Đánh giá hiệu quả nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn cho đối tượng Miocene dưới, bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam

35DẦU KHÍ - SỐ 9/2019 
PETROVIETNAM
thác và bơm ép nằm trong khoảng 80 - 100oC, vỉa có áp suất 
ban đầu lên tới 4.023psi, áp suất điểm bọt là 1.880psi, độ 
rỗng hở của vỉa phân bố không đều và khoảng chênh rất 
rộng từ 0 - 33,5%, độ thấm thay đổi từ 0,5 - 1650mD, nhìn 
chung độ rỗng và độ thấm của vỉa giảm theo chiều sâu của 
giếng cần nứt vỉa. Vỉa chứa sản phẩm thường nằm ở độ sâu 
từ 2.759 - 2.998m với thành phần thạch học chủ yếu là cát 
kết và bột kết, chúng được gắn kết bởi sét và carbonate xi 
măng, theo địa vật lý giếng khoan thì kích cỡ hạt của cát kết 
ở mức trung bình. Thành phần thạch học chiếm 40 - 65% là 
quartz, 10 - 25% feldspars, 2 - 5% micas, 2 - 13% fragments 
và 12 - 15% sét hoặc carbonate xi măng [1]. Như vậy, vỉa có 
cấu trúc phức tạp, xen kẽ là các lớp đất đá chặt sít không 
chứa sản phẩm. Việc áp dụng công nghệ nứt vỉa thủy lực để 
xử lý các lớp chứa sản phẩm nhằm tăng lưu lượng khai thác 
dầu và sẽ được thiết kế làm các giai đoạn nứt vỉa với giếng 
đơn sao cho sau khi kết thúc nứt vỉa thu được lưu lượng 
dầu tối đa là rất cần thiết. Bài báo đánh giá hiệu quả của nứt 
vỉa thủy lực nhiều giai đoạn so với nứt vỉa thủy lực một giai 
đoạn tầng sản phẩm và trường hợp chưa nứt vỉa. 
2. Giá trị ứng suất ngang nhỏ nhất và hướng phát triển 
của khe nứt
Trong công tác nứt vỉa thủy lực, giá trị ứng suất ngang 
nhỏ nhất ứng với chiều sâu vỉa cần tiến hành nứt vỉa thủy 
lực rất quan trọng vì cho phép lựa chọn loại hạt chèn có 
cường độ nén phù hợp và đánh giá chính xác giá trị dẫn 
suất của khe nứt với giá trị ứng suất đóng cụ thể với chiều 
Ngày nhận bài: 20/2/2019. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 20/2 - 15/5/2019. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 9/9/2019.
ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ NỨT VỈA THỦY LỰC NHIỀU GIAI ĐOẠN 
CHO ĐỐI TƯỢNG MIOCENE DƯỚI, BỂ CỬU LONG, THỀM LỤC ĐỊA VIỆT NAM 
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 9 - 2019, trang 35 - 44
ISSN-0866-854X
Nguyễn Hữu Trường 
Đại học Dầu khí Việt Nam
Email: truongnh@pvu.edu.vn
Tóm tắt
Bài báo đánh giá hiệu quả nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn tầng sản phẩm cho đối tượng Miocene dưới, giếng đơn thuộc bể Cửu Long 
tại thềm lục địa Việt Nam. Hiệu quả nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn tầng sản phẩm tốt hơn so với các trường hợp chưa nứt vỉa và trường 
hợp nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm như: bán kính hiệu dụng, trung bình hệ số skin, dẫn suất khe nứt, hiệu quả gia tăng khai thác 
sau nứt vỉa, chiều dài và chiều rộng của khe nứt, áp suất khe nứt. Mô hình nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn tích hợp bởi các thành phần: giá 
trị ứng suất ngang nhỏ nhất và phương phát triển khe nứt, mô hình khe nứt, mô hình khai thác và mô hình kinh tế. Nghiên cứu cho thấy 
nứt vỉa nhiều giai đoạn tầng sản phẩm cho sản lượng khai thác cộng dồn cao hơn so với các trường hợp giếng chưa nứt vỉa và trường hợp 
giếng nứt vỉa một giai đoạn cho tầng sản phẩm. 
