Đánh giá sự thay đổi của hệ số xi măng gắn kết trong đá cacbonat từ tài liệu địa vật lý giếng khoan

8 
T¹p chÝ KHKT Má - §Þa chÊt, sè 49, 01-2015, tr.8-12
ĐÁNH GIÁ SỰ THAY ĐỔI CỦA HỆ SỐ XI MĂNG GẮN KẾT 
TRONG ĐÁ CACBONAT TỪ TÀI LIỆU ĐVLGK 
PHẠM ĐỨC BIỂU, LƯU VĂN VỊNH, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) 
Tóm tắt: Trong các đá trầm tích chứa các tích tụ dầu khí thì đá cacbonat đặc biệt quan 
trọng, đá cacbonat vừa đóng vai trò là tầng chứa và vừa đóng vai trò là tầng chắn. Tùy 
thuộc vào môi trường thành tạo kích thước hạt, mức độ gắn kết giữa các hạt (hệ số xi măng 
gắn kết m) và các hoạt động thứ sinh mà phân chia ra các loại đá có các loại độ rỗng khác 
nhau. Bài báo giới thiệu phương pháp nghiên cứu, đánh giá sự thay đổi của hệ số xi măng 
gắn kết giữa các hạt trong đá cacbonat từ tài liệu địa vật lý giếng khoan, trên cơ sở của 
phương trình Archie chỉ ra sự thay đổi của hệ số xi măng gắn kết trong mỗi loại độ rỗng 
khác nhau. Bằng phương pháp tiếp cận trên, các tác giải đã tiến hành đánh giá sự thay đổi 
của hệ số m, trên giếng khoan ALV1562 tại vùng hồ Maracaibo nước Cộng hòa Venezuela. 
Kết quả đánh giá chỉ ra mức độ biến đổi của m theo các loại độ rỗng khác nhau, giúp cho 
việc chính xác hóa hệ số bão hòa dầu khí, làm gia tăng chiều dày hiệu dụng của đá chứa. 
1. Giới thiệu chung 
Trong các loại đá chứa dầu khí thì đá 
cacbonat là loại đá đặc biệt được quan tâm 
không chỉ ở Việt Nam mà còn trên toàn thế 
giới. Theo thống kê trên thế giới thì trữ lượng 
dầu khí trong đá cacbonat chiếm trên 60% tổng 
trữ lượng dầu khí trên toàn thế giới. Ở Việt 
Nam đá cacbonat chứa dầu khí chủ yếu tìm thấy 
ở các bể Nam Côn Sơn, bể Sông Hồng và phần 
phía Bắc của bể Phú Khánh (theo báo cáo Hội 
nghị khoa học dầu khí) và là đối tượng chứa 
dầu khí được các nhà nghiên cứu dầu khí đặc 
biệt quan tâm. Trong nghiên cứu này, các tác 
giả đã nghiên cứu và chỉ ra sự thay đổi hệ số xi 
măng gắn kết trong đá liên quan đến đặc tính lỗ 
rỗng và sự ảnh hưởng của nó đến việc tính toán 
độ bão hòa nước. Hệ số xi măng gắn kết m là 
một tham số đặc biệt quan trọng thể hiện mức 
độ liên kết giữa các hạt trong đá, độ rắn chắc 
trong kiến trúc tạo đá. Ngoài ra nó còn là một 
trong những tham số ảnh hưởng trực tiếp đến 
việc tính toán độ bão hòa nước trong đá. Mô 
hình tính toán độ bão hòa nước đối với đá 
cacbonat thường là mô hình Archie hoặc Archie 
tổng, trong đó hệ số xi măng gắn kết trong mô 
hình tính toán chưa được hiệu chỉnh và được 
lấy theo giá trị trung bình của kết quả phân tích 
mẫu đặc biệt, các mẫu đặc biệt này thường 
không liên tục và không đại diện cho toàn bộ 
giếng khoan. Nghiên cứu này sẽ chỉ ra sự thay 
đổi của hệ số m trong mỗi loại tướng đá khác 
nhau của đá cacbonat và sự thay đổi này ảnh 
hưởng rất lớn đến sự thay đổi của độ bão hòa 
nước trong quá trình tính toán. Trước đây giá trị 
m được áp dụng tính toán cho mô hình độ bão 
hòa nước theo Archie trong đá cacbonat là một 
hằng số có giá trị bằng 2 nhưng trong nghiên 
cứu này giá trị đó sẽ thay đổi từ 1,3 ÷ 3, sự thay 
đổi này phụ thuộc vào kiến trúc và độ rỗng của 
đá. 
