Kết quả đo độ thấm bằng nhiều phương pháp khác nhau cho vỉa turbidite mỏ Hải Thạch, bể Nam Côn Sơn

35DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
định độ thấm từ dữ liệu đo áp suất trong khi khoan và (iv) 
xác định độ thấm sử dụng phương pháp phân tích PTA. 
Kết quả cho thấy giá trị độ thấm được xác định thông qua 
phân tích PTA thấp hơn rất nhiều so với độ thấm được xác 
định bằng 3 phương pháp còn lại, tương tự như kết quả 
của một số nghiên cứu trước đây [1]. 
2. Kết quả xác định độ thấm từ mẫu lõi
2.1. Độ thấm tuyệt đối
Vỉa Sand30 có 4 giếng, trong đó có 2 giếng lấy mẫu lõi 
là giếng HT-H (35m) và HT-X (34m). Do mẫu lõi thu được từ 
2 giếng này gần như toàn bộ vỉa Sand30 nên các thông số 
phân tích mẫu lõi có tính đại diện cao. Hàm phân bố giá trị 
độ thấm của giếng HT-X và HT-H được thể hiện trên Hình 
1, với giá trị trung bình lần lượt là 9mD và 24mD.
2.2. Độ thấm hữu dụng
Độ thấm hữu dụng đã được đo tại điều kiện nước dư 
(Hình 2). Từ Hình 2 có thể thấy độ thấm hữu dụng rất gần 
với độ thấm tuyệt đối. Do đó, có thể thấy độ thấm khí 
trung bình của vỉa Sand30 tại vị trí giếng HT-X và HT-H là 
xấp xỉ 9mD và 24mD. 
3. Kết quả xác định độ thấm từ dữ liệu độ rỗng
3.1. Phương pháp tính toán
Từ các phân tích địa vật lý giếng khoan, vỉa Sand30 có 
thể được chia ra làm 2 loại thạch học chính: cát và cát sét 
Ngày nhận bài: 1/11/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 1 - 6/11/2018. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 23/1/2019.
KẾT QUẢ ĐO ĐỘ THẤM BẰNG NHIỀU PHƯƠNG PHÁP KHÁC NHAU 
CHO VỈA TURBIDITE MỎ HẢI THẠCH, BỂ NAM CÔN SƠN
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 2 - 2019, trang 35 - 44
ISSN-0866-854X
Phạm Hoàng Duy, Hoàng Kỳ Sơn, Trần Ngọc Thế Hùng, Trần Vũ Tùng
Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông
Email: duyph@biendongpoc.vn
Tóm tắt
Giá trị độ thấm vỉa và quy luật phân bố của độ thấm là thông số rất quan trọng trong công tác phát triển và quản lý mỏ. Độ thấm có 
thể được xác định bằng nhiều phương pháp tuy nhiên kết quả thu được có thể có độ chênh lệch cao, nhất là tại những giếng có sản lượng 
thấp. Bài báo đưa ra kết quả thu được từ 4 phương pháp xác định độ thấm đã được áp dụng cho 4 giếng tại vỉa turbidite (Sand30) của mỏ 
Hải Thạch, bể Nam Côn Sơn, trong đó có 3 giếng khai thác (HT-C, HT-H và HT-I) và 1 giếng thăm dò (HT-X). Do khả năng cho dòng của các 
giếng khác nhau nên việc xác định chính xác giá trị độ thấm vỉa và quy luật phân bố độ thấm cho Sand30 là cơ sở quan trọng để khai thác 
hiệu quả vỉa turbidite này. Đồng thời, các yếu tố có thể dẫn tới sự chêch lệch về giá trị độ thấm giữa 4 phương pháp cũng được nhóm tác 
giả phân tích chi tiết.
Từ khóa: Độ lưu động, độ rỗng, độ thấm, mẫu lõi, PTA, mỏ Hải Thạch. 
