Lựa chọn quy trình thử vỉa dầu khí cho các giếng khoan thăm dò đối tượng đá móng bồn trũng Cửu Long và phương thức triển khai thực tế

 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 60, Kỳ 1 (2019) 71 - 80 71 
Lựa chọn quy trình thử vỉa dầu khí cho các giếng khoan thăm 
dò đối tượng đá móng bồn trũng Cửu Long và phương thức 
triển khai thực tế 
Nguyễn Anh Tuấn 1,*, Nguyễn Thanh Tùng 1, Lê Vũ Quân 1, Lê Quốc Trung 1, Nguyễn 
Văn Đô 1, Nguyễn Văn Thịnh 2 
1 Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), Việt Nam 
2 Khoa Dầu khí , Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam 
THÔNG TIN BÀI BÁO 
TÓM TẮT 
Quá trình: 
Nhận bài 10/12/2018 
Chấp nhận 05/01/2019 
Đăng online 28/02/2019 
 Việc triển khai công tác thử vỉa đối tượng móng tại các giếng khoan thăm 
dò ở bồn trũng Cửu Long thềm lục địa Nam Việt Nam thường gặp nhiều khó 
khăn, thách thức do các nguyên nhân khác nhau như cấu trúc địa chất phức 
tạp, bất đồng nhất cao của đá móng và đặc biệt là ảnh hưởng của việc mất 
dung dịch trong quá trình khoan. Bài báo này trình bày việc giải quyết những 
khó khăn thách thức nêu trên, qua đó đề xuất lựa chọn quy trình thử vỉa 
hoàn chỉnh và phương thức triển khai thực tế. Bên cạnh đó, các thiết bị thử 
vỉa cần được sử dụng đúng, nhằm mục đích nâng cao hiệu quả công tác thử 
vỉa, góp phần thu được những dữ liệu đầy đủ và tin cậy nhất phục vụ công 
tác đánh giá trữ lượng, phát triển và điều hành quá trình khai thác các vỉa 
dầu khí tại bồn trũng Cửu Long. 
© 2019 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. 
Từ khóa: 
Tầng móng 
Giếng khoan thăm dò 
Bồn trũng Cửu Long 
1. Mở đầu 
Các khoảng chứa dầu trong đá móng nứt nẻ 
của các mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử 
Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Nâu, Cá Ngừ Vàng, Nam 
Rồng-Đồi Mồi, ... được đặc trưng bởi tính bất đồng 
nhất cao của đá chứa theo chiều sâu cũng như diện 
rộng (Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2000). Kết quả 
thử vỉa các giếng thăm dò tại đây cho thấy, mặc dù 
các giếng dược khoan vào thân đá móng lên đến 
hàng nghìn mét nhưng thường thì chỉ có từ 2 đến 
5 khoảng cho dòng dầu với bề dày mỗi khoảng chỉ 
từ 1 đến 20 m (Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2000; 
Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2001). Khi thi công 
khoan qua các đới nứt nẻ kể trên, hiện tượng mất 
dung dịch thường xuyên xảy ra với tính chất cũng 
như mức độ tại mỗi giếng khoan và ở các chiều sâu 
khác nhau rất khác nhau, từ vài chục thùng/giờ 
đến vài trăm thùng/giờ, cá biệt có những khoảng 
khoan bị mất dung dịch hoàn toàn. Nhiều Nhà 
thầu Dầu khí tại Việt nam áp dụng quy trình thử 
vỉa cho các vỉa dầu truyền thống cho các vỉa dầu 
móng dẫn đến hoăc thời gian thử vỉa bị kéo dài 
quá mức cần thiết, hay không thu nhận được đầy 
đủ thông tin cần thiết tin cậy để phục vụ công tác 
_____________________ 
*Tác giả liên hệ 
E - mail: leducvinh@humg.edu.vn 
72 Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80 
đánh giá trữ lượng, phát triển và điều hành quá 
trình khai thác các vỉa dầu khí tại bồn trũng Cửu 
Long một cách tốt nhất. Rút kinh nghiệm từ những 
tồn tại từ thực tiễn triển khai công tác thừ vỉa của 
các Nhà thầu dầu khí hiện nay, tác giả đề xuất lựa 
chọn Quy trình thử vỉa hoàn phù hợp với các vỉa 
dầu móng tại bồn trũng Cửu Long dựa trên 
nguyên tắc vẫn giữ các bước chính của Quy trình 
đang áp dụng cho vỉa dầu truyền thống nhưng có 
điều chỉnh phương thức, thiết bị và ước thời gian 
triển khai cho phù hợp với vỉa dầu trong móng cụ 
thể cho các bước sau: Bổ sung việc áp dụng bơm 
khí nâng N2 bằng Coil Tubing cho các giếng bị mất 
dung dịch trong khi khoan cũng như đo kiểm tra 
các khoảng cho dòng (PLT) thành các hạng mục 
chắc chắn hay rút gọn thời gian đóng giếng cho các 
chế độ phục hồi áp suất vỉa hay đề xuất sơ đồ ra 
quyết định linh hoạt trong triển khai thực địa. và 
được trình bày tại nội dung chính của bài báo. 
