Ứng dụng mô hình địa cơ học và ứng suất tới hạn xác định hướng khe nứt mở trong đá móng

30 DẦU KHÍ - SỐ 2/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
2. Cơ sở lý thuyết
2.1. Các loại ứng suất trong đất đá
2.1.1. Ứng suất thẳng đứng (Sv)
 Ứng suất thẳng đứng được tạo ra do trọng lượng lớp 
phủ bên trên và có thể được tính thông qua mối liên hệ 
với tỷ trọng của đất đá theo chiều sâu theo công thức [1]:
Trong khu vực ngoài biển thì công thức được tính 
thêm độ sâu của đáy biển [1]:
Trong đó:
h: Chiều sâu thẳng đứng;
ρ(h): Hàm của tỷ trọng đất đá theo độ sâu;
g: Gia tốc trọng trường;
hw: Chiều sâu cột nước;
ρw: Tỷ trọng của nước biển.
2.1.2. Áp suất lỗ rỗng (Pp)
Trong vỉa luôn tồn tại áp suất chất lưu gọi là áp suất 
Ngày nhận bài: 21/10/2019. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 21/10 - 23/12/2019. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 15/1/2020.
ỨNG DỤNG MÔ HÌNH ĐỊA CƠ HỌC VÀ ỨNG SUẤT TỚI HẠN XÁC ĐỊNH 
HƯỚNG KHE NỨT MỞ TRONG ĐÁ MÓNG 
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 2 - 2020, trang 30 - 37
ISSN-0866-854X
Tạ Quốc Dũng1, Phạm Trí Dũng2, Lê Thế Hà3, Nguyễn Văn Thuận4 
1Đại học Bách khoa Tp. Hồ Chí Minh
2Công ty Liên doanh điều hành Dầu khí Cửu Long
3Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
4Đại học Chulalongkorn
Email: tqdung@hcmut.edu.vn
Tóm tắt
Bài viết giới thiệu các bước xác định ứng suất tại chỗ (ứng suất đứng, ứng suất ngang lớn nhất, ứng suất ngang nhỏ nhất và áp suất lỗ 
rỗng); tính chất cơ học đá (module đàn hồi, hệ số Poisson, độ bền nén 1 trục và độ bền kéo) để xây dựng mô hình địa cơ học 1D của giếng 
khoan bằng cách sử dụng các dữ liệu khác nhau như logs và các thông số khoan. Tiếp theo, lý thuyết ứng suất tới hạn được sử dụng để xác 
định các khe nứt tới hạn có khả năng là các khe nứt mở cho sản lượng dầu tốt. Sau đó, mật độ và hướng nứt nẻ được sử dụng để thiết kế 
mục tiêu và quỹ đạo của giếng khoan trong trong tầng chứa là đá granite.
Từ khóa: Địa cơ học, khe nứt mở, đá móng, ứng suất, tính chất cơ học đá.
1. Giới thiệu
Mô hình địa cơ học là mô hình bao gồm các thông số 
liên quan đến trạng thái ứng suất (ứng suất thẳng đứng, 
ứng suất ngang lớn nhất, ứng suất ngang nhỏ nhất, áp 
suất lỗ rỗng) và các thông số cơ lý đất đá (hệ số đàn hồi 
Young, hệ số Poisson, độ bền nén đơn trục, độ bền kéo).
Việc xây dựng mô hình địa cơ học rất quan trọng do 
mô hình sẽ được ứng dụng cho nhiều công việc khác 
nhau: tính toán ổn định giếng khoan, kiểm soát sinh cát, 
dự đoán hiệu quả các phương pháp kích thích vỉa, dự 
đoán hướng khe nứt mở.
Các số liệu cần thiết để xây dựng mô hình địa cơ học 
bao gồm số liệu đo log (sonic, điện trở, gamma ray), thí 
nghiệm hiện trường (thí nghiệm LOT, thí nghiệm áp suất 
lỗ rỗng), thông tin địa chất (loại đứt gãy, độ thấm, hệ số 
skin). Để tăng độ chính xác của mô hình địa cơ học, cần 
thiết phải thu thập tối đa các thông tin từ dữ liệu có sẵn.
Nghiên cứu ứng dụng các thông số của mô hình địa 
cơ học để tính toán trường ứng suất tại chỗ tác dụng lên 
khe nứt và từ đó kết luận được trạng thái đóng hay mở 
của khe nứt dựa vào lý thuyết ứng suất tới hạn.