1. Giới thiệu 
Sand30 là 1 vỉa lớn của mỏ Hải Thạch với trữ lượng 
tại chỗ ước tính hơn 210 tỷ ft3 khí tiêu chuẩn và hơn 26 
triệu thùng condensate. Vỉa turbidite này được phát hiện 
bởi giếng thăm dò HT-X và được khai thác bởi 3 giếng 
khai thác là HT-C, HT-H và HT-I. Tài liệu thu được từ 4 
giếng khoan trên cho thấy, vỉa Sand30 là một tập cát kết 
khá tương đồng, hạt mịn đến rất mịn, ở độ sâu khoảng 
3.500m, tuổi Miocene giữa, có độ dày từ 25 - 50m tại 
giếng, độ rỗng trung bình 14 - 17%. Hàm lượng sét trong 
cát kết quan sát được tại cả 4 giếng là tương đối thấp, thấp 
hơn 20%, với thành phần chủ yếu là sét chlorite và sét illite 
từ tài liệu phân tích mẫu lõi.
Trong 3 giếng khai thác, giếng HT-H có khả năng cho 
dòng tốt, có thể lên tới 15 triệu ft3 khí tiêu chuẩn/ngày. 
Trong khi đó, giếng HT-C và HT-I khả năng cho dòng thấp 
hơn nhiều, với lưu lượng ổn định chỉ 2 - 3 triệu ft3 khí tiêu 
chuẩn/ngày. Do khả năng cho dòng của các giếng khác 
nhau nên việc xác định chính xác giá trị độ thấm vỉa và 
quy luật phân bố độ thấm cho Sand30 là rất quan trọng 
để khai thác hiệu quả vỉa này.
Độ thấm của các giếng tại vỉa Sand30 được xác định 
bằng 4 phương pháp, bao gồm: (i) xác định độ thấm từ 
mẫu lõi, (ii) xác định độ thấm từ dữ liệu độ rỗng, (iii) xác 
36 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
với ranh giới phân chia là thành phần sét chiếm 20% 
thể tích. Hai loại thạch học này tuân theo 2 quy luật 
rỗng - thấm khác nhau (Hình 3).
3.2. Kết quả
Kết quả tính độ thấm từ dữ liệu độ rỗng cho 4 
giếng HT-C, HT-H, HT-X và HT-I được thể hiện bằng 
đường nét liền màu cam trên Hình 4. Các điểm đo màu 
đỏ trên Hình 4b và 4c là độ thấm đo từ mẫu lõi. Kết quả 
cho thấy độ thấm tính từ độ rỗng tương đồng với kết 
quả đo trực tiếp từ mẫu lõi.
4. Kết quả xác định độ thấm từ dữ liệu đo áp suất vỉa 
trong khi khoan 
Một thông số quan trọng thu được khi đo áp suất 
vỉa trong khi khoan là độ lưu động. Độ lưu động là tỷ 
lệ giữa độ thấm và độ nhớt, do đó sẽ tỷ lệ thuận với độ 
thấm khi độ nhớt không thay đổi nhiều (Hình 5). Mối 
quan hệ này đã được sử dụng để xác định độ thấm từ 
dữ liệu đo áp suất vỉa của giếng HT-C, được thể hiện 
bằng các điểm đo màu đỏ trên Hình 4a. Các kết quả đều 
tương đồng với độ thấm tính từ quan hệ rỗng - thấm.
5. Kết quả xác định độ thấm bằng phương pháp 
phân tích PTA 
5.1. Phương pháp phân tích PTA
Ngoài giá trị độ thấm trung bình của vỉa, phương 
pháp phân tích PTA cung cấp thêm một số thông tin 
quan trọng như: phân bố của độ thấm xung quanh 
giếng khoan, hệ số nhiễm bẩn và sự thay đổi của hệ 
số này theo thời gian, diện tích và hình dạng của khu 
vực khai thác cũng như sự tồn tại của các đứt gãy trong 
khu vực này. Phương pháp phân tích PTA truyền thống 
chỉ tập trung phân tích 1 giai đoạn đóng giếng tiêu 
biểu và dùng các kết quả thu được từ giai đoạn đó làm 
thông số đại diện cho giếng. Tuy nhiên đối với các vỉa 
khí ngưng tụ như mỏ Hải Thạch thì phương pháp này 
không thể phân tách được độ thấm vỉa và ảnh hưởng 
của hiện tượng ngưng tụ condensate trong vỉa. Do đó, 
trong nghiên cứu này việc phân tích PTA được thực 
hiện trên toàn bộ lịch sử khai thác với nhiều giai đoạn 
đóng giếng để xác định được độ thấm thực sự của vỉa. 
