Nghiên cứu tích hợp mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa và lòng giếng nhằm tối ưu hóa dự báo sản lượng các giếng khai thác khí - condensate của mỏ Hải Thạch

50 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
giếng và được kiểm soát toàn bộ bởi mô hình giếng. Trong 
quá trình mô phỏng, mô hình mô phỏng dòng chảy trong 
lòng giếng tạm thời cung cấp ranh giới áp suất tới mô 
hình mỏ và mô hình mỏ tính toán lưu lượng dòng chảy 
của mỗi pha tại mặt phân cách.
Vì mô hình tích hợp chủ yếu được sử dụng để tính 
toán sự chuyển tiếp dòng - áp suất tức thời trong thân 
giếng và khu vực vỉa cận giếng, không cần thiết phải sử 
dụng toàn bộ mô hình vỉa chứa vì các vùng xa giếng khai 
thác trong vỉa chứa ít có ảnh hưởng đến sự chuyển tiếp 
dòng - áp suất tức thời trong thân giếng và khu vực vỉa 
cận giếng.
Việc xây dựng mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa 
chứa sử dụng phần mềm Eclipse (E300) có khả năng mô 
phỏng đáng tin cậy quá trình ngưng tụ lỏng diễn ra trong 
vỉa chứa nhưng không mô phỏng được sự dịch chuyển và 
biến đổi của chất lưu đa pha trong lòng giếng (chất lưu 
đi vào trong giếng đều được coi như có khả năng lên tới 
miệng giếng). Với cách tính toán như vậy, E300 bỏ qua sự 
tương tác giữa 2 pha lỏng và khí trong lòng giếng. Trong 
thực tế nếu vận tốc dòng khí không đủ lớn thì sản phẩm 
lỏng sẽ không được nâng lên tới miệng giếng, mà đọng 
lại ở đáy giếng và có thể dẫn tới giếng dừng hoạt động. 
Trong khi đó, phần mềm Olga có đủ độ tin cậy trong 
mô phỏng dòng chảy trong giếng với khả năng tính đến 
Ngày nhận bài: 1/11/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 1/11 - 19/12/2018. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 23/1/2019.
NGHIÊN CỨU TÍCH HỢP MÔ HÌNH MÔ PHỎNG DÒNG CHẢY 
TRONG VỈA CHỨA VÀ LÒNG GIẾNG NHẰM TỐI ƯU HÓA DỰ BÁO SẢN 
LƯỢNG CÁC GIẾNG KHAI THÁC KHÍ - CONDENSATE CỦA MỎ HẢI THẠCH
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 2 - 2019, trang 50 - 57
ISSN-0866-854X
Nguyễn Minh Quý1, Phan Ngọc Trung2, Ngô Hữu Hải3, Đặng Anh Tuấn3, Trần Vũ Tùng3, Phạm Trường Giang1, Phạm Chí Đức1 
1Viện Dầu khí Việt Nam
2Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
3Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông
Email: quynm@vpi.pvn.vn
Tóm tắt
Mỏ Hải Thạch (Lô 05-2, bể Nam Côn Sơn) là mỏ khí condensate có điều kiện địa chất rất phức tạp, với nhiệt độ và áp suất cao; tính 
chất đá chứa có sự thay đổi rất lớn giữa các tập và khu vực, quá trình ngưng tụ lỏng trong vùng cận đáy giếng và tích tụ lỏng trong lòng 
giếng đã ảnh hưởng rất lớn đến hoạt động khai thác. Nghiên cứu này đề xuất giải pháp tích hợp mô hình mô phỏng dòng chảy trong 
vỉa chứa (sử dụng phần mềm E300) và mô hình mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng (sử dụng phần mềm Olga) để đánh giá khả năng 
và ảnh hưởng của quá trình ngưng tụ lỏng đến hoạt động khai thác của giếng, trên cơ sở đó tối ưu hóa dự báo sản lượng các giếng khai 
thác khí - condensate của mỏ Hải Thạch. 