2. Nội dung về quy trình thử vỉa cho các giếng 
thăm dò bồn trũng Cửu Long 
2.1. Mục tiêu và yêu cầu đối với công tác thử vỉa 
các giếng khoan thăm dò móng bồn trũng Cửu 
Long 
Mặc dù mục tiêu và yêu cầu thử vỉa dối với 
mỗi Nhà thầu dầu khí có thể khác nhau, nhưng 
việc thử vỉa các giếng khoan thăm dò cần phải đạt 
được các nhiệm vụ chính sau (Schlumberger, 
2006; Warren et al., 1963): 
Xác định khả năng cho dòng của vỉa dầu, hệ số 
sản phẩm, mức độ cho dòng tối đa, mức độ khai 
thác tạp chất cơ học và mức độ nhiễm bẩn vỉa 
(Skin damage); Xác định các khoảng cho dòng và 
tỷ phần đóng góp của từng khoảng. Xác định các 
thông số ban đầu của vỉa như: áp suất vỉa, độ thấm, 
nhiệt độ vỉa. 
Xác định chỉ số khí-dầu (GOR), hàm lượng 
nước-tạp chất cơ học (BSW), hàm lượng CO2, H2S, 
thủy ngân... Lấy mẫu chất lưu vỉa phục vụ công tác 
phân tích PVT. Xác định các ranh giới biên của vỉa 
dầu. 
2.2. Lựa chọn quy trình các bước triển khai thử 
vỉa cho các giếng khoan thăm dò vỉa dầu móng 
bồn trũng Cửu Long và phương thức, thời gian 
thực hiện. 
Việc lựa chọn quy trình và các bước triển khai 
công tác thử vỉa đối với đối tượng vỉa dầu đá móng 
bồn trũng Cửu Long cần phải giải quyết được các 
vấn đề có tính chất đặc thù riêng như sau: 
Tính bất đồng nhất rất cao của vỉa cả theo 
chiều sâu và diện rộng với khoảng chiều sâu mở 
vỉa có thể lên đến hàng trăm mét thậm chí hàng 
nghìn mét nhưng chỉ có từ 2 đến 5 khoảng cho 
dòng chính với bề dày từ 1 vài mét, ít khi lên đến 
vài chục mét (Bảng 1, 2 và Hình 1). 
Mức độ mất dung dịch trong khi khoan cao 
dẫn đến tốn nhiều thời gian để làm sạch dòng chất 
lưu từ vỉa; 
Việc xác định các khoảng cho dòng dầu và 
ranh giới dưới cho dòng cần phải thực hiện bằng 
phương pháp đo kiếm tra khai thác (PLT) để có 
thông số xác định ranh giới trữ lượng cấp P2 một 
cách tin cậy nhất; 
Việc xác định áp suất, nhiệt độ vỉa ban đầu 
một cách tin cậy cũng gặp nhiều thách thức do hậu 
quả của quá trình mất dung dịch cường độ lớn khi 
khoan. 
