Đánh giá ảnh hưởng của đặc điểm đá chứa và xây dựng hệ đường cong đặc trưng thấm pha tương đối và áp suất mao dẫn đối tượng Mioxen hạ bể Cửu Long

 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 59, Kỳ 4 (2018) 63-71 63 
Đánh giá ảnh hưởng của đặc điểm đá chứa và xây dựng hệ 
đường cong đặc trưng thấm pha tương đối và áp suất mao dẫn 
đối tượng Mioxen hạ bể Cửu Long 
Đinh Đức Huy 1,*, Phạm Trường Giang 1, Nguyễn Minh Quý 1,Lê Thế Hùng 1, Phạm 
Chí Đức 1, Phạm Văn Tú 1, Vương Việt Nga 1, Trần Xuân Quý 1, Lưu Đình Tùng 1 , Lê 
Văn Nam 2, Nguyễn Văn Thành 2, Dương Đức Hiếu 3 
1 Viện Dầu Khí Việt Nam, Việt Nam 
2 Khoa Dầu khí , Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam 
3 VietsovPetro, Việt Nam 
THÔNG TIN BÀI BÁO 
TÓM TẮT 
Quá trình: 
Nhận bài 15/6/2018 
Chấp nhận 20/7/2018 
Đăng online 31/8/2018 
 Bài báo trình bày ảnh hưởng của đặc điểm đá chứa đến hệ đường cong thấm 
pha tương đối và áp suất mao dẫn của đối tượng Mioxen hạ bể Cửu Long. 
Kết quả phân tích cho thấy tính chất đá chứa ban đầu đã ảnh hưởng mạnh 
đến đường cong thấm pha tương đối và áp suất mao dẫn. Với đặc tính có xu 
hướng ưa nước của đá chứa tầng Mioxen hạ, độ bão hòa nước ban đầu lớn 
đối với đá chứa kém và giảm dần khi chất lượng đá chứa tăng. Độ thấm 
tương đối của pha nước tại giá trị dầu dư nhỏ hơn 0.4 và điểm hai pha dầu 
nước có tốc độ chảy bằng nhau đều rơi vào độ bão hòa nước lớn hơn 0.5. 
Trong khi đó, độ thấm hiệu dụng của pha dầu bằng 0.2 đến 0.7 của giá trị độ 
thấm tuyệt đối. Kết quả phân tích mẫu lõi từ phòng thí nghiệm ở vị trí khác 
nhau trên toàn bể được hệ thống hóa theo phân tố thủy lực chuẩn, phân tích 
tính chất trên cơ sở phân chia vỉa chứa dầu khí thành các đơn vị dòng chảy 
(Hydraulic Unit, HU) với các quan hệ độ rỗng - độ thấm khác nhau. Qua đó, 
các tác giả đã xây dựng hệ đường cong thấm pha tương đối và áp suất mao 
dẫn đặc trưng cho toàn đối tượng. 
© 2018 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. 
Từ khóa: 
Thấm pha tương đối 
Áp suất mao dẫn 
1. Mở đầu 
Bể trầm tích Cửu long là một trong 7 bể trầm 
tích ở thềm lục địa và được đánh giá là bể chứa 
dầu khí quan trọng nhất cho tới thời điểm hiện tại 
của nước ta. Tính đến cuối năm 2015 tại bể trầm 
tích Cửu Long đã phân ra 18 lô hợp đồng, khoan 
tổng cộng hơn 600 giếng khoan thăm dò, thẩm 
lượng và khai thác, phát hiện tổng cộng 18 mỏ 
trong đó có 11 mỏ đang được khai thác (Bạch Hổ 
(BH), Sư Tử Đen (STD), Hải Sư Trắng (HST), Tê 
Giác Trắng (TGT), Rạng Đông (RD), Ruby (lô 
01&02),) với tổng sản lượng khai thác cộng dồn 
đạt hơn 450 triệu m3 dầu quy đổi (Trịnh Xuân 
Cường, 2013) (Hình 1). 