2. Cơ sở lý thuyết 
Các đá cacbonat thường được thành tạo trong 
môi trường biển nông. Độ rỗng tổng bao gồm độ 
rỗng nguyên sinh và độ rỗng thứ sinh. Độ rỗng 
nguyên sinh là độ rỗng giữa hạt hình thành trong 
quá trình tạo đá, độ rỗng thứ sinh là độ rỗng hình 
thành sau quá trình tạo đá do các yếu tố như gặm 
mòn, rửa lũa, biến đổi hóa học, các hoạt động 
kiến tạo Theo nghiên cứu của John K Warren 
thì hầu hết độ rỗng có trong đá cacbonat đều là độ 
rỗng thứ sinh. Kích thước hạt là một trong những 
tham số mà Lucia đã chia đá cacbonat ra làm 3 
loại: 
9 
 Loại 1: có kích thước hạt > 100 µm là 
limestone hoặc dolomite có kích thước hạt thô. 
 Loại 2: có kích thước hạt 20 ÷ 100 µm 
độ hạt trung bình thường là grain-dominated 
dolopackstones. 
 Loại 3: có kích thước hạt <20 µm độ hạt 
nhỏ, mịn thường là các loại đá mud-dominated 
Limestone. 
Độ chọn lọc và kích thước hạt của đá ảnh 
hưởng trực tiếp đến độ rỗng của đá, trong khi 
đó hệ số gắn kết m lại phụ thuộc khá nhiều vào 
loại lỗ rỗng. Đối với đá có độ rỗng là độ rỗng 
giữa hạt thì m = 2, đỗ rỗng do nứt nẻ tạo thành 
thì m 2. 
Xét yếu tố thành hệ a = 1 (đá có tính đồng 
nhất cao), theo phương trình Archie giá trị m có 
thể tính toán được từ tài liệu địa vật lý giếng 
khoan theo công thức sau: 
 e
n
Rt
w
SWR
R
m
log
log 
 , (1.1) 
trong đó: 
Rw là điện trở suất của nước tại nhiệt độ 
thành hệ, đơn vị (.m); 
Rt: là điện trở suất thực của thành hệ, đơn 
vị (.m); 
Φe: là độ rỗng hiệu dụng (%); 
SWR là độ bão hòa nước tính bằng phương 
pháp tỷ số, (%), 
8
5
W
mf
t
xo
R
R
R
R
R
SW . (1.2) 
Rxo là điện trở suất của đới rửa (.m); 
Rmf là điện trở suất của dung dịch khoan 
(.m). 
Giá trị m sẽ đạt giá trị lớn nhất khi vỉa bão hòa 
100% (SWR =1) khi đó công thức (1.1) viết gọn: 
)log(
)/log(
max
e
tw RRm

 . (1.3) 
Giá trị m sẽ đạt giá trị cực tiểu khi 
SWR = SWir khi đó công thức (1.1) là: 
)log(
))*/(log(
min
e
n
irtw SWRRm

 , (1.4) 
trong đó: SWir là độ bão hòa nước dư. 
Tùy thuộc vào giá trị điện trở suất nước vỉa, 
điện trở suất đới ngấm, điện trở suất dung dịch 
khoan và điện trở suất thực của thành hệ mà hệ 
số gắn kết của thành hệ sẽ có giá trị biến đổi từ 
mmin đến mmax. 
Từ các tham số đầu vào áp dụng phương 
trình (1.3) và (1.4) tính mmax và mmin trên toàn 
bộ giếng khoan, sau đó tính giá trị mvariable theo 
công thức (1.1). Nếu giá trị mvariable > mmax thì 
mvariable = mmax; nếu giá trị mvariable < mmin thì giá 
trị mvariable = mmin. Kết quả ta sẽ có được m-
variable trên toàn giếng khoan và giá trị của nó, 
khi đó là mmin =< mvariable < mmax. Giá trị này sẽ 
được áp dụng tính toán độ bão hòa nước theo 
mô hình thông thường áp dụng cho đá vôi. 