Ảnh hưởng của hiện tượng ngưng tụ condensate trong 
vỉa được thể hiện ở sự thay đổi của hệ số nhiễm bẩn. 
Ngoài ra, để tăng độ tin cậy của kết quả phân tích, các 
thông số như hệ số nhiễm bẩn và độ chứa của giếng 
được xác định bằng các phân tích độc lập trước khi 
được sử dụng làm đầu vào cho PTA. Các tài liệu phụ 
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0,1 0,3 0,5 1 3 5 10 30 Cao 
hơn
Tầ
n 
số
 (%
)
Độ thấm (mD)
HT-X, độ thấm trung bình 9 mD
Tần số Tích lũy
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0,1 0,3 0,5 1 3 5 10 30 Cao 
hơn
Tầ
n 
số
 (%
)
Độ thấm (mD)
HT-H, độ thấm trung bình 24 mD
Tần số Tích lũy
Hình 2. Đồ thị so sánh độ thấm hữu dụng và độ thấm tuyệt đối
Hình 1. Độ thấm đo từ mẫu lõi của giếng HT-X (a); Độ thấm đo từ mẫu lõi của giếng HT-H (b)
(b)
(a)
y = 0,9385x
R² = 0,9992
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 20 40 60 80 100
Đ
ộ 
th
ấm
 h
ữu
 d
ụn
g 
(m
D
)
Độ thấm tuyệt đối (mD)
Hình 3. Đồ thị biểu diễn độ thấm và độ rỗng từ mẫu lõi cho 2 loại thạch học cát và cát sét
Cát: 
log10(K) = 8,40 × log10(PHI) + 7,727 
R2 = 0,902
Cát: 
log10(K) = 11,083 × log10(PHI) + 8,843 
R2 = 0,79
37DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
trợ như bản đồ địa chấn và tài liệu FMI/FMS cũng được sử dụng để 
kiểm chứng sự hợp lý của kết quả PTA [2]. Sơ đồ quy trình cho phân 
tích PTA được tóm tắt trong Hình 6.
Bước đầu tiên của quy trình phân tích PTA là kiểm tra đồ thị lịch 
sử khai thác xem áp suất có sụt giảm không. Nếu áp suất giảm ít thì 
trữ lượng của vỉa là rất lớn so với thời gian khai thác. Do đó có thể 
thử nghiệm mô hình vỉa đồng nhất và không có đứt gãy. Nếu mô 
hình này khớp với dữ liệu khai thác thì sẽ thu được giá trị độ thấm 
trung bình của vỉa. Giá trị độ thấm trung bình của vỉa là không đổi 
cho tất cả các giai đoạn đóng giếng. Do đó độ biến thiên của hệ số 
nhiễm bẩn có thể được xác định thông qua việc khớp với lịch sử 
khai thác. Nếu có hiện tượng ngưng tụ condensate trong vùng cận 
đáy giếng, sự biến thiên của hệ số nhiễm bẩn sẽ 
cho biết thời gian hình thành cũng như mức độ 
nghiêm trọng của condensate bank.