_____________________ 
*Tác giả liên hệ 
E-mail: huydd@vpi.vn 
64 Đinh Đức Huy và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 63-71 
Hệ số thu hồi dầu cuối cùng của một mỏ bị 
ảnh hưởng lớn bởi hai thông số là đường cong áp 
suất mao dẫn và độ thấm pha tương đối. Chúng 
được xác định từ phòng thí nghiệm trên mẫu lõi 
được chọn đại diện cho tập vỉa chứa. Mẫu lõi được 
chọn từ thành hệ, trải qua quá trình gia công và 
làm sạch trước khi phân tích trong phòng thí 
nghiệm. Để thực hiện xác định các chỉ tiêu này, 
mẫu lõi cần được xác định thành phần và tính chất 
cơ lý cơ bản (thạch học, độ thấm, độ rỗng, tỷ trọng 
hạt, kích thước lỗ rỗng). 
Áp suất mao dẫn hình thành do chênh lệch áp 
suất giữa hai pha chất lưu không trộn lẫn vào nhau 
trong môi trường đất đá. Lực mao dẫn là kết quả 
ảnh hưởng của tổng hợp các yếu tố như bề mặt đất 
đá, sức căng bề mặt chất lưu, hình dạng và kích 
thước lỗ rỗng cũng như đặc tính dính ướt của đất 
đá. Thông số áp suất mao dẫn trong mô hình mô 
phỏng vỉa chứa có ý nghĩa quan trọng trong việc 
thể hiện sự phân bố chất lưu, ranh giới chất lưu, 
giúp nhận diện nhóm đất đá cùng loại. Độ thấm đại 
diện cho khả năng chảy của chất lưu qua môi 
trường đất đá. Độ thấm tương đối của đất đá là tỉ 
số giữa độ thấm hiệu dụng của pha đó với độ thấm 
tuyệt đối. Độ thấm tuyệt đối là giá trị độ thấm của 
chất lưu duy nhất chảy khi môi trường lỗ rỗng bão 
hòa 100% chất lưu đó. Độ thấm hiệu dụng của đất 
đá là giá trị độ thấm của chất lưu chảy trong môi 
trường có ít nhất hai loại chất lưu cùng tồn tại. Các 
yếu tố ảnh hưởng đến giá trị độ thấm như kích 
thước, hình dạng của lỗ rỗng, sự phân bố của kênh 
rỗng trong môi trường đất đá, thành phần khoáng 
vật, hàm lượng khoáng vật sét, thành phần nước 
vỉa Trong vỉa chứa khi tồn tại 3 pha là dầu, khí, 
nước thì độ thấm pha tương đối giúp định nghĩa 
khả năng chảy của từng pha riêng biệt ứng với một 
giá trị độ bão hòa tương ứng và tính toán độ thấm 
tổng của một chất lưu khi chảy qua môi trường 
rỗng. Ngoài ra, khi xác định được độ thấm thay đổi 
theo thời gian có thể đánh giá mức độ tương tác và 
phá hỏng thành hệ trong quá trình chảy của chất 
lưu. Mối quan hệ giữa độ thấm, độ rỗng và lượng 
chất lưu trong môi trường rỗng giúp định nghĩa và 
phân biệt đơn vị dòng chảy. Kết hợp các đơn vị 
dòng chảy khác nhau và giá trị độ bão hòa dầu dư 
sẽ cho hệ số thu hồi cuối cùng của một mỏ (Viện 
Dầu khí Việt Nam, 2014). 
Dòng chảy chất lưu trong môi trường rỗng là 
hàm quan hệ của phân bố kích thước lỗ rỗng, do 
vậy bất cứ một thay đổi nào dẫn đến thay đổi phân 
bố này đều dẫn đến sự thay đổi của độ thấm hiệu 
dụng của chất lưu chảy qua, dấn đến sự thay đổi 
của độ thấm pha tương đối và áp suất mao dẫn. 
Các lỗ rỗng có kích thước nhỏ sẽ chịu tác động lớn 
Hình 1. Vị trí địa lý bể trầm tích Cửu Long. 