Xuất phát từ phương trình Archie 
t
m
e
wn
R
Ra
SW
*
*

. (1.5)
Lấy logarit 2 vế Ta được : 
Log(Rt) =- m*log(Фe)+log(a*Rw)–n*log (SW) . 
 (1.6) 
Trong trường hợp SW = 1 khi đó: 
Log (Rt) = - m*log (Фe) + log (a*Rw) (1.7) 
Xây dựng quan hệ Rt và PHI trên thang 
logarite thì giá trị m là hệ số góc của đường 
thẳng y = ax+b (hình 1). 
Các dấu hiệu nhận biết giá trị m theo các loại độ rỗng khác nhau: 
Loại độ rỗng m Độ bão hòa nước Độ rỗng 
Lỗ rỗng giữa hạt m=2 SWa = SWR PhiS=PhiT 
Hang hốc liên thông tốt m>2 SWa < SWR PhiS<PhiT 
Hang hốc liên thông kém m>>2 SWa << SWR PhiS<<PhiT 
Nứt nẻ m SWR PhiS<PhiT 
Hai độ rỗng m<2 SWa < SWR PhiS=PhiT 
10 
Hình 1. Đồ thị trực giao độ rỗng và điện trở suất thực của thành hệ qua các loại độ rỗng 
3. Kết quả 
Bằng phương pháp tiếp cận trên các tác giả 
đã áp dụng trực tiếp lên tài liệu giếng khoan 
AVL1562. Đối tượng tầng chứa là đá cacbonat 
có tuổi Creta được thành tạo trong môi trường 
lòng hồ Maracaibo, nằm ngay phía dước các địa 
tầng trầm tích lục nguyên, các đá cacbonat có 
bề dày trầm 1000m nằm bất chỉnh hợp lên các 
trầm tích tuổi Paleozoi. 
Giếng khoan AVL1562 là một trong những 
giếng khoan điển hình trong khu vực. Giếng 
khoan đã khoan qua tất cả các hệ tầng tới các 
trầm tích Paleozoi trong khu vực cánh phía 
Đông của vùng hồ, nơi có sự hoạt động mạnh 
mẽ của các đứt gãy. Sự hoạt động mạnh mẽ của 
các đứt gãy này đã tạo ra nhiều đới dập vỡ, nứt 
nẻ trong các đá cacbonat có tuổi Creta. Ngoài ra 
khu vực phía Đông này mức độ dolomit hóa 
diễn ra mạnh mẽ điều này đã làm tăng thêm độ 
rỗng thứ sinh và làm phức tạp hơn về sự phân 
bố về độ rỗng trong đá cacbonat. Vùng hồ phía 
Đông Maracaibo có trữ lượng dầu khí khoảng 
706 MMbls thùng dầu thuộc loại dầu nhẹ (29-
31 API). 
Các hoạt động kiến tạo là một trong những 
nguyên nhân chính gây ra hệ thống nứt nẻ trong 
đá cacbonat, mức độ và mật độ phân bố hệ 
thống nứt nẻ thường rất phức tạp nên các cách 
tiếp cận thông thường trước đây sẽ tiềm ẩn 
nhiều rủi ro trong đánh giá tiềm năng và trữ 
lượng tại chỗ của mỏ. Do đó, cách tiếp cận 
trong bài báo này sẽ hạn chế được phần nào 
những rủi ro đặc biệt là chiều dày hiệu dụng 
thực của đá chứa. 