Từ khóa: Ngưng tụ lỏng, mô phỏng vỉa chứa, mô phỏng trong lòng giếng, mô phỏng tích hợp, dự báo sản lượng, mỏ Hải Thạch. 
1. Giới thiệu
Mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa và mô phỏng 
dòng chảy trong lòng giếng là 2 hiện tượng vật lý khác 
nhau nên chủ yếu được thực hiện riêng lẻ. Dòng chảy 
trong vỉa chứa là quá trình khuếch tán tuân theo định luật 
bảo toàn khối lượng và định luật Darcy. Dòng chảy trong 
lòng giếng tuân theo định luật bảo toàn động lượng. 
Mô hình tích hợp được xây dựng bằng cách kết hợp 
mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa khu vực 
cận đáy giếng và mô hình mô phỏng dòng chảy đa pha 
trong lòng giếng. Nguyên tắc cơ bản để xây dựng mô 
hình tích hợp là mô hình mô phỏng vỉa chứa tính toán hệ 
số độ nhạy cho sản lượng khai thác trong đó có tính đến 
áp suất trong giếng đã được thiết lập sẵn từ mô hình mô 
phỏng dòng chảy trong lòng giếng. Tiếp theo, mô hình 
mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng sử dụng hệ số độ 
nhạy này để giải ngược lại áp suất giếng mới. Hệ số độ 
nhạy được xuất ra từ ma trận Jacobian của mô hình vỉa 
cận đáy giếng tại bước lặp cuối cùng. 
Mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa được 
xem xét như một phần tích hợp thêm (plugin) tới mô hình 
51DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
sự biến đổi tính chất và biến đổi pha của chất lưu do thay 
đổi áp suất, nhiệt độ dọc theo chiều dài thân giếng (từ 
khu vực nhiệt độ cao, áp suất cao lên khu vực nhiệt độ 
thấp, áp suất thấp). Phần mềm này có hạn chế cơ bản là 
không tính đến tính chất của chất lưu khi vào đáy giếng 
bị thay đổi do các quá trình xảy ra trong vỉa theo thời gian 
khai thác. 
Để khắc phục hạn chế của các phần mềm E300 và 
Olga, giải pháp tích hợp kết quả chạy mô hình mô phỏng 
dòng chảy đa pha trong vỉa chứa và mô hình mô phỏng 
dòng chảy trong lòng giếng được nhóm tác giả nghiên 
cứu, sử dụng để đánh giá ảnh hưởng của hiện tượng 
ngưng tụ lỏng trong vỉa chứa cũng như trong lòng giếng 
mỏ Hải Thạch.
Phương thức tích hợp 2 mô hình mô phỏng được sử 
dụng như sau: trước tiên xây dựng mô hình mô phỏng 
dòng chảy trong vỉa chứa với các thông số dự báo về áp 
suất vỉa chứa, lưu lượng và thành phần chất lưu tại các 
thời điểm cần xem xét. Sau đó, các thông số này sẽ được 
chuyển thành dữ liệu đầu vào của mô hình mô phỏng 
dòng chảy trong lòng giếng để tính toán lại lưu lượng chất 
lưu và khả năng nâng sản phẩm lỏng lên miệng giếng, từ 
đó dự báo thời điểm dừng giếng. 
Quy trình cụ thể gồm 3 bước như sau: (i) xây dựng mô 
hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa sử dụng phần 
mềm E300; (ii) dự báo động thái khai thác sử dụng mô 
hình mô phỏng vỉa chứa đã khớp lịch sử; (iii) tại các thời 
điểm cần xem xét, sử dụng kết quả mô hình vỉa chứa làm 
số liệu đầu vào cho mô hình mô phỏng dòng chảy trong 
lòng giếng (sử dụng phần mềm Olga) và chạy mô hình. 
