Tạp chí
 
Năm 2025
 
Số 1, Kỳ 67, [12 - 2025] - Xem trước

Xác định độ bền nén đơn trục (UCS) dựa vào mô đun sóng dọc (P-wave modulus) và các đơn vị thủy lực (hydraulic flow unit-HFU) áp dụng cho đối tượng trầm tích Mỏ X, Lô Y, bể Cửu Long

DOI:10.46326/JMES.2026.67(1).08

  • Cơ quan:

    1 Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP), Hà Nội, Việt Nam
    2 Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Hà Nội, Việt Nam

  • *Tác giả liên hệ:
    This email address is being protected from spambots. You need JavaScript enabled to view it.
  • Nhận bài: 30-08-2025
  • Sửa xong: 28-11-2025
  • Chấp nhận: 16-12-2025
  • Ngày đăng: 31-12-2025
Trang: 92 - 105
Lượt xem: 10
Xem onlineXem online
Lượt tải: 1
Tải về PDF
★★★★★Yêu thích: , Số lượt: 0
  • ★
  • ★
  • ★
  • ★
  • ★
Bạn yêu thích

Tóm tắt:

Độ bền nén đơn trục (UCS) là thông số địa cơ học quan trọng, đảm bảo an toàn và tối ưu hóa khoan giếng dầu khí. UCS chính xác giúp ổn định thành giếng, tăng tốc độ khoan và dự báo nguy cơ sinh cát. Theo phương pháp truyền thống, UCS được xác định qua thí nghiệm mẫu lõi trong phòng thí nghiệm, nhưng tốn kém, mất thời gian và dữ liệu rời rạc, không đại diện toàn bộ giếng. Để khắc phục hạn chế của các mô hình hiện có vốn thường cho độ tương quan thấp khi áp dụng tại mỏ X, lô Y, khu vực Đông Bắc bể Cửu Long, nghiên cứu này xây dựng mô hình mới dự đoán UCS từ mô đun sóng dọc (M) kết hợp với phân loại đơn vị dòng thủy lực (HFU). Kết quả cho thấy trong các nhóm HFU1–HFU6, UCS có quan hệ chặt chẽ với M (P-wave modulus). Cuối cùng, kết quả tính toán đạt được hệ số tương quan giữa UCS lõi và UCS tính từ địa vật lý cho toàn bộ các giếng là 0,82. Cụ thể, giếng A-1X, sai số trung bình tuyệt đối MAE là 426,3 psi, phần trăm sai số trung bình tuyệt đối MAPE là 10,4% và sai số bình phương trung bình RMSE là 582,5 psi. Giếng A-2X có MAE = 843,17 psi, MAPE = 16%, RMSE =1115,5 psi, Giếng A-3X có MAE = 321,9 psi, MAPE = 7%, RMSE = 385,6 psi, Giếng A-4X có MAE = 286,46 psi, MAPE = 10%, RMSE = 438,76 psi. Tại giếng thử nghiệm B-1X, sai số MAE là 335,5 psi, MAPE là 14% và RMSE là 383,37 psi. Việc bổ sung yếu tố HFU đã làm rõ sự khác biệt cơ học giữa các đơn vị thủy lực, từ đó cải thiện đáng kể độ chính xác dự báo UCS. Mô hình đề xuất hứa hẹn nâng cao hiệu quả và an toàn trong khoan - khai thác dầu khí tại khu vực nghiên cứu.

Trích dẫn
Nguyễn Văn Hoàng, Phan Thiên Hương và Nguyễn Thế Vinh, 2025. Xác định độ bền nén đơn trục (UCS) dựa vào mô đun sóng dọc (P-wave modulus) và các đơn vị thủy lực (hydraulic flow unit-HFU) áp dụng cho đối tượng trầm tích Mỏ X, Lô Y, bể Cửu Long, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, số 1, kỳ 67, tr. 92-105.
Tài liệu tham khảo

Abbaszadeh, M., Fujii, H., and Fujimoto, F. (1996). Permeability prediction by hydraulic flow units—theory and applications. SPE Formation Evaluation, 11(04), 263-271.  https://doi.org/10.2118/30158-PA

Amaefule, J. O., Altunbay, M., Tiab, D., Kersey, D. G., and Keelan, D. K. (1993, October). Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-26436). SPE https://doi.org/10.2118/26436-MS

Asadi, A. (2017). Application of artificial neural networks in prediction of uniaxial compressive strength of rocks using well logs and drilling data. Procedia Engineering, 191, 279-286. https://doi.org/10.1016/j.proeng.2017.05.182