` 
Hình 2. Kết quả minh giải tài liệu ĐVLGK, giếng khoan ALV 1562 
15822
15846
Ejemplo FM APON Cotejo PHIfracture y PHIvuggy con Registro de Imagen FMI VLA-1562 
Nứt nẻ 
Hang hốc 
Đồ thị 
trực giao giữa 
Rt và PHI 
11 
Kết quả tính toán sự biến đổi của hệ số xi 
măng gắn kết m tại giếng khoan cho thấy trong 
khoảng độ sâu 15822-15848ft hệ số xi măng gắn 
kết m<2 tương ứng với vùng tồn tại loại độ rỗng 
nứt nẻ. Trong khoảng độ sâu 15993-16019 ft hệ 
số xi măng gắn kết m >2 tương ứng với vùng 
tồn tại loại độ rỗng hang hốc. Ngoài ra trên tài 
liệu FMI còn cho thấy rất rõ sự nứt nẻ và hang 
hốc trong hai khoảng độ sâu 15822-15846ft và 
15995-16018ft trên hình 2. 
 a b 
Hình 3. Đồ thị trực giao độ rỗng, độ bão hòa giếng khoan ALV 1562 
Hình 3a: đồ thị trực giao giữa độ rỗng tính 
theo đường điện trở và độ rỗng tổng tính theo 
neutron và mật độ. Đá chứa có độ rỗng là độ 
rỗng giữa hạt liên thông tốt thì kết quả tính độ 
rỗng bằng hai phương pháp trên có giá trị ngang 
bằng nhau tương ứng với giá trị m=2 (vùng 2). 
Đá chứa có độ rỗng là độ rỗng hang hốc chất 
lượng liên thông kém thì độ rỗng tính theo 
phương pháp điện trở thường lớn hơn độ rỗng 
tính theo phương pháp neutron và mật độ, 
tương ứng với giá trị m>2 (vùng 3). Đá chứa là 
độ rỗng nứt nẻ liên thông tốt thì độ rỗng tính 
theo phương pháp điện trở thường nhỏ hơn độ 
rỗng tính theo phương pháp neutron và mật độ 
tương ứng với giá trị m<2 (vùng 1). Đồ thị trực 
giao này minh chứng thêm sự thay đổi giá trị độ 
rỗng phụ thuộc rất nhiều vào loại lỗ rỗng. 
Hình 3b: đồ thị trực giao giữa độ bão hòa 
nước tính bằng phương pháp tỷ số (SWR) và độ 
bão hòa nước tính từ phương trình của Archie 
(SWa). Trên đồ thị trực giao cho thấy đối với đá 
chứa có độ rỗng là độ rỗng giứa hạt thì 
SWR=SWa (vùng 2) tương ứng với giá trị m=2, 
đá chứa có độ rỗng là độ rỗng hang hốc liên 
thông kém thì SWR>SWa (vùng 3) tương ứng 
với giá trị m>2, đá chứa có độ rỗng là độ rỗng 
nứt nẻ thì SWR>SWa (vùng 1) tương ứng với 
giá trị m<2. 
Bảng 1. Tổng hợp kết quả xác định m thay đổi theo loại độ rỗng trên giếng khoan ALV 1562 
Loại lỗ rỗng mmin-mmax m vari m (Pickett) 
Lỗ rỗng giữa hạt 1,8-2,2 1,96 2 
Hang hốc liên thông tốt 2,2-3,4 2,5 2,44 
Nứt nẻ 1-1,8 1,46 1,42 
Bảng 2. Kết quả tính toán độ bão hòa nước theo các giá trị m khác nhau giếng khoan ALV 1562 
Loại lỗ rỗng a Rw RT PHI m vari SW m (Pick) SW 
Lỗ rỗng giữa hạt 1 0,06 4 0,15 1,96 0,62 2 0,67 
Hang hốc liên thông tốt 1 0,06 2 0,25 2,5 0,96 2,44 0,88 
Nứt nẻ 1 0,06 25 0,07 1,46 0,12 1,42 0,10 
r, fraction

to
ta
l,
 f
ra
c
ti
o
n
Vuggy
Intercr
Fracture
r/ total Crossplot
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Đồ thị trực giao φr- φtotal 
Vùng 1: nứt nẻ 
Vùng 2: giữa hạt 
Vùng 3: hang hốc 
Đồ thị trực giao SWa- SW
R
Vùng 1: nứt nẻ 
Vùng 2: giữa hạt 
Vùng 3: hang hốc 
12 
Kết quả đánh giá sự thay đổi hệ số xi măng 
gắn kết m theo tài liệu ĐVLGK tại giếng khoan 
ALV 1562 (bảng 1) cho thấy giá trị m biến đổi 
từ 1-3,4. Trong khi đó giá trị m tính theo Pickett 
Plot biến đổi từ 1,42-2,44. Sự biến đổi của m có 
liên quan mật thiết đến các loại độ rỗng (bảng 
2), thông qua giá trị m cho phép ta có thể nhận 
định được đặc điểm của đá chứa. 