 Đinh Đức Huy và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 63-71 65 
của áp suất mao dẫn, đặc biệt khi đất đá dính ướt 
nước sẽ dẫn đến độ bão hòa nước ban đầu lớn 
hơn, độ bão hòa dầu tàn dư lớn do vậy lượng dầu 
có thể khai thác sẽ giảm xuống. 
2. Đặc điểm trầm tích Mioxen hạ bể Cửu Long 
Môi trường hình thành trầm tích có mối quan 
hệ mật thiết đến tính chất cơ lý của đất đá, bao 
gồm sự phân bố chất lưu trong hệ dầu - nước - đất 
đá và đặc tính dính ướt. Các trầm tích của hệ tầng 
được tích tụ trong môi trường đồng bằng aluvi - 
đồng bằng ven bờ ở phần dưới, chuyển dần lên 
đồng bằng ven bờ - biển nông ở phần trên. Đặc 
điểm thạch học của đối tượng nghiên cứu Mioxen 
hạ bể Cửu Long (hệ tầng Bạch Hổ), được chia 
thành hai phần: Phần trên gồm chủ yếu là sét kết 
màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết và bột kết, 
tỷ lệ cát, bột kết tăng dần xuống dưới (đến 50%). 
Phần trên cùng của mặt cắt là tầng "sét kết 
Rotalid" bao phủ phần lớn bể, chiều dày thay đổi 
trong khoảng từ 50m đến 150m, đây là tầng chắn 
khu vực rất tốt cho toàn bể. Phần dưới gồm chủ 
yếu là cát kết, bột kết (chiếm trên 60%), xen với 
các lớp sét kết màu xám, vàng, đỏ. Hệ tầng Bạch Hổ 
có chiều dày thay đổi từ 100-1500m (chủ yếu 
trong khoảng từ 400-1000m) (Viện Dầu khí Việt 
Nam, 2014). Các trầm tích của hệ tầng phủ không 
chỉnh hợp góc trên các trầm tích của hệ tầng Trà 
Tân (Oligoxen thượng). Các vỉa cát xen kẽ nằm 
trong và ngay dưới tầng sét kết Rotalia có đặc 
trưng thấm- chứa khá tốt, là đối tượng tìm kiếm 
quan trọng ở bể Cửu Long. Dầu hiện đang được 
khai thác từ các tầng cát này ở mỏ Rạng Đông, 
Bạch Hổ và Sư Tử Đen, Tê Giác Trắng, Hải Sư 
Trắng, Ruby. Chi tiết cột địa tầng bể Cửu Long 
được trình bày trong Hình 2.
Hình 2. Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long. 
66 Đinh Đức Huy và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 63-71 
Kết quả phân tích mẫu lõi và mẫu vụn thu 
được từ các giếng khoan ở Mioxen hạ bể Cửu Long 
cho thấy chất lượng đá chứa có tính chất tốt hơn 
so với các đối tượng trầm tích cùng tuổi hay sớm 
hơn như Oligoxen. Tùy vào kích thước, sự sắp xếp 
và mức độ chọn lọc của hạt đá sẽ tạo ra môi trường 
kênh rỗng khác nhau. Cát kết có độ hạt từ tốt, tốt-
trung bình (16-1-TGT-1X/2X/3X, 15-2-RD, 
01&02-Diamond-1X) tới thô/ rất thô, thậm chí có 
lẫn sỏi (15-1-SN-1X, 01&02/97-TL-1X, 01&02-
Ruby-1X, 01-Topaz North-1X ). Hình dạng hạt từ 
góc cạnh đến tròn cạnh. Độ chọn lọc từ kém tới rất 
tốt. Cát kết Mioxen hạ chủ yếu là arkose và phần 
nhỏ lithic arkose (Hình 3) với thành phần hạt vụn 
gồm có thạch anh (25-42%), feldspar (13-27%) 
và mảnh đá (6-28%). Được hình thành trong quá 
trình nén ép yếu đến trung bình, do vậy độ rỗng và 
độ thấm giữa các hạt đá được bảo tồn, với biên độ 
dao động độ thấm từ vài mD tới hàng nghìn mD, 
độ rỗng từ 10 đến hơn 25%. Tầng chứa Mioxen hạ 
là một trong đối tượng chứa dầu chính ở bể Cửu 
Long. Đặc điểm đá chứa và mối quan hệ độ rỗng 
và độ thấm được thể hiện trên Hình 4. 
