Chính xác hóa dự báo nhiệt độ thành hệ bằng cách sử dụng dữ liệu đồng hồ đáy ở các mỏ có nhiệt độ cao, áp suất cao Hải Thạch và Mộc Tinh bể Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam

45DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
AEDC) đã khoan trên cấu tạo khép kín nằm phía Tây Bắc của mỏ 
Mộc Tinh. Sản phẩm khí ngưng tụ được phát hiện trong các tập 
turbidite tuổi Miocene muộn. Giếng khoan thăm dò 05-3-MT-BX 
(1995, AEDC) được khoan ngay trên cấu tạo triển vọng mỏ Mộc Tinh 
và sản phẩm khí ngưng tụ thu được nằm trong tập turbidite khác có 
tuổi Miocene muộn tương đồng.
Nhiệt độ thành hệ cao ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình thiết 
kế giếng khoan và hoàn thiện giếng (như: giảm tuổi thọ của choòng 
khoan và các thiết bị đo trong khi khoan); đẩy nhanh hiện tượng ăn 
Ngày nhận bài: 1/11/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 1 - 8/11/2018. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 23/1/2019.
CHÍNH XÁC HÓA DỰ BÁO NHIỆT ĐỘ THÀNH HỆ BẰNG CÁCH SỬ DỤNG 
DỮ LIỆU ĐỒNG HỒ ĐÁY Ở CÁC MỎ CÓ NHIỆT ĐỘ CAO, ÁP SUẤT CAO 
HẢI THẠCH VÀ MỘC TINH BỂ NAM CÔN SƠN, THỀM LỤC ĐỊA VIỆT NAM
Hình 1. Địa chất khu vực bể trầm tích Nam Côn Sơn [1]
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 2 - 2019, trang 45 - 49
ISSN-0866-854X
Vũ Đức Hòa, Khúc Hồng Giang, Hoàng Kỳ Sơn
Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông
Email: hoavd@biendongpoc.vn
Tóm tắt
Nhiệt độ của mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh trước đây được xác định dựa trên số liệu thử vỉa và/hoặc sử dụng kết quả đo nhiệt độ đáy 
giếng khoan hiệu chỉnh theo phương pháp Horner truyền thống, có sai số cao (nhiệt độ dao động khá lớn từ 157 - 187°C ở độ sâu 
4.200mTVD). 
Bài báo giới thiệu phương pháp xác định nhiệt độ thành hệ chính xác hơn bằng cách sử dụng dữ liệu đồng hồ đáy của các giếng khai 
thác, giúp giảm thiểu chi phí và rủi ro trong quá trình thi công giếng khoan và vận hành khai thác. Phương pháp mới này đã giúp chính 
xác hóa dự báo nhiệt độ thành hệ, giảm sai số đáng kể chỉ còn 6oC đối với mỏ Hải Thạch và 4oC đối với mỏ Mộc Tinh.
Từ khóa: Áp suất cao nhiệt độ cao, nhiệt độ thành hệ, đồng hồ đáy, nhiệt độ trong quá trình đóng giếng, nhiệt độ trong quá trình khai 
thác. 
1. Giới thiệu
Bể trầm tích Nam Côn Sơn với diện tích 
khoảng 90.000km², có tiềm năng chủ yếu là khí, 
được hình thành qua 3 giai đoạn: trước tách 
giãn, đồng tách giãn và sau tách giãn (Hình 1). 
Giai đoạn trước tách giãn diễn ra trong khoảng 
thời gian từ Eocene muộn đến Oligocene sớm. 
Giai đoạn đồng tách giãn xảy ra trong thời kỳ 
Miocene giữa. Giai đoạn sau tách giãn được tính 
từ Miocene muộn cho đến nay.
Mỏ Hải Thạch nằm ở Lô 05-2 với chiều sâu 
mực nước biển khoảng 130 - 140m. Năm 1995, 
giếng khoan thăm dò đầu tiên 05-2-HT-AX đã 
được khoan trên khối nâng cấu tạo Hải Thạch. 