Với mục tiêu và yêu cầu như đề cập trên đây, 
tác giả lựa chọn quy trình hoàn chỉnh để triển khai 
chương trình thử vỉa dầu khí đối với một giếng 
khoan thăm dò vỉa dầu đá móng bồn trũng Cửu 
Long bao gồm các bước chính n ...  cuối giai đoạn đo phục hồi 
áp suất vỉa chính. 
Ngay sau khi kết thúc chế độ đo phục hồi áp 
suất vỉa chính sẽ tiến hành thực hiện nghiên cứu 
các chế độ dòng chính trong đó có chế độ dòng lấy 
mẫu chất lưu sâu và sau đó là chế độ cho dòng tối 
đa. Trước tiên giếng được mở làm việc ở chế độ 
côn nhỏ nhất và sau khoảng 4 giờ cho dòng ổn 
định sẽ tiến hành lấy mẫu sâu chất lưu vỉa tại chiều 
sâu ngay gần với nóc vỉa để thu hồi được mẫu có 
chất lượng như dầu thực trong vỉa (representative 
samples). Sau khi lấy mẫu xong sẽ tiếp tục thực 
hiện đo các chế độ dòng chính cho khoảng từ 3 đến 
5 chế độ côn cho dòng ổn định. Trong thời gian 
này sẽ tiến hành đo PLT xác định các khoảng cho 
dòng từ vỉa vào thân giếng ở từ 2 đến 3 chế độ côn 
cho dòng ổn định. Thời gian thực hiện mỗi chế độ 
côn cho dòng ổn định nên kéo dài từ 6 đến 8 giờ là 
đủ đảm bảo thu nhận được tài liệu chất lượng. Sau 
khi kết thúc thực hiện các chế độ đo dòng chính, 
giếng sẽ được chuyển qua chế độ côn lớn nhất cho 
dòng chảy để đánh giá khả năng cho dòng tối đa 
trong khoảng thời gian từ 3 đến 4 tiếng. Ngay sau 
khi kết thúc chế độ cho dòng tối đa, nếu cần số liệu 
tính toán trữ lượng bằng phương pháp cân bằng 
vật chất sẽ tiến hành đóng giếng đo chế độ phục 
hồi áp suất vỉa lần cuối trong thời gian khoảng từ 
18 đến 24 giờ và sau đó là giập giếng kéo thiết bị 
thử vỉa và kết thúc quy trình còn trong trường hợp 
nếu không cần số liệu tính toán trữ lượng bằng 
phương pháp cân bằng vật chất sẽ tiến hành ngay 
việc giập giếng kéo thiết bị thử vỉa và kết thúc quy 
trình. 
Trong thực tế triển khai, nhiều Nhà thầu dầu 
khí đã thực hiện hết các bước, một số Nhà thầu 
chưa thực hiện đầy đủ hết các hạng mục nêu của 
quy trình nêu trên (bảng 3, hình 2, 3) dẫn đến phát 
sinh một số vấn đề về thiếu thông tin dữ liệu cần 
thiết cho giai đoạn sau này với các mỏ đi vào giai 
đoạn phát triển, khai thác ví dụ như: Nhiều giếng 
khoan thăm dò vỉa dầu móng bồn trũng Cửu Long 
không đo PLT dẫn đến thiếu số liệu về các khoảng 
cho dòng và đây cũng là số liệu tin cậy nhất để xác 
định ranh giới dưới tính trữ lượng cấp P2. Việc lấy 
ranh giới dưới tính trữ lượng cấp P2 theo tài liệu 
biểu hiện dầu khí trong khi khoan dễ dẫn đến kết 
76 Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80 
Hình 2. Các bước trong quy trình thử vỉa giếng A mỏ B Bồn trũng Cửu Long (Thang Long JOC, Hoan 
Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC). 