Từ khóa: Nứt vỉa nhiều giai đoạn, đối tượng Miocene dưới, hiệu quả nứt vỉa nhiều giai đoạn, nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm, chưa nứt vỉa. 
1. Giới thiệu
Sản lượng khai thác dầu ở các mỏ thuộc đối tượng tầng 
đá móng bể Cửu Long đã suy giảm nghiêm trọng, hầu hết 
trữ lượng ở các mỏ này đang bị suy kiệt sau thời gian dài 
khai thác. Công tác tìm kiếm, khoan thăm dò và phát triển 
các mỏ ở xa bờ vẫn đang tiến hành nghiên cứu và phát 
triển, tuy nhiên khi đi vào thực hiện dự án có rất nhiều rủi 
ro và chi phí lớn. Hiện nay còn một lượng tương đối lớn dầu 
thuộc đối tượng đá móng ở các mỏ tại bể Cửu Long đang 
tiếp tục nghiên cứu để gia tăng thu hồi dầu thuộc giai đoạn 
khai thác thứ cấp hoặc tam cấp. Công tác bơm ép nước để 
duy trì áp suất vỉa được tiến hành thường xuyên, tuy nhiên 
vỉa bị ngập nước là vấn đề rất thách thức trong khai thác ở 
đối tượng móng. Ngày nay, đối tượng khai thác dầu ở bể 
Cửu Long là trầm tích tập Miocene dưới chứa dầu. Trầm tích 
Miocene dưới có đặc điểm dầu trong cát kết với mức độ 
bất đồng nhất và tính chất địa chất rất phức tạp. Trầm tích 
Miocene dưới của mỏ là khu vực phía Bắc và phía Nam. Đối 
với khu vực phía Bắc, tầng chứa có trữ lượng khoảng 12,8 
triệu m3 dầu với lượng thu hồi khoảng 3,97 triệu m3 dầu, 
với hệ số thu hồi dầu 31%. Đối với khu vực phía Nam, tầng 
chứa có trữ lượng tại chỗ khoảng 9,3 triệu m3 dầu, có thể 
thu hồi 1,38 triệu m3 dầu với hệ số thu hồi khoảng 14,8. Vỉa 
có gradient nhiệt độ lên tới 3,5oC trên 100m thẳng đứng, 
ở tầng trầm tích Miocene dưới nhiệt độ vỉa ở giếng khai 
36 DẦU KHÍ - SỐ 9/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
sâu nhất định. Việc xác định áp suất đóng của 
khe nứt tương ứng giá trị ứng suất ngang nhỏ 
nhất được thực hiện theo nhiều cách khác nhau 
như phương pháp lý thuyết và phương pháp 
kiểm tra thực nghiệm ngoài hiện trường (LOT), 
hay kiểm tra thực nghiệm ngoài hiện trường mở 
rộng (XLOT). Với phương pháp xác định ứng suất 
nhỏ nhất của thành hệ theo phương pháp thực 
nghiệm hiện trường, thủ tục giếng được đóng 
bởi đối áp sau đó tiến hành bơm với lưu lượng 
nhỏ cho đến khi thành hệ xuất hiện vết nứt, khi 
đó giá trị áp suất trên bề mặt được gọi là áp suất 
gây ra vết nứt thành hệ (LOP), tiếp tục bơm cho 
đến khi thành hệ bị phá hủy (break down) và 
tiến hành tắt bơm. Áp suất đáy giếng lúc tắt bơm 
giảm dần theo thời gian bởi vì nó là một hàm số 
phụ thuộc vào hệ số thất thoát dung dịch nứt 
vỉa. Thông thường thành hệ có độ thấm và độ 
rỗng thấp, chặt sít thì hệ số thất thoát dung dịch 