Sản phẩm khí ngưng tụ đã được phát hiện trong 
các tập vỉa cát xen kẹp có tuổi từ Miocene sớm 
đến Miocene muộn. 
Mỏ Mộc Tinh nằm ở vị trí Lô 05-3 với chiều 
sâu mực nước biển khoảng 114 - 118m. Giếng 
khoan thăm dò đầu tiên 05-3-MT-AX (1993, 
46 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
mòn các thiết bị bề mặt, làm hư hỏng các thiết bị trong 
quá trình khai thác... Do đó, nhiệt độ thành hệ phải được 
xác định với mức độ chính xác nhất có thể để xây dựng 
biểu đồ gradient nhiệt độ phục vụ công tác khoan cũng 
như khai thác.
Một trong những phương pháp phổ biến nhất để xác 
định nhiệt độ thành hệ là sử dụng phương pháp Horner 
cho số liệu nhiệt độ dung dịch khoan trong khi dừng tuần 
hoàn giếng. Tuy nhiên, theo nghiên cứu của Dowdle và 
Cobb [2], phương pháp này luôn cho kết quả thấp hơn 
nhiệt độ thực của thành hệ. Dowdle và Cobb [2] cũng 
chứng minh rằng thời gian tuần hoàn giếng càng dài thì 
sai số càng lớn. Trong trường hợp thời gian dừng tuần 
hoàn giếng ngắn, Roux và các cộng sự [3] đã đề xuất sử 
dụng hệ số hiệu chỉnh thực nghiệm để tăng độ chính xác 
của phương pháp Horner. Hasan và Kabir [4] cũng đề xuất 
một số tinh chỉnh để tăng độ chính xác cho phương pháp 
Horner. Tuy nhiên, do đặc thù của công tác khoan giếng 
là phải tối đa hóa thời gian khoan và giảm thiểu thời gian 
dừng khoan để giảm chi phí nên các phương pháp kiểu 
Horner luôn cho nhiệt độ thành hệ ước tính thấp hơn 
nhiệt độ thực của thành hệ. Do đó nếu chỉ sử dụng các 
phương pháp này sẽ gây rủi ro cao trong khu vực có nhiệt 
độ cao áp suất cao như mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh.
Một phương pháp khác để xác định nhiệt độ thành 
hệ là sử dụng dữ liệu nhiệt độ của đồng hồ đáy trong quá 
trình đóng giếng khai thác. Phương pháp này có ưu điểm 
thời gian đóng giếng không phát sinh chi phí nhiều như 
khi dừng tuần hoàn giếng trong khi khoan. Tuy nhiên 
trong thực tế khai thác thường hạn chế đóng giếng nên 
nếu thời gian đóng giếng không đủ dài thì nhiệt độ ước 
tính bằng các phương pháp kiểu Horner cũng sẽ thấp hơn 
nhiệt độ thực của thành hệ.
Đối với dự án Biển Đông 01, có 1 giếng đã khai 
thác cát sau khi bắn vỉa một số tập thăm dò nên phải 
đóng giếng trong thời gian hơn 3 tháng để nghiên cứu 
phương án xử lý tiếp theo. Do thời gian đóng giếng dài 
nên đã cho kết quả chính xác của nhiệt độ thành hệ 
tại độ sâu đồng hồ đáy. Nhóm tác giả đã thu được một 
đường cong chuẩn cho quá trình nhiệt độ giảm dần khi 
đóng giếng. Bằng thực nghiệm đường cong chuẩn này 
rất phù hợp khi áp dụng vào các giếng khai thác khác 
trong cả 2 mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh, có thể do đặc điểm 
địa chất cũng như thiết kế các giếng khoan tương đồng. 
Do đó đường cong giảm nhiệt độ chuẩn này đã được áp 
dụng cho dữ liệu đồng hồ đáy của các giếng khai thác ở 
mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh để ngoại suy nhiệt độ thành 
hệ trong khi đóng giếng.