Kết quả nghiên cứu tính chất dính ướt của đất 
đá từ phòng thí nghiệm theo phương pháp Amott 
cho thấy tính dính ướt chủ đạo của đất đá đối 
tượng Mioxen hạ bể Cửu Long thay đổi từ trung 
tính đến dính ướt nước nhẹ. Kết quả phân tích tính 
dính ướt của cát kết thuộc đối tượng nghiên cứu 
được trình bày trong Bảng 1. Đối tượng thử 
nghiệm được xác định mức độ nhạy cảm với chất 
lưu (dầu và nước) bằng hai cơ chế là đẩy tự nhiên 
và đẩy có áp lực. 
Chỉ số dính ướt của đối tượng với từng pha 
tương ứng được xác định bằng tỉ số giữa kết quả 
đẩy tự nhiên trên tổng số lượng chất lưu bị đẩy của 
cả hai quá trình. Chỉ số dính ướt áp dụng theo 
Giếng TGT-1 TGT-2 RD-1 RD-2 RD-3 TN-1 TN-2 TN-3 TN-4 TN-5 STD-1 STD-2 STD-3 STD-4 HST-1 
Tên mẫu AR BR CR DR ER FR AS BS CS DS ES FS GR HR IR 
Dầu đẩy nước tự nhiên (cc) A 0.3 0 0.0 0.0 0.0 0 0 0 0 0 0 0.0 0.0 0.0 0 
Dầu đẩy nước có áp lực (cc) B 0.5 0.4 0.3 0.1 
NO 
FLOW 
0.05 0.3 2 2 3 0.2 0.2 0.1 0.1 0.3 
Nước đẩy dầu tự nhiên (cc) C 0.4 0.3 0.6 0.5 0.0 0.05 0.05 0.05 0.3 0.3 0.6 0.7 0.6 0.5 0.8 
Nước đẩy dầu có áp lực (cc) D 0.1 0.5 0.25 0.3 
NO 
FLOW 
0.2 0.1 0.2 1.5 1.75 1.2 1.7 1.4 1.2 1.1 
Chỉ số dính ướt dầu A/ (A+B) 0.38 0.00 0.0 0.0 - 0 0 0 0 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 
Chỉ số dính ướt nước C/ (C+D) 0.80 0.38 0.63 0.63 - 0.2 0.33 0.2 0.17 0.15 0.33 0.29 0.30 0.29 0.42 
Chỉ số dính ướt theo Atmod 0.43 0.38 0.63 0.63 - 0.2 0.33 0.2 0.17 0.15 0.33 0.29 0.30 0.29 0.42 
-1 -0.3 -0.1 0.1 0.3 1 
 Dính ướt dầu nhẹ Trung tính Dính ướt nước nhẹ 
Dính ướt dầu Trung gian Dính ướt nước 
Hình 3. Phân loại cát kết đối tượng Mioxen hạ - 
Cửu Long (Theo L. B. Folk, 1974). 
Hình 4. Quan hệ rỗng - thấm đối tượng Mioxen 
hạ bể Cửu Long. 
Bảng 1. Kết quả phân tích độ dính ướt của đất đá thuộc Mioxen hạ, Cửu Long. 
 Đinh Đức Huy và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 63-71 67 
thang chuẩn Amott được xác định bằng hiệu số 
của chỉ số dính ướt pha nước với chỉ số dính ướt 
của pha dầu. 