Trong trường hợp mô hình vỉa đồng nhất và 
không có đứt gãy không khớp với dữ liệu khai 
thác, các tài liệu phụ trợ như bản đồ địa chấn sẽ 
được sử dụng để tìm ra mô hình thích hợp. Một 
trong những mô hình này có thể là mô hình vỉa 
phức hợp đồng tâm (radial composite), không 
có đứt gãy. Nếu mô hình này khớp với dữ liệu 
khai thác thì giá trị độ thấm trung bình trong và 
ngoài cũng như bán kính vùng quanh giếng sẽ 
được xác định. Sau đó những giá trị này sẽ được 
giữ nguyên để xác định sự biến thiên của hệ số 
nhiễm bẩn.
Trong trường hợp mô hình vỉa phức hợp 
đồng tâm, không có đứt gãy vẫn không thể khớp 
với dữ liệu khai thác, các mô hình đứt gãy khác 
nhau sẽ được thử nghiệm để tìm ra mô hình thích 
hợp nhất. Mô hình này cũng được kiểm chứng 
với các tài liệu phụ trợ như bản đồ địa chấn và tài 
liệu FMI/FMS.
Nếu bước kiểm tra đồ thị lịch sử khai thác chỉ 
ra áp suất giảm dần trong thời gian khai thác thì 
mô hình vỉa có giới hạn sẽ được sử dụng. Trong 
trường hợp này, có 2 sự lựa chọn về mô hình giới 
hạn là mô hình giới hạn hình tròn và mô hình giới 
hạn hình chữ nhật. Phân tích được bắt đầu từ mô 
Hình 5. Đồ thị liên hệ độ lưu động và độ thấm
Hình 4. Kết quả độ thấm giếng HT-C (a), giếng HT-H (b), giếng HT-X (c), giếng HT-I (d)
(a) (b) (c) (d)
2000
1500
1000
500
0
Đ
ộ 
th
ấm
 lõ
i (
m
D
)
y = 5,595936x
Độ lưu động (mD/cP)
0 50 100 150 200 250 300 350 400
38 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hình 7. Đồ thị lịch sử khai thác của giếng HT-C
Hình 6. Sơ đồ quy trình phân tích PTA
Kiểm tra áp suất 
và sản lượng
(lịch sử khai thác)
Áp suất 
giảm không 
đáng kể
Áp dụng mô hình 
vỉa đồng nhất 
+ 
không có đứt gãy
ĐÚNG
THÀNH 
CÔNG
Độ thấm trung bình 
Sự biến thiên 
của hệ số nhiễm bẩn 
ĐÚNG SAI
Kiểm tra bản đồ 
địa chấn
Áp dụng mô hình
vỉa phức hợp đồng tâm
+
Không có đứt gãy
THÀNH
CÔNG
Độ thấm trung bình
Sự biến thiên
của hệ số nhiễm bẩn 
Áp dụng mô hình
vỉa đồng nhất 
+
Những mô hình đứt gãy 
khác nhau
Độ thấm 
trung bình
ĐÚNG
SAI
Áp dụng mô hình 
vỉa đồng nhất 
+ 
Giới hạn hình tròn
SAI
THÀNH 
CÔNG
Áp dụng mô hình 
vỉa đồng nhất 
+ 
Giới hạn hình chữ 
nhật
Độ thấm trung bình 
Sự biến thiên của 
hệ số nhiễm bẩn
Hình dạng và kích 
thước của vùng 
khai thác
SAI
ĐÚNG
39DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
hình giới hạn đơn giản hơn là giới 
hạn hình tròn, nếu không thành 
công thì chuyển sang mô hình 
còn lại. 
Phương pháp phân tích PTA 
đã được áp dụng cho 4 giếng tại 
vỉa Sand30. Tuy mỗi giếng đều có 
động thái khai thác khác nhau 
nhưng công việc phân tích PTA 
cho từng giếng đều tuân theo 
quy trình đã đưa ra ở trên. 
5.2. Kết quả cho giếng HT-C
Có thể thấy được trên đồ thị 
lịch sử khai thác (Hình 7), trong 
khoảng thời gian 22 tháng, áp 
suất suy giảm không đáng kể. Do 
đó có thể thử nghiệm mô hình 
vỉa đồng nhất và không có đứt 
gãy.