Ngược lại với quá trình nhiệt độ giảm dần khi đóng 
giếng, đồng hồ đáy sẽ cho số liệu nhiệt độ tăng dần khi 
mở giếng khai thác và nhiệt độ này sẽ tiệm cận với nhiệt 
độ vỉa khi lưu lượng đủ lớn và thời gian khai thác đủ dài. 
Do đó, một ưu điểm lớn của việc sử dụng số liệu đồng hồ 
đáy là có thể thu được số liệu nhiệt độ thành hệ cho hai độ 
sâu khác nhau (độ sâu đồng hồ đáy và độ sâu của vỉa). Nếu 
thời gian khai thác không đủ dài có thể sử dụng một số 
mô hình tương đối phức tạp như của Kashikar và Arnold 
[5] hay Duru và Horne [6] để xác định nhiệt độ vỉa. Tuy 
nhiên trong trường hợp của BIENDONG POC do đặc thù 
của khai thác khí nên có thể khai thác với cỡ van ổn định 
trong một thời gian dài để thu được nhiệt độ vỉa chính 
xác nhất.
Trước khi áp dụng phương pháp mới, nhiệt độ thành 
hệ tính từ phương pháp Horner với số liệu đo nhiệt độ 
đáy giếng khoan của các giếng thăm dò là 157 - 187°C 
ở độ sâu 4.200mTVD. Sau khi áp dụng phương pháp mới 
cho các giếng khai thác đã giảm được sai số và nhiệt độ 
nằm trong khoảng 180 - 186°C cho mỏ Hải Thạch và 182 
- 186°C cho mỏ Mộc Tinh ở cùng độ sâu 4.200mTVD. Việc 
đạt được giới hạn sai số khá nhỏ 4 - 6°C đã giúp tối ưu 
hóa các công tác khoan cũng như khai thác. Ngoài việc 
đề xuất phương pháp mới để chính xác hóa việc xác định 
nhiệt độ thành hệ thì các biểu đồ nhiệt độ với độ chính 
xác cao của Hải Thạch và Mộc Tinh có thể được dùng làm 
tài liệu tham khảo cho các giếng khoan của các khu vực 
lân cận trong bể Nam Côn Sơn.
2. Kết quả dự báo nhiệt độ thành hệ cho mỏ Hải Thạch 
và Mộc Tinh 
Nguyên lý của phương pháp trình bày trong bài báo 
này là xác định nhiệt độ dựa vào dữ liệu đồng hồ đáy thu 
được khi đóng và mở giếng khai thác. Thiết bị đo đồng hồ 
đáy được đặt tại vị trí trên khoảng bắn vỉa và được gắn cố 
Hình 2. Minh họa của phương pháp đo khi đóng giếng
Vỉa sản phẩm
Giếng khoan
Đồng hồ đáy
47DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
định vào ống khai thác (Hình 2). Khi đóng giếng 
nhiệt độ ghi nhận bởi đồng hồ đáy có xu hướng 
giảm dần và tiệm cận với giá trị nhiệt độ thực 
của thành hệ. Ngược lại, khi mở giếng, nhiệt độ 
đồng hồ đáy thay đổi khi lưu lượng khí khai thác 
thay đổi và tiệm cận với giá trị nhiệt độ vỉa khi 
lưu lượng khí khai thác đủ lớn. Xây dựng biểu 
đồ nhiệt độ dựa trên phương pháp này sẽ cho 
phép tính được gradient địa nhiệt của khu vực 
nghiên cứu để phục vụ cho công tác khoan và 
khai thác.