qua diện tích khe nứt là nhỏ hơn so với hệ số 
thất thoát dung dịch nứt vỉa ở tầng đất đá có độ 
thấm và độ rỗng cao. Trong công tác nứt vỉa thủy 
lực, trước khi tiến hành nứt vỉa thủy lực chính 
cần tiến hành nứt vỉa thử nghiệm để xác định 
hệ số thất thoát dung dịch, mô hình khe nứt, 
tính chất đất đá. Hệ số thất thoát dung dịch phụ 
thuộc vào tính chất của đất đá thành hệ, tính 
chất của hệ dung dịch nứt vỉa sử dụng, độ rỗng 
và độ thấm của thành hệ nghiên cứu, độ nén 
của thành hệ. Nhiều năm qua, đã có nhiều tác 
giả đưa ra các cách khác nhau để xác định ứng 
su ... trình bơm nứt vỉa thủy lực cho 
nhiều giai đoạn và 1 giai đoạn cho tầng sản phẩm. Trong 
công tác nứt vỉa thủy lực, lịch trình bơm nứt vỉa gồm 3 
bước chính, bước thứ nhất thực hiện bơm thể tích dung 
dịch nứt vỉa pad mà không chứa hạt chèn với mục đích 
để mở khe nứt và tạo chiều rộng khe nứt yêu cầu sao cho 
sau khi kết thúc bơm thể tích pad thì khe nứt sẽ cho phép 
hạt chèn dễ dàng đi vào khe nứt, sau khi kết thúc bơm 
thể tích pad tiến hành bơm dung dịch nứt vỉa có chứa 
hạt chèn Sintered Ball Bauxite 16/30 có tỷ trọng 3,65 sao 
cho thiết kế nồng độ hạt chèn theo lịch trình bơm hình 
1, trong quá trình bơm thì gói hạt chèn thêm vào dung 
dịch nứt vỉa cho đến khi kết thúc bơm tại nồng độ hạt 
chèn đạt được là 10ppg, hạt chèn dễ dàng đi vào khe 
nứt và giữ khe nứt luôn mở vì trước đó đã tiến hành bơm 
pad đã tạo khe nứt. Sau khi kết thúc bơm dung dịch nứt 
vỉa có chèn ta tiến hành bơm thể tích dung dịch nứt vỉa 
không có hạt chèn để súc rửa hệ thống đường ống cũng 
như trong hệ thống đường ống khai thác. Bảng 4 còn 
chỉ ra trung bình phân bố của hạt chèn trong khe nứt 
khi thực hiện nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn lớn hơn 
phân bố hạt chèn bên trong khe nứt khi thực hiện bơm 
nứt vỉa thủy lực 1 giai đoạn cho tầng sản phẩm, điều đó 
có nghĩa dẫn suất khe nứt ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai 
đoạn cao hơn so với dẫn suất khe nứt ở nứt vỉa 1 giai 
đoạn cho tầng sản phẩm bởi vì sự phân bố hạt chèn tốt 
có tác dụng tăng dẫn suất khe nứt và cho phép dòng sản 
phẩm dễ dàng đi từ vỉa vào giếng. Ngoài ra trung bình 
hiệu quả nứt vỉa thủy lực ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai 
đoạn cao hơn 0,2 so với hiệu quả nứt vỉa một giai đoạn 
tầng sản phẩm (0,187). Điều đó chứng tỏ thể tích khe nứt 
tạo ra ở nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng sản phẩm thấp hơn 
so với thể tích tạo ra khi thực hiện nứt vỉa thủy lực nhiều 
giai đoạn.
