các phân vị cát kết từ T30 đến T85 nhằm bao phủ dải biến thiên độ rỗng từ 7.2% đến 24.8% và dải độ thấm từ 0.1 mD đến trên 150 mD.
• Phương pháp phân tích và lý do lựa chọn: Nghiên cứu áp dụng kỹ thuật đồ thị xác suất tích lũy (probability plot) trên biến logarit của FZI để phát hiện các phân bố chuẩn thành phần, từ đó xác định chính xác số lượng HFU mà không bị thiên kiến chủ quan. Lý do kết hợp MICP với HFU là vì phương pháp HFU truyền thống thường giảm độ nhạy trong vỉa cát kết đa kênh rỗng bị biến đổi thứ sinh, trong khi phổ kích thước họng lỗ rỗng từ MICP bổ sung thông tin hình học vi mô giúp hiệu chỉnh mô hình độ thấm tối ưu.
• Timeline nghiên cứu: Quá trình thu thập, xử lý kiểm soát chất lượng (QC) dữ liệu thạch học, xây dựng mô hình toán học và đánh giá kiểm chứng được thực hiện hoàn tất trong khoảng thời gian từ tháng 02/2022 đến tháng 07/2022.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

• Phân định thành công 5 nhóm đá chứa đặc trưng: Phân tích tích hợp HFU và MICP đã phân chia tập cát kết Miocen mỏ Alpha thành 5 đơn vị dòng chảy riêng biệt (HFU 1 đến HFU 5) tương ứng với 5 kiểu đá chứa (RRT-1 đến RRT-5). Giá trị FZI trung bình tăng tiến có quy luật từ 0.35 $\mu m$ ở nhóm đá chất lượng thấp nhất (RRT-1) lên tới 4.82 $\mu m$ ở nhóm đá chất lượng tuyệt hảo (RRT-5).
• Độ chính xác vượt bậc của mô hình thực nghiệm MICP: Mô hình dự đoán độ thấm xây dựng từ tương quan giữa độ rỗng, độ thấm và kích thước họng kênh rỗng $R_{35}$ đạt hệ số tương quan $R^2 = 0.93$. Kết quả này vượt trội hơn mô hình HFU đơn thuần ($R^2 = 0.86$) và cải thiện mạnh mẽ so với mô hình tương quan độ rỗng - độ thấm truyền thống vốn chỉ đạt $R^2 = 0.62$, tương đương mức tăng độ chính xác dự báo lên hơn 49%.
• Mô hình SHF chuẩn hóa khớp chặt chẽ với dữ liệu kiểm chứng: Sau khi áp dụng hàm Leverett-J để trung bình hóa đường cong áp suất mao dẫn cho từng nhóm HFU và RRT, mô hình Saturation Height Function tái tạo phân bố độ bão hòa nước theo chiều sâu hoàn toàn tương thích với kết quả phân tích chưng cất Dean-Stark trên mẫu lõi, duy trì sai số tuyệt đối trung bình dưới 4.5%.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính dẫn đến sự vượt trội của mô hình thực nghiệm dựa trên MICP là do sự phân bố kích thước họng kênh rỗng ($R_{35}$) phản ánh trực tiếp lực cản mao dẫn và mức độ liên thông thực tế của mạng lưới lỗ rỗng. Trong tập cát kết Miocen mỏ Alpha, sự hiện diện của xi măng cacbonat chiếm tới 20% - 30% thể tích và các màng khoáng vật sét authigenic đã thu hẹp các họng liên kết hạt mà không làm suy giảm quá nhiều độ rỗng tổng thể. Hiện tượng này giải thích tại sao mô hình tương quan đơn biến thông thường hoàn toàn thất bại trong việc mô tả các đới cát kết hạt mịn đến trung bình.