Giếng 05-2-HT-E có thời gian đóng giếng 
rất dài (khoảng hơn 3 tháng, Hình 3) nên giá 
trị nhiệt độ thành hệ tại độ sâu của đồng hồ 
đáy (130,8°C) là chính xác. Nhóm tác giả đã xác 
định được đường cong chuẩn cho quá trình 
nhiệt độ giảm dần khi đóng giếng. Bằng thực 
nghiệm đường cong chuẩn này rất phù hợp khi 
áp dụng vào các giếng khoan khác trong mỏ 
Hải Thạch và Mộc Tinh, có thể do đặc điểm địa 
chất cũng như thiết kế các giếng khoan tương 
đồng. Do đó đường cong giảm nhiệt độ chuẩn 
của giếng 05-2-HT-E đã được áp dụng cho số 
liệu của tất cả các giếng khoan ở mỏ Hải Thạch 
và Mộc Tinh để ngoại suy nhiệt độ thành hệ 
trong khi đóng giếng với kết quả thu được thể 
hiện trong Bảng 1.
Ngược lại với quá trình nhiệt độ giảm 
dần khi đóng giếng, đồng hồ đáy sẽ cho số 
liệu nhiệt độ tăng dần khi mở giếng khai thác 
(Hình 4) và nhiệt độ này sẽ tiệm cận với nhiệt 
độ vỉa khi lưu lượng đủ lớn. Các cỡ van khác 
nhau sẽ có lưu lượng khí khác nhau, tương 
ứng với nhiệt độ ổn định đo được trên đồng hồ 
đáy khác nhau. Các giá trị nhiệt độ tương ứng 
với lưu lượng khí được minh họa cho giếng 
05-2-HT-F thể hiện trên Hình 5. Bằng phương 
pháp thực nghiệm, đường cong chuẩn trong 
quá trình đóng giếng được kiểm chứng khá 
phù hợp với quy luật tăng nhiệt độ khi tăng 
lưu lượng khai thác, nên đường cong chuẩn 
này được dùng để ngoại suy và xác định giá 
trị nhiệt độ thực của vỉa. Bằng phương pháp 
này, nhiệt độ vỉa cho giếng 05-2-HT-F được 
xác định là 158,8°C (Hình 5). Phương pháp trên 
được áp dụng cho tất cả các giếng khai thác 
của mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh.
Hình 5. Nhiệt độ theo lưu lượng khí tại giếng khoan 05-2-HT-F
Hình 4. Minh họa của phương pháp đo nhiệt độ khi khai thác
Bảng 1. Nhiệt độ thành hệ trong khi đóng giếng
Hình 3. Nhiệt độ suy giảm theo thời gian khi đóng giếng 05-2-HT-E
Vỉa sản phẩm
Giếng khoan
Đồng hồ đáy
Lưu lượng khí
Giếng khai 
thác 
Độ sâu đồng hồ đáy 
(mTVD) 
Nhiệt độ thành hệ tại độ sâu 
của đồng hồ đáy (°C) 
05-2-HT-G 2.675 124,6 
05-2-HT-B 2.812 127,5 
05-2-HT-A 2.844 134,5 
05-2-HT-E 2.852 130,8 
05-2-HT-F 2.872 134,0 
N
hi
ệt
 đ
ộ 
(o
C)
Thời gian (giờ)
N
hi
ệt
 đ
ộ 
(o
C)
Lưu lượng khí (MMscf/d)
48 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
4. Kết luận
Phương pháp xác định nhiệt độ thành hệ 
bằng cách sử dụng đồng hồ đáy và dữ liệu khai 
thác là cách tiếp cận mới để dự báo nhiệt độ 
thành hệ chính xác hơn, giảm chi phí và rủi 
ro trong quá trình thi công giếng khoan, thu 
thập số liệu và vận hành khai thác. Trước khi áp 
dụng phương pháp mới, nhiệt độ của mỏ Hải 
Thạch và Mộc Tinh được ước tính dựa trên số 
liệu thử vỉa và số liệu nhiệt độ khi dừng tuần 
hoàn của các giếng thăm dò, dao động trong 
khoảng nhiệt độ khá lớn từ 157 - 187°C ở độ 
sâu 4.200mTVD. Sau khi áp dụng phương pháp 
mới, sai số nhiệt độ giảm đáng kể còn 6oC đối 
với mỏ Hải Thạch (Hình 6) và 4oC đối với mỏ 
Mộc Tinh (Hình 7). Từ các kết quả này, gradient 
nhiệt độ khu vực mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh 
được xác định vào khoảng 4oC/100m. Kết quả 
này đã được kiểm chứng là chính xác vì phù 
hợp với dữ liệu khảo sát nhiệt độ tại 2 giếng 
khoan 05-3-MT-C và 05-3-MT-G thực hiện năm 
2018.