3. Kết quả phân tích thấm pha tương đối và 
áp suất mao dẫn 
Để nghiên cứu chuyên sâu về đặc điểm, khả 
năng chảy và hiệu quả thu hồi của đá chứa, các 
thực nghiệm được tiến hành trên mẫu lõi đại diện 
cho mỗi đối tượng. Thông thường, với chi phí 
nghiên cứu chuyên sâu cao và hạn chế của lượng 
mẫu lõi nên chỉ có từ 01 đến 03 mẫu được chọn. Vì 
vậy, kết quả nghiên cứu mẫu ở điều kiện vỉa chứa 
thường ít hơn so với các nghiên cứu thông thường. 
Hơn 150 kết quả phân tích mẫu thấm pha tương 
đối và 90 kết quả phân tích áp suất mao dẫn đã 
được tổng hợp và đánh giá cho nghiên cứu này. 
Kết quả của nghiên cứu giúp hệ thống và chuẩn 
hóa các chỉ tiêu phân tích đặc biệt cho đối tượng 
Mioxen hạ bể Cửu Long, là nguồn tài liệu tham 
khảo cho các mỏ có cùng đối tượng khai thác và 
tính chất tương đồng. Nếu được áp dụng, sẽ giảm 
thiểu chi phí nghiên cứu trước khi đưa vào vận 
hành khai thác. Kết quả các nghiên cứu đặc biệt 
của bể Cửu Long được trình bày trong Hình 5, 
Hình 6, Hình 7, Hình 8. 
Kết quả phân tích cho thấy tính chất đá chứa 
ban đầu đã ảnh hưởng mạnh đến đường cong 
thấm pha tương đối và áp suất mao dẫn. Với đất 
đá có xu hướng ưa nước, kết quả phân tích cho 
thấy độ bão hòa nước ban đầu lớn đối với đá chứa 
kém và giảm dần khi chất lượng đá chứa tăng. Độ 
thấm tương đối của pha nước tại giá trị dầu dư 
nhỏ hơn 0.4 và điểm hai pha dầu nước có tốc độ 
chảy bằng nhau đều rơi vào độ bão hòa nước lớn 
hơn 0.5 . Độ thấm hiệu dụng của pha dầu bằng 0.2 
đến 0.7 của giá trị độ thấm tuyệt đối (Hình 5). 
4. Phân loại đá chứa bể Cửu Long theo đơn vị 
dòng chảy 
Để xác định các thông số chứa của tầng 
Mioxen hạ bể trầm tích Cửu Long, ngoài các 
phương pháp thông thường, việc áp dụng phân 
tích tính chất trên cơ sở phân chia vỉa chứa dầu khí 
thành các đơn vị dòng chảy (Hydraulic Unit, HU) 
với các quan hệ độ rỗng - độ thấm khác nhau là 
một phương pháp đã từng bước được tiếp cận. 
4.1. Khái niệm đơn vị dòng chảy 
Hình 5. Kết quả phân tích thấm pha tương đối 
đại diện cho đối tượng. 
Hình 6. Kết quả phân tích đường cong thấm tương 
đối pha dầu của đá chứa Mioxen hạ Cửu Long. 
Hình 7. Kết quả phân tích đường cong thấm tương 
đối pha nước của đá chứa Mioxen hạ Cửu Long. 
Hình 8. Kết quả phân tích đường cong mao dẫn 
của đá chứa Mioxen hạ Cửu Long. 
68 Đinh Đức Huy và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 63-71 
Phương pháp áp dụng phân loại đơn vị dòng 
chảy có thể giúp xác định và dự báo tính chất dòng 
chảy dựa trên các thông số địa chất và tính chất cơ 
lý của đất đá ảnh hưởng đến dòng chảy chất lưu 
trong môi trường rỗng. Một đơn vị dòng chảy 
được đại diện bởi một giá trị được xây dựng từ 
mối quan hệ các đặc điểm đá chứa mà trong đó các 
đặc tính địa chất và tính chất cơ lý thạch học ảnh 
hưởng đến dòng chảy chất lưu là không đổi và 
khác với các đặc tính,tính chất của các đơn vị dòng 
chảy khác. 