Trong bảng kết quả trên tại các thành hệ có 
các loại độ rỗng khác nhau thì độ bão hòa nước 
khác nhau, độ bão hòa nước tính theo mvariable 
và m (theo Pickett) có sự khác biệt từ 2-8%. 
Nếu giá trị ngưỡng SW = 65% áp dụng mvariable 
thì vỉa có độ rỗng là độ rỗng giữa hạt đồng thời 
vẫn là vỉa sản phẩm, còn áp dụng theo Pickett 
Plot thì vỉa đó lại là vỉa nước. 
4. Kết luận 
Từ các kết quả thu được trong nghiên cứu 
này, các tác giả rút ra một số kết luận sau đây 
về hệ số m trong đá chứa cacbonat: 
 Giá trị m tin cậy thường dựa vào kết quả 
phân tích mẫu đặc biệt. Song, việc thực hiện lấy 
mẫu lõi thường không có tính liên tục cho toàn 
bộ giếng khoan, ngoài ra các mẫu lõi không thể 
tiến hành lấy ở những thành hệ bở rời và nứt nẻ 
mạnh nên việc áp dụng tính toán giá trị m theo 
phương pháp trên là có cơ sở và cần thiết. 
 Việc tính toán độ bão hòa nước trong 
từng thành hệ sử dụng giá trị m cố định chỉ 
đúng đối với các đá đồng nhất, có tính ổn định 
cao. Đối với các đá có mức độ biến đổi lớn đặc 
biệt là biến đổi thứ sinh thì việc áp dụng 
phương pháp trên cho kết quả sát thực với điều 
kiện thực tế hơn. 
 Sự thay đổi của hệ số xi măng gắn kết 
có liên quan mật thiết đến các loại độ rỗng, 
phản ánh trực tiếp đặc điểm và tính chất của đá 
chứa. 
 Sử dụng kết quả xác định hệ số xi măng 
gắn kết m theo phương pháp nghiên cứu trên sẽ 
cho phép xác định độ bão hòa nước của thành 
hệ được chính xác hơn, giảm thiểu rủi ro trong 
tính toán, làm gia tăng chiều dày hiệu dụng của 
đá chứa. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1]. Asquith George, 1995. Determining 
Carbonate Pore Types From Petrophysical 
Logs, Texas Teach University, Texas. 
[2]. Asquith George, 1985. Handbook of log 
Evaluation Techniques for Carbonate 
Reservoirs, The Americans Association of 
Petroleum Geologists, Tulsa. 
[3]. Archie GE, 1952. Classification of carbonate 
reservoir rocks and petrophysicalcon- siderations. 
AAPG Bulletin 36, 2:278-298 
[4]. Báo cáo hội nghị khoa học dầu khí, 2007. 
[5]. Heflin, 1979. Fracture Detection in West 
Coast Reservoirs Using Well Logs, SPE 7979, 
Dresser Atlas. 
[6]. Jerry Lucia, 2007. Carbonate Reservoir 
Characterization, Second Edition. 
[7]. John K Warren. Carbonate reservoir 
characterization. 
SUMMARY 
Evaluation of cement factor’s variation in carbonate from logs data 
Pham Duc Bieu, Luu Van Vinh 
PetroVietnam exploration and production corporation 
 In the sedimentary rocks that accumulate hydrocarbon, the carbonates are particularly 
important. They play a role as both reservoirs and seals. Based on the environment, grain size, 
particle cohesion (cement factor - m) and secondary alteration, rocks with different porosities are 
classified. This paper presents research methods, evaluation of cement factor’s variation between 
particles in carbonates from logs data and on the basis of the Archie equation, the variation of 
cement factor in each type of porosity is indicated. Approaching these methods, the authors had 
evaluated the variation of coefficient “m” based on the ALV1562 well data in the Maracaibo Lake 
of the Republic of Venezuela. The result of evaluation indicates the variation of “m” factor 
according to different types of porosity, optimizes hydrocarbon saturation factor and increases 
effective thickness of reservoir.