7.2. Phân tích khai thác
Bảng 5 biểu diễn các thông số sau khi nứt vỉa thủy 
lực ở công việc nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn và nứt 
vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm, các chỉ số sau nứt vỉa 
có ảnh hưởng tới chỉ số khai thác sản phẩm. Chỉ số khai 
thác sau nứt vỉa phụ thuộc vào giá trị dẫn suất khe nứt tại 
chỗ trong khe nứt vì cho phép chất lưu dầu khí trong vỉa 
từ khe nứt đi vào giếng để khai thác một cách dễ dàng 
hay không [18]. Mặt khác dẫn suất khe nứt phụ thuộc rất 
nhiều yếu tố như áp suất đóng khe nứt, sự phân bố của 
hạt chèn bên trong khe nứt, loại hạt chèn, cường độ nén 
hạt chèn, tỷ trọng hạt chèn, độ rỗng và độ thấm của gói 
hạt chèn dưới tác dụng áp suất đóng cụ thể, ở đây ta lấy áp 
suất đóng tương đương ứng suất nhỏ nhất và mức độ hư 
hại của dẫn suất khe nứt và ảnh hưởng bởi quá trình hạt 
chèn bị quay trở lại bề mặt khi gọi dòng sản phẩm. Ngoài 
ra dẫn suất không thứ nguyên ở nứt vỉa đơn tầng lớp phủ 
(FCD = 0,93) cao hơn so với dẫn suất không thứ nguyên 
trung bình ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn (FCD = 0,3). 
Điều này giải thích là do dẫn suất không thứ nguyên tỷ 
lệ nghịch với nửa chiều dài của khe nứt, do nửa chiều dài 
khe nứt tạo ra ở nứt vỉa đơn tầng lớp phủ ngắn hơn so với 
 - Pwf =
141,2q
kh
ln
0,472r
+ s + ln 
NPV = 
( )
(1+i )
j=1
 - 
( )
(1+i )
j=1
 - Ctr 
( )
t-tpad
-tpad
; ε=
1- η
1+ η
42 DẦU KHÍ - SỐ 9/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
chiều dài tạo ra trong nứt vỉa thủy lực nhiều giai 
đoạn. Thực tế khi thực hiện nứt vỉa cho tầng 
Miocene dưới có độ thấm tương đối thấp thì 
việc ưu tiên tạo ra chiều dài khe nứt là rất quan 
trọng để nâng cao dẫn suất khe nứt. Trung 
bình hệ số skin âm ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai 
đoạn (sf = -7) thấp hơn nhiều so với hệ số skin 
âm sau nứt vỉa ở nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng 
sản phẩm (sf = -5,9), do đó bán kính hiệu dụng 
trung bình ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn 
là (r’w = 357,9ft) và bán kính hiệu dụng tạo ra 
sau nứt vỉa ở nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng sản 
phẩm (r’w = 120,3ft). Chỉ số gia tăng khai thác 
trung bình của nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn 
là (PI = 5,6) và chỉ số gia tăng khai thác ở nứt vỉa 
1 giai đoạn tầng sản phẩm là (PI = 3,3). Hình 2 
biểu diễn lưu lượng khai thác sau nứt vỉa là nứt 
vỉa thủy lực nhiều giai đoạn, nứt vỉa 1 giai đoạn 
tầng sản phẩm và chưa nứt vỉa với thời gian 
khai thác chuyển tiếp khoảng 3 năm, cho thấy 
lưu lượng khai thác ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai 
đoạn cao hơn nhiều so với nứt vỉa 1 giai đoạn 
tầng sản phẩm và cao hơn trường hợp chưa 
nứt vỉa. Bảng 8 cho thấy, sản lượng khai thác 
cộng dồn sau nứt vỉa của nứt vỉa thủy lực nhiều 
giai đoạn (7.854.300 thùng) cao hơn so với nứt 
vỉa 1 giai đoạn của tầng sản phẩm (5.789.800 
thùng), ngược lại với trường hợp giếng đơn 
chưa nứt vỉa thì sản lượng khai thác dầu cộng 
dồn thấp hơn với mức là 2.382.800 thùng. Lợi 
nhuận ròng thu được ở nứt vỉa thủy lực nhiều 
giai đoạn cũng cao nhất đạt hơn 393 triệu USD 
và nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm đạt hơn 
289 triệu USD, đối với giếng đơn chưa nứt vỉa 
thì lợi nhuận ròng thu được hơn 118 triệu USD, 
xét trong 3 năm. Đây là yếu tố quan trọng để 
nhà thầu có quyết định sử dụng công nghệ tiến 
hành bơm nứt vỉa thủy lực nhằm nâng cao sản 
lượng khai thác sau nứt vỉa.