quả lạc quan vì kết quả đo PLT các giếng thăm dò 
móng cho thấy không phải tất cả các đới chiều sâu 
có biểu hiên dầu khí đều cho dòng nhất là ở 
khoảng chiều sâu phía dưới thân dầu. Ngoài ra, đối 
với các giếng khoan thăm dò treo lại sau đó để 
chuyển sang giếng khai thác nếu không đo PLT 
trong quá trình thử vỉa sẽ thiếu thông tin cần thiết 
cho điều hành quá trình khai thác sau này khi bắt 
đầu bị ngập nước sẽ khó khăn cho việc xác định 
chiều sâu để tiến hành áp dụng các biên pháp ngăn 
cách nước. Một số Nhá thầu chỉ ra nguyên nhân 
không đo PLT là do giếng có độ lệch lớn, hay giếng 
á ngang không thể thả thiết bị đo PLT tuy nhiên có 
thể khắc phục được bằng cách thả thiết bị đo PLT 
bằng Coil Tubing Để linh hoạt trong ra quyết 
định, một số nhà thầu còn sử dụng sơ đồ ra quyết 
định (Hình 4) để thuận tiện cho việc điều hành quá 
trình thử vỉa ngoài thực địa. 
Giếng A mỏ X Tổng hợp thử vỉa (DST#1) 
 Giai đoạn 
Thời 
gian 
Kích cỡ 
côn 
Áp suất 
đầu giếng 
Nhiệt độ 
đầu giếng 
Lưu lượng 
dầu 
Lưu lượng khí 
Lưu lượng 
nước 
GOR WTC 
Tỷ trọng 
dầu 
Giờ Psia °C Thùng/ngày Triệu ft3/ngày Thùng/ngày ft3/thùng % API 
1 Rửa giếng 15 128/64 372,2 47,1 3351 7,49 0 2235 0 43,1 
2 Hồi áp ban đầu 12,8 834,6 28,2 
3 Dòng chính 36 48/64 1066 63,5 2455 6,81 0 2774 0 46,5 
4 Hồi áp chính 56 944,5 26,6 
5 Dòng lớn 3,2 181/64 317,4 46,7 3116 7,88 0 2529 0 45,63 
Giếng B mỏ X Tổng hợp thử vỉa (DST#1) 
 Giai đoạn 
Thời 
gian 
Kích cỡ 
côn 
Áp suất 
đầu giếng 
Nhiệt độ 
đầu giếng 
Lưu lượng dầu Lưu lượng khí 
Lưu lượng 
nước 
GOR WTC 
Tỷ trọng 
dầu 
Giờ Psia °C Thùng/ngày Triệu ft3/ngày Thùng/ngày ft3/thùng % API 
1 Rửa giếng 247 64/64 1667 107 4951 15 2531 3110 33 43 
2 Hồi áp ban đầu 65 3883 30 
3 Dòng chính 62 64/64 1774 108 5593 17 1848 3093 25 43 
4 Hồi áp chính 96 3862 28 
5 Dòng lớn 
4 32/64 3638 59,9 4216 10 21 386 0,5 44 
4 48/64 3801 92 7260 17 25 2355 0,3 43 
4 64/64 2263 101 8031 20 176 2528 2 44 
0,2 96/64 1263 104 6425 3660 36 44 
Bảng 3. Tổng hợp số liệu các bước thử vỉa một số giếng khoan thăm dò móng Cửu Long (Thang Long JOC, 
Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC). Giếng A mỏ X Tổng hợp thử vỉa (DST#1); Giếng B mỏ X Tổng hợp 
thử vỉa (DST#1). 
 Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80 77 
Hình 3. Các bước trong quy trình thử vỉa giếng C mỏ D Bồn trũng Cửu Long (Thang Long JOC, Hoan 
Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC ). 
Hình 4. Sơ đồ ra quyết định các bước trong quy trình thử vỉa giếng M mỏ N (Thang Long JOC, VRJ). 
78 Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80 
2.3. Các thiết bị bề mặt và lòng giếng sử dụng 
trong thử vỉa dầu khí các giếng thăm dò móng 
bồn trũng Cửu Long 
Các thiết bị bề mặt trong thử vỉa dầu khí các 
giếng thăm dò đá móng bồn trũng Cửu Long hoàn 
toàn tương tự như thử vỉa các đối tượng truyền 
thống chi tiết như ở Hình 5 bao gồm các thiết bị 
chính sau: cụm đầu giếng, cụm điều tiết chế độ 
côn, bình tách 3 pha, bình chứa chất lưu thử vỉa, 
Cụm máy bơm, cụm van điều tiết dòng dầu, cụm 
van điều tiết dòng khí, máy nén khí, cụm điều 
khiển van đóng giếng sự cố Tuy nhiên, khi lựa 
chọn thiết bị bề mặt cần lưu ý một số điểm chính 
sau: các bình tách và bình đo cần đáp ứng được 
biên độ đo lưu lượng dầu khí cao lên đến 20 nghìn 
thùng/ngày đêm. Các bình chứa chất lưu cũng cần 
đảm bảo chứa và bơm chuyển ra tàu một lượng 
lớn chất lưu nhiễm dung dịch bị mất trong khi 
khoan. 