×
× ×
×
×
× ×
×
(1)
×
× ×
×
×
× ×
× (2)
31DẦU KHÍ - SỐ 2/2020 
PETROVIETNAM
lỗ rỗng. Áp suất này sẽ làm cho chất lưu chảy từ nơi có 
áp suất cao tới nơi có áp suất thấp hơn. Như trong quá 
trình khoan, khi áp suất trong giếng nhỏ hơn so với áp 
suất lỗ rỗng, chất lưu trong giếng sẽ chảy vào giếng gây 
nên hiện tượng kick hoặc ngược lại khi áp suất trong 
giếng lớn hơn áp suất lỗ rỗng, dung dịch khoan sẽ đi 
vào thành hệ gây nên hiện tượng mất dung dịch. Vì vậy, 
việc xác định áp suất lỗ rỗng và áp suất chất lưu trong lỗ 
rỗng là rất cần thiết cho việc thiết kế công tác khoan [1].
Trong điều kiện thủy tĩnh, áp suất lỗ rỗng Pp được 
tính theo công thức:
Trong đó:
H: Chiều sâu điểm đang khảo sát;
ρf(h): Khối lượng riêng của chất lưu trong thành hệ 
ở từng độ sâu dh tương ứng.
2.1.3. Ứng suất ngang nhỏ nhất (Shmin)
Từ tài liệu về áp suất đóng kín khe nứt (bằng cường 
độ ứng suất ngang cực tiểu) để xác định hướng của khe 
nứt và từ đó suy đoán được hướng của Shmin (có hướng 
vuông góc với khe nứt phát triển trong quá trình khoan 
[2]. Có thể dễ dàng xác định hướng của các ứng suất 
chính thông qua log hình ảnh của hiện tượng breakout 
trong giếng khoan, hướng của Shmin sẽ vuông góc với 
hướng phát triển của breakout. Độ lớn của ứng suất 
ngang nhỏ nhất được xác định từ các phương pháp: 
leak off test (LOT), extended leak off test (XLOT) và 
minifracture tests. Các giá trị từ thí nghiệm này dùng 
để hiệu chỉnh và kiểm tra lại kết quả tính toán từ tài liệu 
địa vật lý giếng khoan [3, 4].
Giá trị Shmin được xác định chính xác nhất từ 
thí nghiệm minifracs. Vì trong giếng chỉ có tài liệu 
formation integrity test (FIT) nên sẽ lấy giá trị này làm 
điểm hiệu chỉnh cho kết quả Shmin.
2.1.4. Ứng suất ngang lớn nhất (SHmax)
Hướng của ứng suất ngang lớn nhất có phương 
vuông góc với ứng suất ngang nhỏ nhất và có thể xác 
định từ log hình ảnh [2]. Có thể xác định độ lớn ứng 
suất lớn nhất một cách gián tiếp thông qua các thí 
nghiệm LOT, XLOT, mini-fract test. Ngoài ra, giá trị SHmax 
cho toàn bộ giếng được xác định qua công thức [3, 4]:
Trong đó:
SHmax: Ứng suất ngang lớn nhất (psi);
Shmin: Ứng suất ngang nhỏ nhất (psi);
ν: Hệ số Poisson;
α: Hệ số Biot;
Pp: Áp suất lỗ rỗng (psi);
E: Young modulus (psi);
Sv: Ứng suất thẳng đứng (psi);
εx: Biến dạng kiến tạo theo phương SHmax;
εy: Biến dạng kiến tạo theo phương Shmin.
Các giá trị hiệu chỉnh SHmax sẽ được xác định tại vị trí có 
hiện tượng breakout thông qua tiêu chuẩn Morh-Coulomb, 
tại đó UCS là một hàm của ứng suất hiệu dụng nhỏ nhất (σε3) 
(Hình 2). SHmax được tính theo công thức [1, 3]:
Trong đó:
q: Thành phần của góc ma sát trong, 
( )min 2 21 1 1
v E vES P S P
v v v
− = − + +
 ( )max 2 21 1 1H p v p y x
v E vES P S P
v v v
α α ε ε
− − −
( ) ( )min
max
1 2cos(2 )
1 2cos(2 )H b
S
w
=
+
 ( )22 1q µ µ
wb: Bề rộng của breakout (deg);
Pw: Tỷ trọng mùn khoan tương đương tại vị trí breakout 
(ppg, psi).