Ebanks định nghĩa ứng với mỗi một loại đất 
đá có một chỉ số dòng chảy tương ứng, chỉ số dòng 
chảy là thương của chỉ số chất lượng đá chứa 
(RQI) với chỉ số độ rỗng trên thể tích hạt đá chứa 
(z). 
Một đơn vị dòng chảy có đặc điểm: 
- Một đơn vị dòng chảy có thể bao gồm một 
hoặc nhiều tập vỉa có tính chất thạch học tương 
đồng. 
- Mỗi đơn vị dòng chảy có một mối tương 
quan giữa độ thấm và độ rỗng rất chặt chẽ. Như 
vậy, khi xác định được đơn vị dòng chảy, tính chất 
của tầng chứa cũng sẽ được xác định. 
- Các đơn vị dòng chảy có thể có sự liên thông 
về thủy động lực với nhau, tuy nhiên đơn vị dòng 
chảy được phân loại dựa trên đặc điểm địa tầng 
thạch học trầm tích thường không có liên thông về 
thủy động. 
Các thông số đại diện cho đơn vị dòng chảy 
giữ vai trò quan trọng trong xây dựng mô hình mô 
phỏng vỉa chứa, giúp giảm thiểu rủi ro kết quả dự 
báo khai thác và xây dựng kế hoạch phát triển mỏ 
hiệu quả. Mỗi đơn vị dòng chảy được biểu diễn 
thông qua đường quan hệ log - log giữa chỉ số đại 
diện vỉa chứa (Reservoir quality index) và tỉ phần 
giữa lỗ rỗng với thể tích hạt đá trong một đơn vị 
thể tích đá chứa (pore volume to grain volume). 
Độ thấm đại diện cho mỗi đơn vị dòng chảy được 
tính toán qua hàm quan hệ sử dụng chỉ số dòng 
chảy đại diện trung bình (FZI) đặc trưng và độ 
rỗng hiệu dụng (Stiles, 2014). Chỉ số đơn vị dòng 
chảy và chỉ số chất lượng vỉa chứa được thể hiện 
qua các phương trình sau. 
𝐿𝑜𝑔 𝑅𝑄𝐼 = 𝐿𝑜𝑔 𝜃𝑧 + 𝐿𝑜𝑔 𝐹𝑍𝐼 
Trong đó: 𝑅𝑄𝐼 = 0.0314 ∗ √
𝐾
𝜃𝑒
; 𝜃𝑧 =
𝜃𝑒
1−𝜃𝑒
; 
𝜃𝑒: Độ 𝑟ỗ𝑛𝑔 ℎ𝑖ệ𝑢 𝑑ụ𝑛𝑔; K: Độ thấm (mD). 
Để có được góc nhìn chuẩn giữa các đơn vị 
dòng chảy ở các khu vực khác nhau, Corbett đưa 
ra một khái niệm mới là phân tố thủy lực chuẩn 
GHE (Global Hydraulic Element). Trong đó, độ 
rỗng và độ thấm đã được phân chia theo các 
khoảng thay đổi rộng dựa trên cơ sở phân loại 
dòng chảy theo đới chỉ thị dòng chảy FZI (flow 
zone indicator). Thang chuẩn GHE được chia 
thành 10 phân tố với giá trị FZI thay đổi từ: 
0,0938; 0,1875; 0,375; 0,75; 1,5; 3; 6; 12; 24; 48, 
tương ứng với giá trị biên dưới của GHE 1 đến 
GHE 10. Với GHE càng lớn tương ứng với chất 
lượng đá chứa càng tốt (Stiles, 2014). Bản chuẩn 
của phân tố thủy lực tổng hợp (GHE template) 
được trình bày trong Bảng 2. 
GHE1 GHE2 GHE3 GHE4 GHE5 GHE6 GHE7 GHE8 GHE9 GHE10 
0.0938 0.1875 0.375 0.75 1.5 3 6 12 24 48 
Bảng 2. Bảng chuẩn phân loại phân tố thủy lực theo đơn vị dòng chảy. 
Hình 9. Phân loại yếu tố thủy lực cho đối tượng nghiên cứu. 