Độ thấm trung bình của vỉa 
được xác định sau khi mô hình đã 
khớp với dữ liệu khai thác và có 
giá trị bằng 0,22mD (Hình 8). Giá 
trị độ thấm trung bình này thấp 
hơn rất nhiều so với độ thấm tính 
từ độ rỗng và độ lưu động ở Hình 
4a.
Sự biến thiên của hệ số 
nhiễm bẩn được thể hiện trong 
Hình 9. Kết quả cho thấy giếng 
HT-C bị ảnh hưởng bởi hiện 
tượng ngưng tụ condensate 
trong vỉa và 5 tháng là thời gian 
để hình thành condensate bank.
5.3. Kết quả cho giếng HT-I
Áp suất tại giếng HT-I sụt 
giảm không đáng kể trong 
khoảng 15 tháng (Hình 10), 
tương tự giếng HT-C. Tuy nhiên, 
mô hình vỉa đồng nhất và không 
có đứt gãy không thể khớp với 
dữ liệu khai thác (Hình 11). 
Do mô hình vỉa đồng nhất 
và không có đứt gãy không 
khớp với dữ liệu khai thác, các Hình 10. Đồ thị lịch sử khai thác của giếng HT-I
Hình 9. Đồ thị biểu diễn sự tăng dần của hệ số nhiễm bẩn của giếng HT-C theo thời gian
Hình 8. Kết quả khớp dữ liệu khai thác của giếng HT-C sử dụng mô hình vỉa đồng nhất và không có đứt gãy
1,5 1,5
3,75
6,5 6,7
7,1 7,2 7
0
1
2
3
4
5
6
7
8
#2 #3 #4 #5 #6 #7 #8 #9
H
ệ 
số
 n
hi
ễm
 b
ẩn
Giai đoạn đóng giếng
5 tháng 
40 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
tài liệu phụ trợ như bản đồ địa chấn đã được 
sử dụng để tìm ra mô hình thích hợp. Từ trên 
bản đồ địa chấn (Hình 12) có thể thấy được 
một diện tích nhỏ xung quanh giếng có dấu 
hiệu tốt hơn về thạch học. Vì vậy, mô hình vỉa 
phức hợp đồng tâm và không có đứt gãy đã 
được thử nghiệm và khớp với dữ liệu khai thác 
khá tốt (Hình 13). Kết quả khớp dữ liệu khai 
thác cho thấy khu vực có thạch học tốt hơn 
có bán kính khoảng 400ft (122m) và độ thấm 
trung bình 0,53mD, cao hơn độ thấm tại khu 
vực còn lại của vỉa là 0,3mD. Sự biến thiên của 
hệ số nhiễm bẩn được thể hiện trong Hình 14. 
Kết quả cho thấy giếng HT-I bị ảnh hưởng bởi 
hiện tượng ngưng tụ condensate trong vỉa 
và thời gian để hình thành condensate bank 
cũng là 5 tháng.
5.4. Kết quả cho giếng HT-H
Tại giếng HT-H, áp suất đáy giếng giảm 
đáng kể trong khoảng 29 tháng (Hình 15). 
Trong trường hợp này, có 2 lựa chọn về mô 
hình giới hạn là hình tròn và hình chữ nhật. Mô 
hình vỉa đồng nhất với giới hạn hình tròn đã 
được thử nghiệm trước để xác định giá trị của 
độ thấm. Tuy nhiên, mô hình này không khớp 
được lịch sử khai thác (Hình 16).
Do đó, mô hình vỉa đồng nhất với giới hạn 
hình chữ nhật đã được áp dụng cho giếng HT-
H. Giá trị của hệ số nhiễm bẩn được xác định 
trong khoảng 15 - 20. Kết quả khớp dữ liệu khai 
thác cho 2 biên của hệ số nhiễm bẩn được thể 
hiện trong Hình 17 và 18. Kết quả này cho thấy 
giá trị độ thấm trung bình nằm trong khoảng 
7 - 8,5mD. Kích thước và vị trí của khu vực khai 
thác được tổng hợp trong Bảng 1.