Các dữ liệu cần phải cung cấp cho mô hình mô phỏng 
dòng chảy trong lòng giếng gồm có: áp suất vỉa chứa; 
phương trình IPR của vỉa chứa; thành phần và tính chất 
PVT của chất lưu; áp suất, nhiệt độ dọc theo chiều dài thân 
giếng.
2. Xây dựng mô hình mô phỏng vỉa chứa và đánh giá 
động thái khai thác giếng HT-3P
Mô hình mô phỏng vỉa chứa của 1 giếng (single well 
model) được xây dựng bằng phần mềm E300 để đánh giá 
quá trình giảm áp, sự thay đổi thành phần c ...  đúng các 
động thái khai thác của vỉa. Để 
khớp lịch sử, các thông số về độ 
thấm và chỉ số năng suất giếng 
được hiệu chỉnh. Kết quả khớp 
lịch sử được thể hiện trong Hình 
2, đảm bảo độ tin cậy về khả 
năng dự báo của mô hình.
2.2. Kết quả mô phỏng dòng 
chảy trong vỉa chứa
Sau khi mô hình mô phỏng 
dòng chảy trong vỉa chứa (tầng 
MMF30) mỏ Hải Thạch đã được 
khớp lịch sử, mô hình được chạy 
tiếp cho đến hết năm 2036 để dự 
báo động thái khai thác giếng 
HT-3P. Các thông số khống chế 
trong giai đoạn dự báo gồm có: 
áp suất đáy tối thiểu: 800psia; 
lưu lượng khí tối đa: 3390,21 
nghìn ft3/ngày.
Với các thông số trên, kết 
quả dự báo động thái khai thác 
được thể hiện trong Hình 3. Theo 
kết quả dự báo, giếng HT-3P 
có thể được khai thác đến cuối 
năm 2036 mặc dù áp suất vỉa đã 
xuống rất thấp (~1000psia). Dự 
báo này có xu hướng lạc quan 
và cần được kiểm chứng lại bằng 
phần mềm Olga vì nhiều khả 
năng vận tốc khí quá thấp để 
có thể nâng sản phẩm lỏng lên 
miệng giếng.
3. Tích hợp mô hình mô phỏng 
dòng chảy trong vỉa chứa với 
mô hình mô phỏng dòng chảy 
trong lòng giếng, chính xác 
hóa dự báo sản lượng khai thác
Việc tích hợp được thực hiện 
bằng cách sử dụng kết quả mô 
hình mô phỏng dòng chảy trong 
vỉa chứa làm thông số đầu vào Hình 2. Kết quả khớp lịch sử giếng HT-3P
(a) Lưu lượng khí 
(b) Lưu lượng condensate
(c) Áp suất đáy
53DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
cho mô hình mô phỏng dòng chảy 
trong lòng giếng được xây dựng bằng 
phần mềm Olga.
Xây dựng mô hình mô phỏng dòng 
chảy trong lòng giếng
Mô hình mô phỏng dòng chảy 
trong lòng giếng được xây dựng với 
quỹ đạo thực tế của giếng HT-3P (Hình 
4). Các thông số quan trọng như hệ số 
trao đổi nhiệt được sử dụng dựa trên 
thông số vật liệu ống chống và ống 
khai thác để mô phỏng sự tổn hao 
nhiệt độ theo thân giếng phù hợp với 
thực tế khai thác.
Sau khi đã xây dựng được mô hình 
giếng, tính chất hệ chất lưu ban đầu 
và các thông số ban đầu như: nhiệt 
độ, áp suất đáy giếng được lấy từ kết 
quả đo đạc, thử vỉa để chạy phục hồi 
lịch sử khai thác. Các thông số được 
mô hình tính toán để phục hồi lịch sử 
gồm: áp suất đáy giếng, áp suất miệng 
giếng, nhiệt độ miệng giếng, lưu lượng 
dòng và tỷ số khí - lỏng nhằm đảm 
bảo mức độ phù hợp giữa mô hình mô 
phỏng và động thái thực tế của giếng 
cũng như đảm bảo mức độ tin cậy 
trong các đánh giá, dự báo trong tương 
lai (Bảng 1).