Tài liệu tham khảo
1. Son T.Nguyen, Son K.Hoang, Giang 
H.Khuc, Hung N.Tran. Pore pressure and fracture 
gradient prediction for the challenging high 
pressure and high temperature well, Hai Thach 
field, block 05-2, Nam Con Son basin, offshore 
Vietnam, a case study. SPE/IATMI Asia Pacific Oil 
& Gas Conference and Exhibition, Nusa Dua, 
Bali, Indonesia. 20 - 22 October, 2015.
2. W.L.Dowdle, W.M.Cobb. Static formation 
temperature from well logs - an empirical method. 
Journal of Petroleum Technology. 1975; 27(11): 
p. 1326 - 1330.
3. Brian Roux, Subir K.Sanyal, Susan 
L.Brown. An improved approach to estimating 
true reservoir temperature from transient 
temperature data. SPE California Regional 
Meeting, Los Angeles, California. 9 - 11 April, 
1980.
4. A.R.Hasan, C.S.Kabir. Static reservoir 
temperature determination from transient data 
after mud circulation. SPE Drilling & Completion. 
1994; 9(1).
Hình 7. Dự báo nhiệt độ cho mỏ Mộc Tinh và số liệu kiểm chứng (màu hồng và màu xanh da trời)
Hình 6. Dự báo nhiệt độ cho mỏ Hải Thạch
0 50 100 150 200 250
0
1000
2000
3000 
4000
Nhiệt độ (oC)
Đ
ộ 
sâ
u 
(m
TV
D
)
0 50 100 150 200 250
0
500 
1000
1500 
2000
2500
3000
3500
4000
4500
Nhiệt độ (oC)
Đ
ộ 
sâ
u 
(m
TV
D
)
49DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
5. S.V.Kashikar, F.C.Arnold. Determination of formation 
temperature from flow tests: A new solution. SPE Production 
Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, USA. 
7 - 9 April, 1991.
6. Obinna Duru, Roland N.Horne. Modeling reservoir 
temperature transients and matching to permeanent 
downhole gauge data for reservoir parameter estimation. 
SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, 
Colorado, USA. 21 - 24 September, 2008.
Summary
Formation temperature in Hai Thach and Moc Tinh fields used to be estimated based on DST data and wireline logging data using 
the conventional Horner analysis method, resulting in large uncertainty (wide range of 157 - 187°C at 4,200mTVD). This paper introduces 
a more accurate method for formation temperature estimation using downhole gauge data, facilitating cost optimisation and risk 
reduction in drilling as well as production. The new method has significantly reduced the formation temperature uncertainty to only 6°C 
for Hai Thach field and 4°C for Moc Tinh field. 
Key words: HTHP, formation temperature, downhole gauge, shut-in temperature, production temperature.
IMPROVING FORMATION TEMPERATURE ESTIMATION USING 
PRODUCTION DOWNHOLE GAUGE DATA IN HAI THACH AND MOC TINH 
HIGH TEMPERATURE AND HIGH PRESSURE FIELDS, NAM CON SON 
BASIN, OFFSHORE VIETNAM
Vu Duc Hoa, Khuc Hong Giang, Hoang Ky Son
Bien Dong Petroleum Operating Company (BIENDONG POC)
Email: hoavd@biendongpoc.vn