So sánh với các nghiên cứu tương đồng tại bồn trũng Oriente hay mỏ Edvard Grieg, việc sử dụng các hàm phân bố chuẩn FZI kết hợp tham số hóa đường cong thủy ngân luôn đem lại độ ổn định cao hơn hẳn các phương pháp hồi quy đa thức thông thường. Trong tài liệu luận văn, toàn bộ các phát hiện được trực quan hóa qua biểu đồ song logarit thể hiện quan hệ tuyến tính giữa RQI và $\Phi_z$, biểu đồ phân bố kích thước họng lỗ rỗng (PSD) đa đỉnh cho từng RRT, và bảng tổng hợp đối chuẩn các tham số $P_d$, $S_{wir}$, $R_{35}$. Đặc biệt, đồ thị so sánh biến thiên độ thấm và độ bão hòa nước liên tục theo chiều sâu tại 2 giếng khoan Alpha-1 và Alpha-2 minh chứng độ khớp gần như tuyệt đối giữa giá trị tính toán lý thuyết và mẫu đo thực tế.

Đề xuất và khuyến nghị

• Chuẩn hóa quy trình phân loại đá chứa tích hợp: Các đơn vị vận hành dầu khí và các nhà thầu khai thác tại thềm lục địa cần ứng dụng quy trình phân loại tích hợp HFU - MICP vào đề án thẩm lượng mỏ mới, nhằm cắt giảm sai số dự báo độ thấm xuống dưới mức 8% trong giai đoạn 2024 - 2026.
• Mở rộng phạm vi mô hình cho các cấu tạo lân cận: Viện Dầu khí Việt Nam và các công ty liên doanh điều hành nên triển khai ngay việc áp dụng bộ thông số thực nghiệm $R_{35}$ và FZI đã xác lập cho các phân vị cát kết Miocen có điều kiện trầm tích tương đồng tại Lô 05, Lô 06 và Lô 11, hướng tới mục tiêu nâng cao độ tin cậy của mô hình địa chất 3D thêm ít nhất 25% trong vòng 12 đến 18 tháng tới.
• Tích hợp sâu dữ liệu đo carota điện biên cao: Phòng công nghệ mỏ của các nhà điều hành cần kết hợp hàm chiều cao bão hòa SHF hiệu chỉnh với các đường cong địa vật lý hiện đại như thế phân cực hạt nhân (NMR) và ảnh điện trở giếng khoan, giúp xác định chuẩn xác vị trí ranh giới tiếp xúc khí - nước (GWC) với độ lệch không quá $\pm 1.5$ m trước quý 4/2025.
• Tối ưu hóa chiến lược lấy mẫu phân tích SCAL: Ban quản lý các dự án thăm dò cần đưa yêu cầu phân tích tối thiểu 20 đến 30 mẫu áp suất mao dẫn cao áp MICP vào danh mục khảo sát thường quy cho mỗi giếng khoan mở tầng chứa mới, đảm bảo độ phủ dữ liệu vi mô đạt trên 90% các tập trầm tích cát kết chứa khí.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

• Kỹ sư công nghệ mỏ và mô phỏng vỉa: Nắm bắt quy trình xây dựng hàm chiều cao bão hòa SHF và đường cong $P_c$ chuẩn hóa theo nhóm đá, phục vụ trực tiếp cho công tác khớp lịch sử khai thác (history matching) và mô phỏng động lực học dòng khí trong các vỉa chứa bất đồng nhất.
• Chuyên viên địa vật lý giếng khoan và vật lý thạch học: Vận dụng các thuật toán HFU và tương quan thực nghiệm $R_{35}$ để ngoại suy độ thấm, độ bão hòa nước chính xác tại các khoảng giếng khoan không thu hồi mẫu lõi.
• Học viên cao học, nghiên cứu sinh ngành Kỹ thuật Dầu khí và Địa chất: Sử dụng luận văn như một tài liệu tham khảo chuẩn mực về phương pháp luận kết hợp giữa lý thuyết vi mô Carman-Kozeny, số liệu thực nghiệm phòng thí nghiệm hiện đại và giải thuật xử lý thống kê chuyên sâu.
• Nhà quản lý thăm dò và phát triển mỏ tại các công ty năng lượng: Tiếp cận khung đánh giá chất lượng vỉa chứa đáng tin cậy để tối ưu hóa quyết định đầu tư, giảm thiểu tối đa rủi ro tài chính cho các chiến dịch khoan phát triển ngoài khơi trị giá hàng chục triệu USD.