Kết quả phục hồi lịch sử tốt (Bảng 
1) đã chứng tỏ mô hình đủ độ tin cậy để 
chạy các phương án dự báo. Các tham 
số sau đây được lấy từ kết quả chạy mô 
hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa 
chứa để làm thông số đầu vào trong 
mô hình mô phỏng dòng chảy trong 
lòng giếng để chạy dự báo: 
Phương trình quan hệ lưu 
lượng - giảm áp trong vỉa IPR (Inflow 
Performance Relationship)
Trong nghiên cứu này, nhóm tác 
giả sử dụng phương trình IPR dạng 
back-pressure, là dạng phương trình 
được sử dụng phổ biến cho các mỏ khí. 
Công thức chung của phương trình IPR 
có dạng như sau:
Hình 4. Sơ đồ cấu trúc và quỹ đạo giếng HT-3P trên phần mềm Olga
Hình 3. Dự báo động thái khai thác giếng HT-3P
Thông số so sánh Mô hình giếng Thực tế khai thác 
(Quý 1/2015) 
Lưu lượng khai thác khí (triệu ft3/ngày) 2 1,9 - 2 
Tỷ số khí dầu CGR (thùng/triệu ft3) 120 105 - 120 
Áp suất miệng giếng (bar) 95 92 - 95 
Áp suất đáy giếng (bar) 155 148 - 153 
Bảng 1. Kết quả khớp thông số mô hình và thực tế khai thác của giếng HT-3P
Thời gian qg (nghìn ft3/ngày) PR (WBP9, psia) Pwf (psia) C 
1/1/2016 3390,2 5241,5 2657,1 0,166 
1/1/2017 3390,2 4433,1 2070,2 0,221 
1/1/2018 3390,2 3680,2 1323,9 0,288 
1/1/2019 2990,6 2983,8 800,0 0,362 
1/1/2020 2125,2 2476,1 800,0 0,387 
1/1/2021 1544,1 2120,4 800,0 0,400 
1/1/2022 1151,8 1864,0 800,0 0,406 
1/1/2023 879,7 1672,2 800,0 0,408 
1/1/2024 686,6 1525,3 800,0 0,407 
1/1/2025 546,3 1410,2 800,0 0,405 
1/1/2026 441,7 1 318,2 800,0 0,402 
Bảng 2. Sự biến thiên các đại lượng của phương trình IPR giếng theo thời gian
Miệng giếng
Miệng giếng
54 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hình 5. Sự thay đổi giản đồ pha chất lưu khai thác theo thời gian
Q = C (PR
2 – Pwf
2), với
Q: Lưu lượng khí khai thác (ft3/ngày)
PR: Áp suất vỉa chứa (psia)
Pwf: Áp suất đáy (psia)
C: Hệ số khả năng khai thác (scf/(D.psia2))
Ở đây, C là tham số chưa biết và thay đổi theo thời 
gian. Sử dụng các số liệu Q, PR và Pwf từ kết quả dự báo từ 
mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa, có thể tính 
được giá trị của C tại từng thời điểm cần xem xét. Bảng 2 
thống kê hệ số C tại các thời điểm khác nhau trong thời 
gian dự báo.
(e) 1/1/2024 (f) 1/1/2026
(a) 1/1/2016
(c) 1/1/2020
(b) 1/1/2018
(d) 1/1/2022
Á
p 
su
ất
 (b
ar
)
Á
p 
su
ất
 (b
ar
)
Á
p 
su
ất
 (b
ar
)
Á
p 
su
ất
 (b
ar
)
Á
p 
su
ất
 (b
ar
)
Á
p 
su
ất
 (b
ar
)
Nhiệt độ (oC) Nhiệt độ (oC)
Nhiệt độ (oC)
Nhiệt độ (oC)
Nhiệt độ (oC)
Nhiệt độ (oC)
55DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
Một điểm quan trọng cần chú ý là trong mô hình mô phỏng dòng 
chảy trong lòng giếng, lưu lượng được kiểm soát bằng áp suất miệng 
giếng thay vì áp suất đáy giếng như mô hình mô phỏng dòng chảy 
trong vỉa chứa. Do đó, khi mô hình mô phỏng sử dụng phần mềm 
Olga chỉ có PR và C được sử dụng làm thông số đầu vào. Q và Pwf sẽ 
được tính toán lại dựa trên các tương tác giữa khí và lỏng xảy ra trong 
lòng giếng.