5.5. Kết quả cho giếng HT-X
Khác với 3 giếng khai thác (HT-C, HT-I và HT-
H), HT-X là giếng thăm dò và do đó có khoảng 
thời gian phân tích ngắn chỉ gồm 1 giai đoạn 
đóng giếng sau khi thử vỉa. Do thời gian thử vỉa 
ngắn nên không cần áp dụng các mô hình có 
giới hạn cho giếng HT-X. 
Do đường đạo hàm Bourdet có xu hướng 
tăng dần nên mô hình vỉa đồng nhất và không 
có đứt gãy là không phù hợp. Bước tiếp theo 
trong quy trình phân tích PTA là thử nghiệm 
Hình 13. Kết quả khớp dữ liệu khai thác của giếng HT-I sử dụng mô hình vỉa phức hợp đồng tâm 
và không có đứt gãy
Hình 12. Bản đồ địa chấn vỉa Sand30
Hình 11. Mô hình vỉa đồng nhất, không có đứt gãy chưa khớp được lịch sử khai thác cho giếng HT-I
41DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
mô hình vỉa phức hợp đồng tâm và 
không có đứt gãy (Hình 19). Kết quả cho 
thấy cần có khu vực nhỏ với bán kính 
24ft xung quanh giếng với độ thấm cao 
gấp 5,1 lần độ thấm trung bình của vỉa. 
Tuy nhiên, kết quả này không hợp lý về 
mặt địa chất.
Có thể quan sát trên mẫu lõi của 
giếng HT-X được một số đới đứt gãy 
(Hình 20). Tài liệu FMI/FMS của giếng 
này cũng cho thấy có 2 hệ thống đứt 
gãy vuông góc với nhau trong khu vực 
của giếng HT-X. Do đó, mô hình vỉa 
đồng nhất đã được kết hợp với các mô 
hình đứt gãy khác nhau để tìm ra mô 
hình thích hợp nhất cho giếng HT-X. 
Kết quả khớp dữ liệu thử vỉa (Hình 
21) đã xác minh sự tồn tại của 2 đứt 
gãy vuông góc với nhau với khoảng 
cách khoảng 23ft (7m) từ giếng. Giá trị 
độ thấm trung bình từ phân tích PTA là 
0,49mD, thấp hơn rất nhiều so với độ 
thấm đo trực tiếp từ mẫu lõi của giếng 
HT-X là 9mD.Hình 15. Đồ thị lịch sử khai thác của giếng HT-H
Hình 16. Mô hình vỉa đồng nhất với giới hạn hình tròn không khớp được lịch sử khai thác cho giếng HT-H
Hình 14. Đồ thị biểu diễn sự biến thiên của hệ số nhiễm bẩn của giếng HT-I
0
4,6
10,6 11,3
11,4
10,4 10,8
0
2
4
6
8
10
12
14
#2 #3 #4 #6 #8 #9 #10
H
ệ 
số
nh
iễ
m
 b
ẩn
Giai đoạn đóng giếng
5 tháng
42 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hình 17. Kết quả khớp dữ liệu khai thác cho giếng HT-H sử dụng mô hình vỉa đồng nhất với giới hạn hình chữ nhật và hệ số nhiễm bẩn bằng 15
Hình 18. Kết quả khớp dữ liệu khai thác cho giếng HT-H sử dụng mô hình vỉa đồng nhất với giới hạn hình chữ nhật và hệ số nhiễm bẩn bằng 20
Bảng 1. Kích thước và vị trí của khu vực khai thác của giếng HT-H
Vị trí Khoảng cách (m) 
Nam 305 
Đông 335 
Bắc 2.400 
Tây 365 
43DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
6. Kết luận 
Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông (BIENDONG 
POC) đã sử dụng 4 phương pháp để xác định độ thấm cho 
các giếng tại vỉa turbidite (Sand30) mỏ Hải Thạch. Phương 
pháp xác định độ thấm từ dữ liệu đo áp suất trong khi 
khoan và từ dữ liệu độ rỗng có sử dụng thông số thu được 
từ mẫu lõi, do đó có giá trị khá tương đồng với phương 
pháp xác định độ thấm từ mẫu lõi. Cả 3 phương pháp này 
đều chỉ xác định độ thấm tại vị trí giếng, kết quả cho thấy 
vỉa Sand30 có độ thấm trung bình khá cao, từ 10mD tới 
vài chục mD. 