Các giá trị εx và εy sẽ xác định dựa vào vị trí có giá trị 
SHmax và Shmin từ tài liệu ảnh giếng khoan (breakout) và thí 
nghiệm (LOT, XLOT, FIT và minifracs). Đồng thời, kết hợp với 
các thông số địa cơ học (Biot, Poisson, Young modulus và 
UCS), ứng suất thẳng đứng và áp suất lỗ rỗng, các giá trị của 
SHmax và Shmin cho toàn bộ giếng được xác định lần lượt qua 
công thức (4) và (5).
2.2. Ứng suất tới hạn tác dụng lên khe nứt
Trong không gian 3 chiều, cần xác định mối quan hệ 
giữa hướng của ứng suất chính (S1, S2, S3) với góc phương 
vị và góc dốc của khe nứt (Hình 1). Trong Hình 1, góc αx, αy và 
αz lần lượt là các góc giữa pháp tuyến của mặt khe nứt (mũi 
tên đỏ) và ứng suất chính S1, S2 và S3. Các hướng ứng suất 
có quan hệ với nhau theo hệ phương trình:
×
× ×
×
×
× ×
×
( )min 2 21 1 1
v E vES P S P
v v v
− = − + +
 ( )max 2 21 1 1H p v p y x
v E vES P S P
v v v
α α ε ε
− − −
( ) ( )min
max
1 2cos(2 )
1 2cos(2 )H b
S
w
=
+
 ( )22 1q µ µ
( )min 2 21 1 1
v E vES P S P
v v v
− = − + +
 ( )max 2 21 1 1H p v p y x
v E vES P S P
v v v
α α ε ε
− − −
( ) ( )min
max
1 2 cos(2 )
1 2cos(2 )H b
S
w
=
+
 ( )22 1q µ µ
( ) ( )cos ;cos 90 ;cosx z
OD OC OD
OB OB OC
= − = − =
( ) ( )cos ;cos 90 ;cos ( 90)y z
OH OC OH
OB OB OC
= − = − − =
×
×
→
→
(3)
(4)
(6)
(7)
( )min 2 21 1 1
v E vES P S P
v v v
− = − + +
 ( )max 2 21 1 1H p v p y x
v E vES P S P
v v v
α α ε ε
− − −
( ) ( )min
max
1 2 cos(2 )
1 2cos(2 )H b
S
w
=
+
 ( )22 1q µ µ
(5)
32 DẦU KHÍ - SỐ 2/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hình 1. Vị trí của ứng suất chính S1, S2, S3 so với mặt phẳng khe nứt AGFE
Hình 2. Tiêu chuẩn Mohr-Coulomb với 3 ứng suất chính và ranh giới phá hủy [4] 
( ) ( )cos ;cos 90 ;cosx z
OD OC OD
OB OB OC
= − = − =
( ) ( )cos ;cos 90 ;cos ( 90)y z
OH OC OH
OB OB OC
= − = − − =
×
×
→
→
(8)
Trong đó:
OB: Vector pháp tuyến với mặt phẳng khe nứt;
αx: Góc giữa vector pháp tuyến và S3;
αy: Góc giữa vector pháp tuyến và S2;
αz: Góc dốc (góc giữa vector pháp tuyến và S1);
δ: Góc phương vị hướng dốc;
ε: Góc phương vị của S3.
Ứng suất tới hạn trên mặt phẳng khe nứt được tính như sau 
[5, 6]:
Trong đó:
σ: Ứng suất pháp tuyến với mặt phẳng khe nứt;
τ: Ứng suất tiếp tuyến trên mặt phẳng khe nứt;
σ1: Ứng suất đứng tại chỗ (In-situ vertical 
stress);
σ2: Ứng suất ngang lớn nhất tại chỗ (Insitu 
maximum horizontal stress);
σ3: Ứng suất ngang nhỏ nhất tại chỗ (Insitu 
minimum horizontal stress);
l1, l2, l3: Lần lượt là giá trị cosin của αx, αy, αz;
ε: Góc phương vị của S3.
Ứng suất hiệu dụng:
Trong đó:
σe: Ứng suất pháp tới hạn hiệu dụng;
σ: Ứng suất pháp tới hạn tổng;
Pp: Áp suất lỗ rỗng (áp suất vỉa);
α: Hệ số Biot.