Các thiết bị bề mặt trong thử vỉa dưới sâu cho 
các giếng thăm dò đá móng bồn trũng Cửu Long 
hoàn toàn tương tự như thử vỉa các đối tượng 
truyền thống chi tiết như ở Hình 6 bao gồm các 
thiết bị chính sau: Parker, Van thử vỉa, Ổ lắp máy 
đo nhiệt độ, áp suất, máy lấy mẫu, Van tuần hoàn 
 Surface Layout 1
Surface Equipment Layout
Item Equipment Description
1 Flowhead
2 Choke Manifold
3 Separator
4 Surge tank twin compartment 100 bbl
5 Transfer Pump
6 Oil manifold
7 Gas manifold
8 Well test container
9 Air Compressor
10 Acquisition Cabin
11 DST Container
12 ESD Station
Client : VRJ
( Trrident 17 )
1
Test Deck
RIG FLOOR
CAT 
WALK
10
6
12
5
9
7
4
2
WALK
WAY
Rig line
3
11
Cantilever Deck
Main Deck
8
Test separator and 
Surge tank overboard 
vent lines
Hình 5. Sơ đồ thiết bị thử vỉa các giếng thăm dò đá móng bồn trũng Cửu Long (Thang Long JOC, VRJ; 
Schlumberger, 2000). 
 Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80 79 
Kết quả thử vỉa áp dụng quy trình nêu trên tại 
bồn trũng Cửu Long mang lại hiệu quả kinh tế rõ 
nét cho các nhà thầu dầu khí, ví dụ: Giếng A mỏ B 
(Hình 2) tiết kiệm 01 ngày thuê giàn. 
3. Kết luận 
Trên cơ sở Quy trình thử vỉa cho các vỉa dầu 
khí truyền thống, tác giả đã hiệu chỉnh bổ sung 
một số bước cũng như phương thức triển khai 
thực tế và để đề xuất Quy trình thử vỉa hoàn chỉnh 
phù hợp với các giếng khoan thăm dò vỉa dầu đá 
móng bồn trũng Cửu Long bao gồm các bước 
chính như sau: chế độ dòng ban đầu; chế độ đóng 
giếng đo phục hồi áp suất vỉa ban đầu; Chế độ làm 
sạch dòng; Chế độ đóng giếng đo phục hồi áp suất 
vỉa chính; Các chế độ dòng chính và chế độ dòng 
lấy mẫu sâu PVT; Chế độ dòng tối đa; Chế độ đóng 
giếng đo phục hồi áp suất vỉa cuối (lựa chọn); Chế 
độ làm sạch dòng đối với các giếng thăm dò tầng 
móng bồn trũng Cửu Long thường kéo dài rất lâu 
từ vài chục đến vài trăm giờ do hầu hết các giếng 
bị mất dung dịch nhiều. Phương pháp bơm khí 
nén N2 bằng Coil Tubing được khuyến cáo áp 
dụng cho tất cả các chiến dịch thử vỉa các giếng 
trên; Thời gian của chế độ đóng giếng đo phục hồi 
áp suất vỉa đối với các giếng thăm dò tầng móng 
bồn trũng Cửu Long thường ngắn hơn nhiều so 
với các giếng thăm dò đối tượng truyền thống.