Độ thấm xác định từ phân tích PTA thấp hơn nhiều so 
với 3 phương pháp trên, là độ thấm đại diện cho cả khu 
vực khai thác. Một trong những nguyên nhân dẫn đến 
sự bất đồng này là do sự khác biệt giữa áp suất và nhiệt 
độ trong phòng thí nghiệm so với điều kiện vỉa. Ngoài ra 
Hình 21. Kết quả khớp dữ liệu thử vỉa bằng mô hình vỉa đồng nhất với 2 đứt gãy vuông góc với nhau cho giếng HT-XHình 20. Đới đứt gãy trên mẫu lõi của giếng HT-X
Hình 19. Kết quả khớp dữ liệu thử vỉa bằng mô hình vỉa phức hợp đồng tâm không có đứt gãy cho giếng HT-X
44 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
có một số nguyên nhân liên quan đến bản chất của vỉa 
turbidite Sand30, cụ thể là tính bất đồng nhất về thành 
phần thạch học, phân bố độ rỗng, độ thấm và độ dày của 
vỉa có thể ảnh hưởng lớn đến độ thấm trung bình. Hơn 
nữa, sự tồn tại của các hệ thống đứt gãy với độ thấm kém 
như đã quan sát thấy ở giếng HT-X sẽ có ảnh hưởng không 
nhỏ tới độ thấm hiệu dụng của cả vỉa.
Tài liệu tham khảo
1. Dan Potocki. Resolving differences between core 
and welltest permeability in basal Colorado sandstones, 
Canada: The role of rock heterogeneity, relative permeability 
and formation damage. SPE Rocky Mountain Petroleum 
Technology Conference, Keystone, Colorado. 21 - 23 May, 
2001. 
2. I.M.Buhidma, W.C.Chu, P.K.Singh. The use of 
computers in pressure transient analysis. SPE Annual 
Technical Conference and Exhibition, Washington D.C. 4 - 
7 October, 1992. 
3. Usman Ahmed, S.F.Crary, G.R Coates. Permeability 
estimation: The various sources and their interrelationships. 
Journal of Petroleum Technology. 1991; 43(5): p. 578 - 587. 
Summary
Reservoir permeability along with its distribution is an extremely important parameter for reservoir management and development. 
Permeability can be determined by several methods but the results obtained could be very different, especially for poor production 
wells. This article presents the results from four permeability estimating methods applied to four wells penetrating a turbidite reservoir 
(Sand30) of Hai Thach field, Nam Con Son basin, including three producers (HT-C, HT-H and HT-I) and an exploration well (HT-X). Since the 
wells have different deliverability, the accurate determination of permeability and its distribution for Sand30 is an important requirement 
for the effective production of this turbidite reservoir. In addition, factors that could lead to the disagreement between permeability 
values derived from these methods are discussed in details by the authors. 
Key words: Mobility, porosity, permeability, core samples, PTA, Hai Thach field.
PERMEABILITY ESTIMATES USING DIFFERENT METHODS FOR TURBIDITE 
RESERVOIR IN HAI THACH FIELD, NAM CON SON BASIN
Pham Hoang Duy, Hoang Ky Son, Tran Ngoc The Hung, Tran Vu Tung
Bien Dong Petroleum Operating Company (BIENDONG POC)
Email: duyph@biendongpoc.vn