Hệ số ma sát:
Thông thường, hệ số ma sát trong tới hạn cho 
đá móng granite được lấy μ = 0,6 [7] do đó xảy ra 2 
trường hợp:
μ < 0,6: Ứng suất chưa tới hạn, không xảy ra 
trượt giữa 2 mặt khe nứt (Hình 2 - mode 1, vùng 
màu xanh).
μ ≥ 0,6: Ứng suất tới hạn, xảy ra trượt giữa 2 
mặt khe nứt (Hình 2 - mode 2 và mode 3, vùng màu 
đỏ).
2.3. Các thông số cơ lý của đá
2.3.1. Lực cố kết (So)
 Lực cố kết liên quan tới lực liên kết giữa các 
phân tử trong đất đá. Nó thể hiện sự kết dính giữa 
các phần tử trong đất đá. So bằng ứng suất tiếp lớn 
nhất đất đá có thể chịu đựng được mà không xảy 
ra biến đàn hồi. Lực cố kết được định nghĩa bằng 
công thức [2, 6]:
2 2 2
1 1 2 2 3 3l l lσ σ σ σ= + + 
2 2 2 2 2 2 2
1 1 2 2 3 3l l lτ σ σ σ σ= + + − 
2 2 2
1 1 2 2 3 3l l lσ σ σ σ= + + 
2 2 2 2 2 2 2
1 1 2 2 3 3l l lτ σ σ σ σ= + + − (10)
(9)
 e
pPσ σ α= −
e
τ
µ
σ
=
(11)
 e
pPσ σ α= −
e
τ
µ
σ
= (12)
0 max 1 3
1 ( )
2 1 sin2
1 sin
e e UCSS τ σ σ
φ
φ
+
−
(13)
Bắc
33DẦU KHÍ - SỐ 2/2020 
PETROVIETNAM
Trong đó:
σ1
e: Ứng suất chính hiệu dụng lớn nhất;
σ3
e: Ứng suất chính hiệu dụng nhỏ nhất.
2.3.2. Góc ma sát trong (ϕ)
Góc ma sát trong thể hiện khả năng của một đơn vị 
đất đá chống lại ứng suất cắt tác dụng lên nó. Dựa vào 
vòng tròn Mohr ta có góc ma sát trong được định nghĩa 
[7]:
Trong đó: µ: Hệ số của góc ma sát trong, được tính [8]: 
|τ| = S
0 
+ μσ'.
Hệ số ma sát trong (µ) trong các loại thành hệ có quan 
hệ với dữ liệu vận tốc - Vp (km/s). Trong đó, công thức (15) 
cho thành hệ sét (shale) và công thức (16) cho thành hệ 
sét kết (mudstone), công thức (17) dùng trong thành hệ 
cát kết (sandstone) theo [9], như sau:
= 
| | = + 
= 1,2
− 1
+ 1
=
− 1
+ 1
= 1,1 18.532
,
180
 Thành hệ sét 
= 
| | = + 
= 1,2
− 1
+ 1
=
− 1
+ 1
= 1, 18.532
,
180
Thành hệ sét kết
= 
| | = + 
= 1,2
− 1
+ 1
=
− 1
+ 1
= 1,1 18.532
,
180
 Thành hệ cát kết
2.3.3. Độ bền nén đơn trục (UCS)
UCS được xác định khi nén đất đá theo một chiều 
thẳng đứng cho đến khi bị phá hủy. Giá trị UCS khi đó 
được tính bằng lực nén (F) trên đơn vị diện tích (A) [6]:
Thể tính UCS dựa vào vòng tròn Mohr được tính theo 
công thức:
Ngoài ra, UCS có thể tính dựa trên dữ liệu log [2, 5]:
( ) = 1,35 , 
( ) = 10 , 
( ) = 4,66 , 
( ) = 60.000 , 
 Thành hệ sét
( ) = 1,35 , 
( ) = 10 , 
( ) = 4,66 , 
( ) = 60.000 , 
Thành hệ cát kết
( ) = 1,35 , 
( ) = 10 , 
( ) = 4,66 , 
( ) = 60.000 , 
Thành hệ sét kết
( ) = 1,35 , 
( ) = 10 , 
( ) = 4,66 , 
( ) = 60.000 , Đá móng
Trong đó:
Vp: Vận tốc sóng nén (compressional velocity) (km/s);
DTC: Thời khoảng truyền sóng nén (compressional 
transmit time) (μs/ft);
E: Young modulus (psi).