Tính chất chất lưu
Trong quá trình khai thác do thành phần chất lưu đi từ vỉa vào 
giếng thay đổi theo thời gian tính chất của chất lưu cũng thay đổi. Sử 
dụng phần mềm PVT Sim sự thay đổi giản đồ pha ứng với mỗi thay đổi 
thành phần chất lưu được tính toán và dùng làm dữ liệu đầu vào cho 
mô hình mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng. Hình 5 thể hiện sự 
biến đổi giản đồ pha của chất lưu theo thời gian. Từ Hình 5 có thể nhận 
thấy so với năm 2016 diện tích khu vực 2 pha của các năm sau nhỏ hơn. 
Điều này chứng tỏ khí đi vào giếng chứa nhiều thành phần nhẹ hơn và 
khô hơn phù hợp với các nhận định ở phần trước.
4. Kết quả mô phỏng tích hợp vỉa - giếng
Mô hình mô phỏng trong lòng giếng được chạy định kỳ 1 năm 
1 lần trong thời gian dự báo để kiểm tra khả năng nâng lỏng trong 
lòng giếng. Phần mềm Olga sử dụng dữ liệu về áp suất vỉa và phương 
trình IPR từ mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa để chính xác 
hóa lại lưu lượng khí trong lòng giếng. Kết quả mô phỏng dòng chảy 
trong lòng giếng cho thấy thời điểm giếng HT-3P sẽ dừng khai thác 
sớm hơn rất nhiều so với dự báo của mô hình mô phỏng dòng chảy 
trong vỉa chứa (Hình 6). Điều này có thể được lý giải do vào giai đoạn 
sau của đời mỏ lưu lượng khí nhỏ khiến cho vận tốc khí xuống thấp 
không còn khả năng nâng sản phẩm lỏng lên miệng giếng. Do mô 
hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa chỉ được xây dựng để mô 
phỏng dòng chảy của chất lưu ở trong vỉa chứa nên không mô phỏng 
được cơ chế này.
Một điểm đáng chú ý khác là vào thời 
điểm dừng giếng áp suất vỉa ở vào khoảng 
150bar; giá trị này thấp hơn giá trị dừng 
giếng trong mô hình giếng riêng lẻ (230bar). 
Lý do của hiện tượng này là do mô hình 
giếng riêng lẻ không tính đến sự thay đổi 
tính chất chất lưu theo thời gian khi chất lưu 
ngày càng trở nên nhẹ và khô hơn. Do vậy 
cần thiết kết hợp mô hình vỉa chứa và mô 
hình lòng giếng để có đánh giá chính xác 
nhất về tình trạng giếng.
Để hiểu rõ hơn về quá trình dừng 
giếng các chuyển động của chất lưu trong 
lòng giếng tại thời điểm đầu năm 2021 
được mô tả trong Hình 7. Bắt đầu tại thời 
điểm 0 ngày giếng đang đóng và trong 
giếng không có thể lỏng. Sau đó giếng 
được mở và hai pha lỏng khí bắt đầu đi vào 
giếng. Tại thời điểm 1 ngày lượng chất lỏng 
ở trong giếng còn chưa nhiều và tồn tại ở 
dạng màng mỏng; lúc này khí vẫn có thể 
chảy tự do từ đáy giếng lên miệng giếng. 