Thông số Giai đoạn 1 Giai đoạn 2 Giai đoạn 3 
Nứt vỉa một giai đoạn 
tầng sản phẩm 
Dẫn suất khe nứt (md.ft) 5.232 5.244 5.194 5.224 
Áp suất đóng (psi) 4.861 4.844 4.916 4.704 
Dẫn suất không thứ nguyên (FCD) 0,3 0,34 0,3 0,93 
Hệ số Pseudo-skin (Sf) -7,04 -6,90 -7,03 -5,90 
Bán kính hiệu dụng, r’w (ft) 374,6 325,8 373,2 120,3 
Hiệu suất khai thác (J/J )o 5,8 5,3 5,8 3,3 
Bảng 5. Dẫn suất khe nứt và hiệu quả khai thác
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
0 200 400 600 800 1000 1200
Lư
u 
lư
ợn
g 
kh
ai
 th
ác
 (t
hù
ng
/n
gà
y)
Thời gian (ngày)
Chưa nứt vỉa Nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm
Nứt vỉa nhiều giai đoạn
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Sả
n 
lư
ợn
g 
cộ
ng
 d
ồn
 (1
00
0 
th
ùn
g)
Thời gian (ngày)
Chưa nứt vỉa Nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm
Nứt vỉa nhiều giai đoạn
Hình 2. Lưu lượng dầu khai thác dầu chuyển tiếp: chưa nứt vỉa, nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn, 
nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm
Hình 3. Lưu lượng dầu khai thác cộng dồn ở chế độ khai thác chuyển tiếp ở các trường hợp 
vỉa chưa nứt vỉa, nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn tầng sản phẩm, nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm
Bảng 6. Các thông số đầu vào để tính toán hiệu quả kinh tế
 Thông số Các giá trị 
Giá hạt chèn (USD/lbm) 0,4 
Giá dung dịch nứt vỉa (USD/gallon) 1 
Giá bơm, USD/giờ/HHP 3,25 
Giá sửa chữa (USD ) 15.000 
Tỷ suất chiết khấu (%) 10 
Giá dầu (USD/thùng) 60 
Số năm thu lợi nhuận ròng, NPV 3 
43DẦU KHÍ - SỐ 9/2019 
PETROVIETNAM
8. Phân tích yếu tố kinh tế (Bảng 6 - 8, Hình 4)
9. Kết luận
Nghiên cứu nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn cho giếng 
đơn ở đối tượng Miocene dưới, bể Cửu Long rút ra các kết 
luận sau:
- Về chỉ số gia tăng khai thác sau nứt vỉa thủy lực 
nhiều giai đoạn cao hơn nhiều so với chỉ số gia tăng khai 
thác sau nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm, hay trường 
hợp chưa nứt vỉa. Bởi vì sau nứt vỉa, hệ số skin âm trung 
bình của nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn thấp hơn so với 
hệ số skin âm ở nứt vỉa thủy lực 1 giai đoạn cho tầng sản 
phẩm, hay hệ số skin âm trung bình ở trường hợp chưa nứt 
vỉa, do tầng trầm tích Miocene dưới có tính chất tương đối 
chặt sít thể hiện ở độ thấm và độ rỗng hiệu dụng tương 
đối thấp. Vì vậy, cần phát triển khe nứt có chiều dài tối ưu, 
tối đa dẫn suất khe nứt để từ đó cho phép dòng sản phẩm 
dễ dàng đi từ khe nứt vào giếng khai thác sau khi nứt vỉa.