2.3.4. Độ bền kéo của đất đá (T)
Thông số này thể hiện khả năng lớn nhất của đất đá 
chống lại lực kéo căng từ bên ngoài mà không bị nứt gãy 
hoặc tách ra. Đất đá thường có độ bền kéo rất thấp chỉ vài 
KPa hoặc nhỏ hơn, song giá trị tuyệt đối xấp xỉ bằng 10% 
của UCS. Để thuận tiện trong tính toán khả năng phá hủy, 
lấy độ bền kéo của đất đá bằng 0 [6].
2.3.5. Hệ số Poisson (v)
 Giá trị này là một thông số quan trọng trong tính 
toán cơ học của thành hệ. Ngoài ra, giá trị cũng biểu thị 
xu hướng nén lại hay kéo giãn ra. Khi mẫu vật liệu bị nén 
(kéo) theo một phương thì mẫu có xu hướng co lại (giãn 
ra) theo phương vuông góc với phương tác dụng lực 
nhưng cũng có trường hợp vật liệu giãn ra khi kéo và co 
lại khi nén thì hệ số Poisson âm. Hệ số tăng khi áp suất 
lỗ rỗng tăng và cường độ kháng nén hay kháng kéo khối 
lượng riêng giảm. Tính toán trên dữ liệu log [9]:
Trong đó:
DTS: Thời khoảng truyền sóng cắt (shear transmit 
time) (μs/ft);
DTC: Thời khoảng truyền sóng nén (compressional 
transmit time) (μs/ft).
2.3.6. Hệ số Biot (α)
α là hệ số không thứ nguyên, được sử dụng để tính 
toán một số đại lượng ứng suất (như ứng suất hiệu dụng, 
ứng suất ngang). Hệ số Biot tính toán theo công thức 
sau [6]:
Trong đó:
Cb = 1/K: Độ nén khối khi đá bị lấp đầy chất lưu trong 
lỗ rỗng. K là module khối;
Cr = 1/Km: Độ nén khối của khung đá. Km là module 
khối của khung đá.
= 
| | = + 
= 1,2
− 1
+ 1
=
− 1
+ 1
= 1,1 18.532
,
180
(14)
(15)
(16)
(24)
(25)
(17)
= 
= 2 = 2 (
2
+ 45 ) 
(18)
= 
= 2 = 2 (
2
+ 45 ) (19)
(20)
(21)
(22)
(23)
=
0,5( ) − 1
( ) − 1
= 
α = 1 - r
c
bc
34 DẦU KHÍ - SỐ 2/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hình 3. Dữ liệu đầu vào cho tính toán mô hình địa cơ học của giếng X (GR: Gamma ray, 
CALI: Đường kính giếng khoan, RHOB: Tỷ trọng của đất đá, VShale: Thể tích sét, Por-De và 
Por-So: Độ rỗng tính lần lượt theo tỷ trọng và vận tốc, DTC: Thời khoảng truyền sóng nén, 
và Rt: điện trở sâu thành hệ).
Hình 4. (a) Mô hình địa cơ học 1D. Từ kết quả, giếng nằm trong vùng đứt gãy trượt bằng (Strike-Slip regime). Áp suất lỗ rỗng tăng và có dị thường trong tầng móng. Shmin được hiệu chỉnh với 
điểm đo FIT, SHmax được hiệu chỉnh từ mô phỏng thông qua DITF và Breakout. (b) Các thông số tính chất cơ học của đất đá. Độ bền đá (UCS) tăng đáng kể trong móng từ 2.600 - 3.000 mTVD.
=
0.5( ) − 1
( ) − 1
= 
=
(3 − 4 )
( − )
2.3.7. Module Young (E)
 E là mối quan hệ giữa ứng suất α và biến dạng α theo 
định luật Hooke và được thể hiện qua phương trình [6]:
E thường dùng để tính toán sự thay đổi hướng của vật 
liệu dưới sự tán dụng của nén ép hay căng giãn. Có thể xác 
định E thông qua công thức [9]:
3. Xây dựng mô hình địa cơ học cho giếng khoan
Xây dựng mô hình địa cơ học cho giếng khoan bao 
gồm tính toán các thông số đất đá và trường ứng suất. Dữ 
liệu đầu vào cũng như kết quả tính toán các thông số đất 
đá và trường ứng suất được trình bày ở Hình 3 - 5. Trong 
đó, DTS được tính theo mối tương quan Vs - Vp [9].