O.Dia. I.Dia. Length. Depth
Top. Bottom. Inch. Inch. Meter. m(top)
1 Flowhead. 6 1/2" Q.Union. 6 1/2" - 4 SA Box. 3.00 3.39 -4.35
2 Crossover. 6 1/2" - 4 SA Pin. 5" - 4 SA Box. 8.50 3.00 0.46 -0.96
3 Stiff joint 1. 5" - 4 SA Pin. 5" - 4 SA Pin. 5.00 3.00 2.59 -0.50
4 Stiff joint 2 5" - 4 SA Box. 5" - 4 SA Pin. 5.00 3.00 1.83 2.09
2 Crossover. 5" - 4 SA Box. 5" - 4 SA Box. 8.50 3.00 0.46 3.92
4 Stiff joint 3 5" - 4 SA Pin. 4.5" - 4 SA Pin. 5.00 3.00 2.70 4.38
2 Crossover. 4.5" - 4 SA Box. 5" - 4 SA Pin. 8.50 3.00 0.40 7.08
5 Lubricator Valve assembly. 5" - 4 SA Box. 5" - 4 SA Box. 8.25 3.00 1.53 7.48
6 Crossover. 5" - 4 SA Box. 3 1/2" PH6 Pin. 5.00 3.00 0.49 9.01
7 3 1/2" PH6 tubing.- 1 single 3 1/2" PH6 Box. 3 1/2" PH6 Pin. 4.50 3.83 9.60 9.50
8 3 1/2" PH6 tubing.- xxx pups 3 1/2" PH6 Box. 3 1/2" PH6 Pin. 4.50 3.83 3.00 19.10
9 3 1/2" PH6 tubing.- XXX stands 3 1/2" PH6 Box. 3 1/2" PH6 Pin. 4.50 3.83 3322.39 22.10
10 Crossover. 3 1/2" PH6 Box. 3 1/2" IF Pin. 4.50 3.83 0.35 3344.49
11 Slip joint - SLPJ-F ( Open ) 3 1/2" IF Box. 3 1/2" IF Pin. 5.00 2.25 8.59 3344.84
12 Slip joint - SLPJ-F ( 50% Close ) 3 1/2" IF Box. 3 1/2" IF Pin. 5.00 2.25 7.83 3353.43
13 Slip joint - SLPJ-F ( Close ) 3 1/2" IF Box. 3 1/2" IF Pin. 5.00 2.25 7.07 3361.27
6 Crossover. 3 1/2" IF Box. 4 1/2" IF Pin. 6.50 2.50 0.48 3368.34
14 6 1/2" Drill collar ( 3 Stand.) 4 1/2" IF Box. 4 1/2" IF Pin. 6.50 2.81 85.50 3368.82
6 Crossover. 4 1/2" IF Box. 3 1/2" IF Pin. 6.50 2.50 0.48 3454.32
16 Single shot reversing valve ( SHRV -F ) 3 1/2" IF Box. 3 1/2" IF Pin. 5.00 2.38 1.07 3454.80
6 Crossover. 3 1/2" IF Box. 4 1/2" IF Pin. 6.50 2.50 0.48 3455.87
17 6 1/2" Drill collar ( 2 Jts.) 4 1/2" IF Box. 4 1/2" IF Pin. 6.50 2.81 19.00 3456.35
6 Crossover. 4 1/2" IF Box. 3 1/2" IF Pin. 6.50 2.50 0.48 3475.35
18 Tester valve ( IRDV-Dual Valve ) 3 1/2" IF Box. 3 1/2" IF Pin. 5.00 2.25 6.00 3475.83
19 Gauge adaptor ( DGA ) - MP - XXXX m. 3 1/2" IF Box. 3 1/2" IF Pin. 5.00 2.25 3.31 3481.83
20 Hydraulic jar - Closed ( JAR-F ) 3 1/2" IF Box. 3 1/2" IF Pin. 5.00 2.25 2.41 3485.14
21 Safety joint ( SJB-F ) 3 1/2" IF Box. 3 1/2" IF Pin. 5.00 2.25 0.52 3487.55
22 Crossover. 3 1/2" IF Box. 3 1/2" EUE Pin. 4.75 2.25 0.31 3488.06
23 9 5/8" Positrieve packer ( Top ) 3 1/2" EUE Box. N / A. 8.25 2.25 1.63 3488.37
24 9 5/8" Positrieve packer ( Btm ) N / A. 3 1/2" EUE Pin. 8.25 2.25 1.00 3490.00
25 31/2" Perforated pup joint. 3 1/2" EUE Box. 3 1/2" EUE Pin. 4.50 2.45 2.60 3491.00
26 Crossover. 3 1/2" EUE Box. 2 7/8" EUE Pin. 4.75 2.25 0.26 3493.60
27 4 Joints 2 7/8" EUE tubing. 2 7/8" EUE Box. 2 7/8" EUE Pin. 2.88 2.44 37.96 3493.86
28 Wireline re entry guide 3 1/2" EUE Box. N/A 3.50 2.43 0.30 3531.82
Bottom of the string 3532.12
Casing Shoe 3525.70
- STRING DESIGN IS FOR TEST IN BOTH 9 5/8" CASING WITH RETRIEVABLE PACKER
- FINAL STRING DIAGRAM WILL BE ISSUED ON SITE. 