- Sự phân bố hạt chèn ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai 
đoạn cao hơn so với nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm, 
Thông số 
Dung dịch nứt vỉa 
sử dụng (gals) 
Khối lượng hạt chèn 
sử dụng (lbs) 
Công suất 
bơm 
Giá sửa chữa 
(USD) 
Chi phí 
(USD) 
Nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm 70.956,32431 141.396,2 5.068 15.000 158.985,8 
Nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn 215.642,9945 467.608,5 16.588 15.000 471.597,4 
Bảng 7. Chi phí thực hiện bơm nứt vỉa và vận hành
Bảng 8. Phân tích kinh tế trong 3 năm 
Thông số 
Dầu khai thác 
cộng dồn (thùng) 
Giá trị 
(USD) 
Tổng chi 
(USD) 
Lợi nhuận ròng, NPV 
(USD) 
Chưa nứt vỉa 2.382.800 142.968.000 0 118.617.326,82 
Nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm 5.789.800 347.388.000 158.986 289.544.184,75 
Nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn 7.854.300 471.258.000 471.597 393.807.290,65 
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Nứt vỉa 
nhiều giai đoạn
tầng sản phẩm
Lợ
i n
hu
ận
 rò
ng
, N
PV
 (U
SD
)
Nứt vỉa một 
giai đoạn 
tầng sản phẩm 
Chưa nứt vỉa
Hình 4. So sánh lợi nhuận ròng (NPV) cho các trường hợp: giếng chưa nứt vỉa, 
nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm, nứt vỉa nhiều giai đoạn tầng sản phẩm
điều đó dẫn tới dẫn suất khe nứt, lưu lượng khai thác, hiệu 
quả kinh tế sau nứt vỉa cũng cao hơn.
- Áp suất khe nứt cao hơn so với áp suất khe nứt ở nứt 
vỉa đơn tầng lớp phủ, đây là tiền đề để phát triển khe nứt. 
- Khi bơm nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm cho 
giếng đơn sẽ tăng tổn hao áp suất để phát triển khe nứt 
không cần thiết phục vụ cho khai thác sản phẩm sau này, 
có thể sự phát triển khe nứt phụ (khe nứt không có khả 
năng cho dòng sản phẩm để khai thác sau nứt vỉa) với 
chiều cao khe nứt cao hơn. Vì vậy, áp suất khe nứt cần 
thiết để phát triển khe nứt chính (khe nứt cho phép dòng 
sản phẩm dễ dàng đi vào giếng) bị giảm đi và do đó chiều 
dài khe nứt chính sẽ không đạt được.
Tài liệu tham khảo
1. Huu Truong Nguyen, Van Hung Nguyen. Lesson 
learned from hydraulic fracturing stimulation for improved 
oil Production rate in the lower Miocene reservoir, offshore 
Viet Nam. Proceedings of the 1st Vietnam Symposium on 
Advances in Offshore Engineering. Springer. 2018; 18: 
p. 559 - 565.
2. M.King Hubbert, David G.Willis. Mechanics of 
hydraulic fracturing. Society of Petroleum Egineers. 1957; 
210: p. 153 - 168.
3. W.R.Matthews, J.Kelly. How to predict formation 
pressure and fracture gradient from electric and sonic logs. 
Oil and Gas Journal. 1967; 65: p. 92 - 1066.
4. E.S.Pennebaker. An engineering interpretation 
of seismic data. Fall Meeting of the Society of Petroleum 
Engineers of AIME. 29 September - 2 October, 1968.
5. Ben A.Eaton. Fracture gradient prediction and its 
application in oilfield operations. Journal of Petroleum 
Technology. 1969; 21(10): p. 1353 - 1360.
44 DẦU KHÍ - SỐ 9/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
6. Stan A.Christman. Offshore fracture gradients. 
Journal of Petroleum Technology. 1973; 25(8): p. 910 - 914.