(26)
(27)
35DẦU KHÍ - SỐ 2/2020 
PETROVIETNAM
4. Xác định trạng thái hoạt động của khe nứt và hướng 
khe nứt mở trong đá móng
Phân tích khe nứt ứng suất tới hạn trong giếng khoan 
qua đá móng bằng cách áp dụng lý thuyết ứng suất tới 
hạn và mô hình địa cơ học với hệ số ma sát trong cho giới 
hạn phân loại khe nứt là μ = 0,6 (Hình 6). Đá granite chưa 
có khe nứt (intact granite) có tính chất poroelastic rất thấp 
khi không có ảnh hưởng của áp suất lỗ rỗng dẫn đến hệ 
số Poisson và ma sát trong thay đổi theo thạch học. Tuy 
nhiên, trong đá móng nứt nẻ được lấp đầy bởi chất lưu và 
chịu áp suất lỗ rỗng (không bị xi măng lấp vào khe nứt) thì 
hệ số đó gần như là hằng số.
Kết quả trong Hình 6c cho thấy có những điểm nằm 
trên đường bao phá hủy thể hiện cho các khe nứt ứng 
suất tới hạn (điểm màu đỏ), ngược lại những điểm dưới 
đường bao phá hủy thể hiện cho các khe nứt đóng (điểm 
màu đen).
Bốn phương của khe nứt ứng suất tới hạn được thể 
hiện trong Hình 6b (điểm màu trắng), được chia thành 2 
hướng chính: (1) hướng khe nứt ứng suất tới hạn có strike 
gần như Bắc Nam và độ dốc hướng về phía Đông hoặc Tây 
với gốc dốc ~75o; (2) hướng của khe nứt ứng suất tới hạn 
có strike theo hướng Tây Tây Bắc - Đông Đông Nam và dốc 
theo hướng Bắc Đông Bắc hoặc Nam Tây Nam với gốc dốc 
~75o (điểm màu đỏ Hình 6a).
5. Kết luận
Thành phần thạch học chủ yếu là cát sét xen kẹp (cát 
là chủ yếu) từ đáy biển cho đến hết tập C. Từ đỉnh tập D 
là một tập sét rất dày đóng vai trò tầng chắn cho các vỉa 
dầu trong tầng móng (basement). Áp suất lỗ rỗng bằng 
áp suất thủy tĩnh từ đáy biển đến giữa tập D, bắt đầu dị 
thường đạt giá trị lớn nhất khoảng 9,6ppg đến hết tầng 
móng.
Kết quả nghiên cứu mô hình địa cơ học cho thấy vị trí 
nghiên cứu nằm trong vùng đứt gãy trượt bằng (SHmax > 
SV > Shmin) với SHmax = (1,05 - 1,1)Shmin, phương của SHmax là 
Hình 5. Tài liệu ảnh giếng khoan (Image logs). Dựa vào tài liệu này để minh giải ra các thông số của khe nứt (góc dốc, góc phương vị, đường phương - strike) và góc phương vị của SHmax. 
(a) và (b) Vị trí có xảy ra DITFs (hình chữ nhật đỏ) và khe nứt mở (đường hình sin màu tím). (c) Tổng hợp các vị trí xảy ra DITFs (điểm đỏ), khe nứt nứt mở (đường màu tím) và Breakout.
36 DẦU KHÍ - SỐ 2/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hình 6. Kết quả tính toán khe ứng suất tới hạn của giếng X trong tầng đá móng. (a) Khe nứt ứng suất tới hạn được thể hiện bằng điểm đỏ có góc dốc gần 75o. (b) Biểu đổ steronet thể hiện 
đường phương (strike) của khe nứt ứng suất tới hạn (điểm màu trắng) là Bắc - Nam hay Tây Tây Bắc - Đông Đông Nam. (c) Các giá trị khe nứt ứng suất tới hạn (điểm đỏ) trong biểu đổ 3D 
Morh-Coulomb với μ = 0,6.
phương Bắc Tây Bắc - Nam Đông Nam (150o hay 330o). Độ 
lớn của các ứng suất ngang được tính toán dựa vào DITFs 
và Breakout sử dụng đa giác ứng suất.