Câu hỏi thường gặp

• Tại sao phương pháp HFU đơn thuần chưa đủ tin cậy cho vỉa cát kết tầng Miocen mỏ Alpha? Do vỉa cát kết tại đây chịu quá trình biến đổi thứ sinh phức tạp như xi măng hóa cacbonat và phát triển sét authigenic làm tắc nghẽn cục bộ các họng rỗng. Phương pháp HFU dựa vào độ rỗng hiệu dụng tổng quát nên dễ bị nhiễu, trong khi dữ liệu MICP bổ sung trực tiếp kích thước họng kênh rỗng giúp mô hình đạt độ chính xác cao hơn ($R^2 = 0.93$).
• Thông số R35 từ phân tích MICP đóng vai trò cốt lõi như thế nào trong mô hình? Giá trị $R_{35}$ là bán kính họng kênh rỗng tại mức độ bão hòa thủy ngân 35%, đại diện cho kích thước họng rỗng liên thông lớn nhất tạo nên dòng chảy chính. Việc đưa $R_{35}$ vào phương trình thực nghiệm giúp kiểm soát bản chất hình học không gian rỗng, nâng cao đáng kể độ chính xác khi tính toán độ thấm.
• Hàm Leverett-J giải quyết bài toán tính độ bão hòa nước trong luận văn ra sao? Hàm Leverett-J thực hiện nhiệm vụ phi thứ nguyên hóa và trung bình hóa toàn bộ các đường cong áp suất mao dẫn thu được từ phòng thí nghiệm cho từng nhóm đá riêng biệt. Dữ liệu này sau đó được chuyển đổi sang hệ chất lưu khí - nước của vỉa để xây dựng hàm chiều cao bão hòa (SHF) chính xác.
• Mô hình của luận văn có thể áp dụng cho các giếng khoan không lấy mẫu lõi không? Hoàn toàn khả thi. Bằng cách nhận diện các nhóm HFU hoặc RRT thông qua đối sánh với các đường cong carota giếng khoan sẵn có, các phương trình thực nghiệm đã thiết lập sẽ tính toán trực tiếp độ thấm và độ bão hòa nước liên tục cho toàn bộ chiều sâu giếng khoan.
• Kết quả dự đoán độ bão hòa nước từ mô hình SHF tương thích với số liệu thực tế ở mức độ nào? Độ bão hòa nước dự đoán từ mô hình SHF chuẩn hóa bằng hàm J cho thấy sự trùng khớp chặt chẽ với dữ liệu đo trực tiếp Dean-Stark trên mẫu lõi và dữ liệu minh giải địa vật lý giếng khoan, với sai số tuyệt đối trung bình ghi nhận được luôn duy trì ở mức dưới 4.5%.

Kết luận

• Xác lập thành công quy trình phân loại đá chứa tích hợp HFU và MICP, phân định chuẩn xác 5 nhóm đá chứa đặc trưng cho tầng cát kết Miocen mỏ Alpha, bể Nam Côn Sơn.
• Phát triển mô hình thực nghiệm dự đoán độ thấm đa biến đạt hệ số tương quan vượt trội $R^2 = 0.93$, khắc phục hoàn toàn hạn chế của các tương quan độ rỗng - độ thấm truyền thống.
• Xây dựng hoàn chỉnh mô hình chiều cao bão hòa (SHF) chuẩn hóa qua hàm Leverett-J, tái tạo phân bố độ bão hòa nước khớp sát với số liệu thực nghiệm Dean-Stark với sai số dưới 4.5%.
• Định hình khung kế hoạch mở rộng ứng dụng quy trình cho các bể trầm tích bất đồng nhất lân cận trên thềm lục địa Việt Nam trong giai đoạn 2024 - 2026.
• Độc giả và các đơn vị nghiên cứu dầu khí quan tâm có thể khai thác trực tiếp phương pháp luận và các hệ số thực nghiệm trong công trình này để tối ưu hóa hiệu quả mô phỏng khai thác mỏ khí ngoài khơi.