Bieniawski, Z. T. (1974). Estimating the strength of rock materials. Journal of the Southern African Institute of Mining and Metallurgy, 74(8), 312-320. https://doi.org/10.1016/0148-9062(74)91782-3

Chang, C., Zoback, M. D., and Khaksar, A. (2006). Empirical relations between rock strength and physical properties in sedimentary rocks. Journal of Petroleum Science and Engineering, 51(3-4), 223-237. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2006.01.003

Desouky, S. E. D. M. (2005). Predicting permeability in un-cored intervals/wells using hydraulic flow unit approach. Journal of Canadian Petroleum Technology, 44(07). https://doi.org/DOI:10.2118/05-07-04

Ha, M. Q., Le, A. N., and Jarzyna, J. (2021). Hydraulic flow unit classification from core data: Case study of the Z gas reservoir, Poland. Journal of Mining and Earth Sciences, 62(3), 29-36. https://doi.org/10.46326/JMES.2021.62(3).04

Hassanvand, M., Moradi, S., Fattahi, M., Zargar, G., and Kamari, M. (2018). Estimation of rock uniaxial compressive strength for an Iranian carbonate oil reservoir: Modeling vs. artificial neural network application. Petroleum Research, 3(4), 336-345. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2018.08.004

Lade, P. V. (1993). Rock strength criteria: the theories and the evidence (Vol. 1, pp. 255-284). Comprehensive Rock Engineering-Principles, Practice and Projects. Pergamon Press.

Lê, V.C., Hoàng, N.Đ., Trần, V.T. (2005). Chương 5 Các bể trầm tích Kainozoi ở Việt nam. In Địa chất và tài nguyên Dầu khí của Việt nam (pp. 63–105).

McNally, G. H. (1987). Estimation of coal measures rock strength using sonic and neutron logs. Geoexploration, 24(4-5), 381-395. https://doi.org/10.1016/0016-7142(87)90008-1

Nabaei, M., and Shahbazi, K. (2012). A new approach for predrilling the unconfined rock compressive strength prediction. Petroleum science and technology, 30(4), 350-359. https://doi.org/10.1080/10916461003752546

Nguyễn,X.T., Lê,H. A (2012). Mô hình địa chất 3D trên cơ sở xác định các đợn vị dòng chảy thủy lực cho hệ tầng sản phẩm tuổi Miocen Hạ, mỏ Bạch Hổ. Tạp Chí KHKT Mỏ -Địa Chất, 37, 6–12.

Pells, P. J. (1993). Uniaxial strength testing. In Rock testing and site characterization (pp. 67-85). Pergamon. https://doi.org/10.1016/B978-0-08-042066-0.50010-0

Horsrud, P. (2001). Estimating mechanical properties of shale from empirical correlations. SPE Drilling and Completion, 16(02), 68-73. https://doi.org/10.2118/56017-PA

Rabbani, E., Sharif, F., Koolivand Salooki, M., and Moradzadeh, A. (2012). Application of neural network technique for prediction of uniaxial compressive strength using reservoir formation properties. International journal of rock mechanics and mining sciences (1997), 56, 100-111. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2012.07.033

Schmidt, W. J., Hoang, B. H., Handschy, J. W., Hai, V. T., Cuong, T. X., and Tung, N. T. (2019). Tectonic evolution and regional setting of the Cuu Long Basin, Vietnam. Tectonophysics, 757, 36-57. https://doi.org/10.1016/j.tecto.2019.03.001

Shen, X., Chen, M., Lu, W., and Li, L. (2017). Using P wave modulus to estimate the mechanical parameters of rock mass. Bulletin of Engineering Geology and the Environment, 76(4), 1461-1470. https://doi.org/DOI:10.1007/s10064-016-0932-0

Shi, X., Meng, Y., Li, G., Li, J., Tao, Z., and Wei, S. (2015). Confined compressive strength model of rock for drilling optimization. Petroleum, 1(1),40–45. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2015.03.002

Tiab, Donaldson. (2015). Petrophysics: Theory and Practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. Gulf professional sspublishing.

Trần, L.Đ.,  Phùng, Đ.H (2005). Bể trầm tích Cửu long và tài nguyên dầu khí. In Địa chất và Tài nguyên dầu khí Việt nam (pp. 269–317). Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật.

Tsiambaos, G., and Sabatakakis, N. (2004). Considerations on strength of intact sedimentary rocks. Engineering Geology, 72(3-4), 261-273. http://dx.doi.org/10.1016/j.enggeo.2003.10.001

Các bài báo khác