Tại thời điểm 2 ngày lượng chất lỏng trong 
giếng bắt đầu nhiều lên và tập trung ở 
gần khu vực xuất hiện đầu tiên. Lúc này 
chất lỏng chảy theo dạng xoắn và gây ảnh 
hưởng khá nhiều đến lưu lượng khí. Từ thời 
điểm 3 ngày trở đi chất lỏng dồn lại ở phần 
dưới của giếng và khí phải chảy dưới chế 
độ dòng chảy bọt xuyên qua cột chất lỏng. 
Đến thời điểm 5 ngày giếng dừng khai thác 
hoàn toàn.
 Hình 8 thể hiện vận tốc khí và lỏng tại 
thời điểm 1,7 ngày sau khi mở giếng (năm 
2021) tại các vị trí dọc theo chiều dài thân 
giếng. Từ Hình 8 có thể nhận thấy vào lúc 
này khí vẫn di chuyển lên trên với vận tốc 
rất nhỏ chỉ ở mức 0,2m/giây. Vận tốc khí nhỏ 
như vậy không thể nâng toàn bộ lượng chất 
lỏng từ đáy giếng lên miệng giếng thể hiện 
bằng việc lượng chất lỏng đi xuống (vận tốc 
< 0) nhiều hơn lượng chất lỏng đi lên (vận 
tốc > 0). Quá trình này tiếp tục trong các thời 
điểm tiếp theo và chất lỏng bị dồn lại ở đáy 
giếng gây dừng giếng là không thể tránh 
khỏi.
Hình 6. So sánh sản lượng khí dự báo khi sử dụng mô hình mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng (Olga) và 
mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa (E300)
56 DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
5. Kết luận
Nghiên cứu đề xuất 
giải pháp tích hợp mô 
hình mô phỏng dòng chảy 
trong vỉa chứa với mô hình 
mô phỏng dòng chảy 
trong lòng giếng để đánh 
giá hiện tượng ngưng tụ 
lỏng trong hệ thống hoàn 
chỉnh vỉa - giếng đúng với 
thực tế. Các kết quả mô 
phỏng dòng chảy vỉa chứa 
(như trạng thái pha thành 
phần chất lưu và động 
thái năng lượng vùng cận 
đáy giếng) được sử dụng 
làm số liệu đầu vào để xây 
dựng mô hình mô phỏng 
dòng chảy trong lòng 
giếng. 
Việc sử dụng mô hình 
mô phỏng tích hợp cho 
kết quả dự báo (về thay 
đổi trạng thái pha thành 
phần chất lưu và động thái 
năng lượng trong vỉa chứa 
và trong lòng giếng trong 
suốt đời mỏ) phù hợp với 
thực tế hơn so với việc sử 
dụng mô hình mô phỏng 
riêng lẻ trong vỉa chứa 
hoặc trong lòng giếng. 
Kết quả dự báo sản lượng 
cũng như động thái của 
giếng đã được kiểm chứng 
trên số liệu khai thác cập 
nhật của giếng HT-3P và 
cho kết quả phù hợp với 
thực tế.
Khi đánh giá khai thác 
chỉ thông qua mô hình 
mô phỏng vỉa chứa, sản 
lượng khai thác dự báo có 
thể cao hơn so với thực tế 
ở thời điểm giếng không 
còn khả năng cho dòng do 
không tính đến quá trình 
Hình 8. Vận tốc dầu và khí tại thời điểm 1,7 ngày sau khi mở giếng (năm 2021)
Hình 7. Quá trình chết giếng tại thời điểm đầu năm 2021
(a) 0 ngày
(d) 3 ngày
(b) 1 ngày
(e) 4 ngày
(c) 2 ngày
(f) 5 ngày
57DẦU KHÍ - SỐ 2/2019 
PETROVIETNAM
ngưng tụ lỏng ở đáy giếng. Ngược lại, khi chỉ đánh giá khai 
thác thông qua mô hình mô phỏng dòng chảy trong lòng 
giếng sẽ cho kết quả thời điểm giếng bị dừng sớm hơn 
so với thực tế do hiện tượng ngưng tụ lỏng tại đáy giếng. 