7. L.N.Berry, L.A.MacPherson. Prediction of fracture 
gradients from log derived elastic moduli. The Log Analyst. 
1972; 13(5 ).
8. Nguyễn Hữu Trường, Nguyễn Quốc Dũng, Phạm 
Đình Phi, Nguyễn Viết Khôi Nguyên. Nghiên cứu ảnh 
hưởng của các thông số vận hành nứt vỉa tới dẫn suất khe 
nứt và khối lượng hạt chèn khi thực hiện bơm nứt vỉa tầng 
Oligocene chặt sít. Tạp chí Dầu khí. 2018; 12: trang 31 - 44.
9. Peter Valkó, Michael J.Economides. Hydraulic 
fracture mechanics. Wiley & Sons. 1995.
10. M.M.Rahman, M.K.Rahman. A review of hydraulic 
fracture models and development of an improved Pseudo-
3D model for stimulating tight oil/gas sand. Energy Sources, 
Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects. 
2010; 32(15): p. 1416 - 1436.
11. G.I.Barenblatt. The mathematical theory of 
equilibrium cracks in Brittle fracture. Advances in Applied 
Mechanics. 1962; 7: p. 55 - 129.
12. Heber Cinco-Ley, Fermando Samaniego-V. 
Transient Pressure analysis for fractured wells. Journal of 
Petroleum Technology. 1981; 33(9): p. 1749 - 1766.
13. Michael J.Economides, A.Daniel Hill, Christine 
Ehlig-Economides, Ding Zhu. Petroleum production 
systems (2nd edition). Prentice Hall. 2012. 
14. P.P.Valko, R.E.Oligney, M.J.Economides. High 
permeability fracturing of gas wells. Petroleum Engineer 
International. 1998;71(1).
15. Nguyễn Hữu Trường, nnk. Thiết kế nứt vỉa thủy lực 
tối ưu cho tầng Oligocene dưới nhằm tăng cường khai thác 
dầu bằng phương pháp tối đa lợi nhuận ròng. Tạp chí Dầu 
khí. 2015; 12: trang 28 – 37.
16. BJ. Hydraulic fracturing post job report for wells. 
2010.
17. BJ-PVDrilling JV Company Ltd. Fracturing report 
summary. 2011.
18. Haiqing Yu, M.Motiur Rahman. Pinpoint 
multistage fracturing of tight gas sands: An integrated 
model with constraints. SPE Middle East Unconventional 
Gas Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE. 23 - 25 
January, 2012. 
19. Robert S.Schechter. Oil well stimulation. Prentice 
Hall. 1991.
20. K.G.Nolte. Determination of proppant and fluid 
schedules from fracturing - pressure decline. SPE Production 
Engineering. 1986; 1(4): p. 255 - 265.
Summary
The paper evaluates the multiple-stage hydraulic fracturing efficiency for single wells in the Lower Miocene formation of Cuu Long 
basin on the continental shelf of Vietnam. The efficiency of multiple-stages is better than that of the base case and single-stage hydraulic 
fracturing for well stimulation such as the effective radius, average skin factor, fracture conductivity, oil productivity at post-fractured 
well, fracture length and width, and net pressure. The integrated multiple-stage hydraulic fracturing model includes the minimum 
horizontal stress and fracture propagation orientation, the fracture geometry model, the production model and the economic model. 
The study showed that multiple-stage fracturing for single wells produces higher cumulative oil production than unstimulated cases and 
well single-stage fracturing. 
Key words: Multiple-stage hydraulic fracturing, Lower Miocene reservoir, multiple-stage fracturing efficiency, single-stage hydraulic 
fracturing, base case.
INVESTIGATION OF MULTIPLE-STAGE HYDRAULIC FRACTURING 
EFFICIENCY FOR LOWER MIOCENE, CUU LONG BASIN, CONTINENTAL 
SHELF OF VIET NAM
Nguyen Huu Truong
Petrovietnam University
Email: truongnh@pvu.edu.vn