 Đinh Đức Huy và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 63-71 69 
4.2. Phân loại đá chứa bể Cửu Long 
Từ Hình 9 cho thấy, tính chất đất đá của các 
mỏ dầu khai thác thuộc bồn trũng Cửu Long trải 
đều từ kém đến rất tốt tương ứng với GHE1 tới 
GHE8. Ứng với mỗi phân tố thủy lực chuẩn đều có 
đá chứa thuộc các mỏ khác nhau trong đó với 
thông tin địa chất khá đầy đủ. Dựa trên bảng thủy 
lực tổng hợp chuẩn, đơn vị dòng chảy được xác 
định cho đá chứa ở các mỏ khác nhau có tính chất 
tương đồng . Do các tính chất của GHE6 và GHE7, 
8, 9, 10 có tính chất thấm và chứa rất tốt nên có thể 
gộp lại chung một nhóm. Từ tính chất cơ lý của các 
mẫu lõi đại diện được phân tích đặc biệt, xác định 
mối quan hệ giữa chỉ số chất lượng đá chứa và tỉ 
phần độ rỗng với thể tích hạt đá (Hình 10). Đơn vị 
dòng chảy được xác lập thông qua mối quan hệ đó 
(Hình 11). Những mẫu lõi có cùng chỉ số dòng chảy 
được gom lại thành nhóm, kết quả này được 
nghiên cứu trong phần tiếp theo. 
5. Xây dựng đường cong thấm pha tương đối 
và áp suất mao dẫn đặc trưng của đối tượng 
nghiên cứu. 
Dựa trên phân chia đơn vị dòng chảy, có thể 
thấy đối tượng nghiên cứu khá tương đồng, tính 
chất đá chứa của đối tượng trải đều ở tất cả các 
đơn vị dòng chảy từ một đến chín tương ứng với 
chất lượng đá chứa từ kém đến rất tốt. Ứng dụng 
thuật toán chuẩn hóa đối với các đường cong, 
tương ứng với mỗi một đơn vị dòng chảy sẽ có 1 
đường cong thấm pha và áp suất mao dẫn tương 
ứng đại diện. Loại bỏ đi các đơn vị dòng chảy có 
tính chất kém, các đơn vị còn lại đã được phân loại 
ở phần 4.2 là đối tượng nghiên cứu trên phần 
mềm chuyên dụng Eclipse. Mối quan hệ của chất 
lượng đá chứa với độ bão hòa nước ban đầu cho 
thấy xu hướng chung tương đối rõ của toàn đối 
tượng (Hình 12, Hình 13). Các hình vẽ cho thấy độ 
bão hòa nước ban đầu có mối quan hệ chặt chẽ với 
độ thấm và chỉ số chất lượng vỉa chứa. Tương ứng 
giá trị độ thấm và chỉ số chất lượng vỉa chứa nhỏ 
sẽ có độ bão hòa nước ban đầu lớn và ngược lại. 
Kết quả thực nghiệm của các mẫu trong cùng 
nhóm đã được phân loại dựa trên đơn vị dòng 
chảy, mối quan hệ giữa độ bão hòa nước ban đầu 
với chất lượng vỉa chứa được áp dụng phương 
pháp trung bình hóa sẽ cho kết quả như Hình 14, 
Hình 15. Ứng với mỗi phép trung bình hóa sẽ có
Hình 10. Kết quả phân tích đơn vị dòng chảy 
tổng hợp. 
Hình 11. Kết quả phân loại đơn vị dòng chảy. 
Hình 12. Mối quan hệ giữa độ thấm và độ bão 
hòa nước ban đầu. 
Hình 13. Mối quan hệ giữa chỉ số chất lượng vỉa 
chứa và độ bão nước ban đầu. 
70 Đinh Đức Huy và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 63-71 
một đường đặc trưng tương ứng với các mẫu 
thuộc đơn vị dòng chảy đó. Một đơn vị dòng chảy 
sẽ cho ra được hệ đường cong (thấm pha tương 
đối và áp suất mao dẫn) đại diện. 