NOTE
DST String Configuration - IRDV/Bearfoot Test String, 9 5/8" Casing
Reference depth to top of tool joint - Measured depth RKB.
String Description.
Connection Type.
 Client
 Field
 Well
:
:
: 09-3-DM-2X.
 VRJ.
 Doi Moi
Rig : TRIDENT-17.
DST # 1
Hình 6. Sơ đồ thiết bị thử vỉa dưới sâu cho giếng thăm dò A mỏ B bồn trũng Cửu Long (Thang Long 
JOC, VRJ; Schlumberger, 2000). 
80 Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80 
Phương pháp đo kiểm tra dòng khai thác PLT 
được tác giả khuyến cáo áp dụng cho các giếng 
thăm dò tầng móng bồn trũng Cửu Long để có đủ 
thông tin cần thiết tin cậy trong tính toán trữ 
lượng và đưa ra định hướng khai thác mỏ một 
cách hiệu quả. 
Tài liệu tham khảo 
Schlumberger, 2000. Downhole Testing Services. 
Schlumberger, 2006. Fundamentals of Formation 
Testing. 
Thang Long JOC, Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, 
JVPC, 2010. Báo cáo thử vỉa các giếng khoan 
thăm dò trong móng Bồn trũng Cửu long. 
Thang Long JOC, VRJ, 2009. Chương trình thử vỉa 
các giếng khoan thăm dò trong móng Bồn 
trũng Cửu long. 
Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2000. Các đặc tính 
thấm chứa đặc trưng của thân dầu trong móng 
mỏ Bạch Hổ qua phân tích tài liệu khảo sát 
giếng khoan. Tuyển tập hội nghị khoa học công 
nghệ 2000 “Ngành dầu khí trước thềm thế kỷ 
21”. 
Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2001. Đặc điểm phân 
bố các đới cho dòng sản phẩm và tiếp nhận 
nước trong thân dầu móng mỏ Bạch Hổ. Hội 
nghị khoa học kỷ niệm 20 năm thành lập Xí 
nghiệp liên doanh Vietsovpetro, Vũng Tàu 2001. 
Warren, J. E., and Root, P. J., 1963. The behavior of 
naturally fractured reservoirs. Soc. Petrol. Eng. 
245-255. 
ABSTRACT 
Selection process for petroleum reservoir testing exploration well in 
Cuu Long Basin foundation and actual deployment 
Tuan Anh Nguyen 1, Tung Thanh Nguyen 1, Quan Vu Le 1, Trung Quoc Le 1, Do Van Nguyen 1, 
Thinh Van Nguyen 2 
1 Vietnam Petroleum Institute (VPI) , Vietnam 
2 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam 
The practice of well test operations in the exploration wells for the basement target of the Cuu long 
basin normally faces numerous of challenges due to various reasons such as the high heterogeneity of 
reservoir roks and especially the impact of severe mud losses during drilling. This paper seeks to 
overcome the above mentioned challenges by recommending an appropriate complete testing procedure 
together with the practical application methodology. Beside on that, the used testing equipment in order 
to improve the efficiency of the well testing jobs, obtaining the most reliable sufficient data for the 
reservoir evaluation, reserve calculation and production management of the basement oil reservois in 
the Cuu long basin.