Việc tích hợp mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa 
chứa và mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng là phát 
hiện quan trọng của nghiên cứu này giúp dự báo chính 
xác hơn động thái khai thác mỏ Hải Thạch nói riêng cũng 
như mỏ khí - condensate nói chung.
Tài liệu tham khảo
1. G.Coskuner. Performance prediction in gas 
condensate reservoirs. Journal of Canadian Petroleum 
Technology. 1999; 38(8).
2. Woo-Cheol Lee, Kye-Jeong Lee, Jeong-Min 
Han, Young Soo Lee, Won-Mo Sung. The analysis of gas 
productivity by the influence of condensate bank near well. 
Journal of Geosystem Engineering. 2011; 14(3): p. 135 - 
144.
3. R.G.Turner, M.G.Hubbard, A.E.Dukler. Analysis and 
prediction of minimum flow rate for the continuous removal 
of liquids from gas wells. Journal of Petroleum Technology. 
1968; 21(11): p. 1.475 - 1.482. 
4. Niek Dousi, Cornelis A.M.Veeken, Peter K.Currie. 
Modeling the gas well liquid loading process. Offshore 
Europe, Aberdeen, United Kingdom. 6 - 9 September, 
2005.
5. Abdul Rehman, Nitsupon Soponsakulkaew, 
Oladele Olalekan Bello, Gioia Falcone. A generic model for 
optimizing the selection of artificial lift methods for liquid 
loaded gas well. SPE Annual Technical Conference and 
Exhibition, Denver, USA. 30 October - 2 November, 2011.
6. Gael Chupin, Bin Hu, Top Haugset, Magali 
Claudel. Intergrated wellbore/reservoir models predicts flow 
transient in liquid loading gas wells. SPE Annual Technical 
Conference and Exhibition, Anaheim California, USA. 11 - 
14 November, 2007.
7. W.L.Sturn, S.P.C.Belfroid, O.van Wolfswinkel, 
M.C.A.M.Peters, F.J.P.C.M.G Verhelst. Dynamic reservoir 
well interaction. SPE Annual Technical Conference and 
Exhibition, Houston, Texas, USA. 26 - 29 September, 2004.
8. He Zhang, Gioia Falcone, Catalin Teodoriu. 
Modeling fully transient two-phase flow in the near-wellbore 
region during liquid loading in gas well. Journal of Natural 
Gas Science and Engineering. 2010; 2(2 - 3): p. 122 - 131.
Nguyen Minh Quy1, Phan Ngoc Trung2, Ngo Huu Hai3, Dang Anh Tuan3, Tran Vu Tung3, Pham Truong Giang1, Pham Chi Duc1 
1Vietnam Petroleum Institute (VPI)
2Vietnam Oil and Gas Group (PVN)
3Bien Dong Petroleum Operating Company (BIENDONG POC)
Email: quynm@vpi.pvn.vn
Summary
Hai Thach field (Block 05-2, Nam Con Son basin) is a gas - condensate field with high geological complexity, high temperature and 
pressure. In general, reservoir properties strongly vary between different areas of the field which affect the production as well as the 
condensate banking in the bottom of the well and near wellbore region with different intensity between produced reservoirs.
In this study, an integrated simulation method combining multiphase pipeline simulation software with the input from the results 
of reservoir simulation is used to verify the condensate banking and its effects in the well production, on that basis optimising production 
forecast for gas-condensate wells in Hai Thach field.
Key words: Liquid hold up, reservoir simulation, inter-well simulation, integrated simulation, production forecast, Hai Thach field.
INTERGRATED SIMULATION MODELLING APPROACH FOR 
OPTIMISATION OF PRODUCTION FORECAST IN GAS-CONDENSATE 
WELLS, HAI THACH FIELD