6. Kết luận 
Đối tượng Mioxen hạ bể Cửu Long đang là đối 
tượng khai thác dầu chủ đạo ở thềm lục địa Việt 
Nam, một số mỏ đang trong giai đoạn khai thác 
chính và một số mỏ đang trong giai đoạn phát 
triển. Xây dựng hệ đường cong thấm pha tương 
đối và áp suất mao dẫn theo đơn vị dòng chảy giúp 
hệ thống hóa kết quả phân tích của đối tượng 
Mioxen hạ theo một khối chuẩn. Kết quả phân tích 
cho thấy, tuy ở vị trí khác nhau nhưng kết quả 
phân tích cho thấy xu hướng chung khá rõ của đối 
tượng. Kết quả được xây dựng từ nghiên cứu này 
đã bao gồm tất cả vỉa chứa khác nhau và ứng với 
mỗi loại có cặp hệ đường cong đại diện. Kết quả 
nghiên cứu nếu được sử dụng sẽ giúp tiết kiệm chi 
phí cho việc nghiên cứu chuyên sâu về đặc điểm 
đá chứa và dòng chảy trong phòng thí nghiệm, hỗ 
trợ quản lý mỏ và hoạt động khai thác hiệu quả 
hơn. 
Tài liệu tham khảo 
Viện Dầu khí Việt Nam, 2014. Báo cáo tổng kết dự 
án đánh giá tiềm năng dầu khí trên vùng biển và 
thềm lục địa Việt Nam. Đề án tổng thể về điều 
tra cơ bản và quản lý tài nguyên môi trường 
biển đến năm 2010, tầm nhìn đến năm 2020. 
Trịnh Xuân Cường, 2013. Tổng kết và đánh giá 
công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở Việt Nam 
giai đoạn 2000 - 2009. Nghiên cứu đề xuất 
phương hướng tìm kiếm thăm dò đến năm 
2020. Viện Dầu khí Việt Nam. 
Stiles, J., 2014. Using special core analysis in 
reservoir engineering. Imperial College London 
2014. 
Hình 14. Kết quả xây dựng đường cong mao dẫn 
chuẩn cho đối tượng. 
Hình 15. Kết quả xây dựng đường cong thấm 
pha tương đối chuẩn cho đối tượng. 
 Đinh Đức Huy và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 63-71 71 
ABSTRACT 
Investigating reservoir characteristic and Building representative of 
the relative permeability and capillary pressure for Lower Mioxene, 
Cuu Long Basin 
Huy Duc Dinh 1, Giang Truong Pham 1, Quy Minh Nguyen 1, Hung The Le 1, Duc Chi Pham 1, 
Tu Van Pham 1, Nga Viet Vuong 1, Quy Xuan Tran 1, Tung Dinh Luu 1, Nam Van Le 2, Thanh 
Van Nguyen 2, Hieu Duc Duong 3 
1 Vietnam Petroleum Institute, Vietnam. 
2 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam. 
3 Vietsovpetro, Vietnam. 
The paper presents a study conducted by the Vietnam Petroleum Institute (VPI) to investigate the 
effects of reservoir characteristics on the relative permeability and capillary pressure of the Lower 
Mioxene formation of CuuLong Basin. The results of core analysis show that rock properties have 
significant effect to relative permeability curve and capillary pressure. With a water wettability tendency 
of Lower Mioxene formation, high initial water saturation for poor rock type and decrease as the rock 
quality increases. Water-phase relative permeability at residual oil saturation less than 0.4 and oil-water 
phase points which have equal flow rate at water saturation greater than 0.5. While, oil effective 
permeability is from 0.2 to 0.7 times for absolute permeability value. The results of core analysis in each 
field of Cuulong Basin were classified by Global Hydaulic Element, characteristics analysis based on oil 
reservoir classification into Hydraulic Unit (HU) with various porosity-permeability relation. In addition, 
the authors present the results of building representative relative permeability and capillary pressure 
curves for the Lower Mioxene formation of CuuLong Basin.