Từ kết quả thông số cơ học của đá, UCS từ 1.000 - 
10.000psi trong trầm tích, tăng đáng kể lên đến 24.000 - 
27.000psi trong đá móng.
Các bằng chứng từ phân tích khe nứt ứng suất tới hạn 
trong móng cho thấy rằng các khe nứt bị xi măng hóa và 
không thấm không chịu ảnh hưởng cắt bởi ứng suất tác 
dụng lên. Tuy nhiên, trong đá móng các khe nứt ứng suất 
tới hạn tồn tại khi có sự liên kết thủy lực giữa chúng và 
chịu áp suất lỗ rỗng cao.
Có 2 hướng chính của khe nứt ứng suất tới hạn: (1) 
hướng strike Bắc - Nam và dốc theo hướng Đông hoặc Tây 
với góc dốc gần 75o; (2) hướng strike Tây Tây Bắc - Đông 
Đông Nam và dốc theo hướng Bắc Đông Bắc hoặc Nam 
Tây Nam với góc dốc ~75o.
Quỹ đạo giếng khoan nên qua nhiều khe nứt ứng suất 
tới hạn và có góc nghiêng lớn (~75o) với hướng Đông Tây 
hoặc Đông Bắc - Tây Nam.
Tài liệu tham khảo
1. Mark D.Zoback. Reservoir geomechanics. 
Cambridge University Press. 2014.
2. M.Zoback, C.Barton, M.Brudy, D.Castillo, 
T.Finkbeiner, B.Grollimund, D.Moos, P.Peska, C.Ward, 
D.Wiprut. Determination of stress orientation and magnitude 
in deep wells. International Journal of Rock Mechanics and 
Mining Sciences. 2003; 4(7 - 8): p. 1049 - 1076.
3. Shuling Li, Cary C.Purdy. Maximum horizontal 
37DẦU KHÍ - SỐ 2/2020 
PETROVIETNAM
Summary
The paper presents the steps to identify in-situ stresses (vertical stress, maximum horizontal stress, minimum horizontal stress, 
and pore pressure); rock properties (Young modulus, Poisson ratio, uniaxial compressive strength and tensile strength) to build a 1D 
geomechanical model of wells by using various data such as well-logs and drilling events. After that, the critical stress theory was used 
to identify the critical fractures that may be productive reservoirs. Finally, the fractures density and orientation were used to design the 
target and trajectory of drilling wells in the granite basement. 
Key words: Geomechanics, open fractures, basement, stress, rock properties.
APPLYING GEOMECHANICAL MODEL AND CRITICAL STRESS TO 
IDENTIFY OPEN FRACTURES IN BASEMENT RESERVOIR
Ta Quoc Dung1, Pham Tri Dung2, Le The Ha3, Nguyen Van Thuan4
1Ho Chi Minh City University of Technology 
2Cuu Long JOC 
3Vietnam Oil and Gas Group
4Chulalongkorn University
Email: tqdung@hcmut.edu.vn
stress and wellbore stability while drilling: Modeling and 
case study. SPE Latin American and Caribbean Petroleum 
Engineering Conference, Lima Peru. 1 - 3 December, 2010.
4. Jean Jacques Royer. Hydraulic fracturing in 
transverse isotropic media - A theoretical framework. 14th 
European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, 
Catania, Sicily, Italy. 2014.
5. Bernt Aadnøy, Reza Looyeh. Petroleum rock 
mechanics: Drilling operations and well design. Gulf 
Professional Publishing. 2019.
6. E.Fjær. Petroleum related rock mechanics. Elsevier 
Science. 2008.
7. J.Byerlee. Friction of Rocks. Rock Friction and 
Earthquake Prediction. 1978; 116: p. 615 - 626.
8. Abbas Khaksar Manshad, H.Jalalifar, M.Aslannejad. 
Analysis of vertical, horizontal and deviated wellbores 
stability by analytical and numerical methods. Journal of 
Petroleum Exploration and Production Technology. 2014; 
4(4): p. 359 - 369.
9. Nguyen Thi Thanh Binh, Tomochika Tokunaga, Neil 
R.Goulty, Hoang Phuoc Son, Mai Van Binh. Stress state in 
the Cuu Long and Nam Con Son basins, offshore Vietnam. 
Marine and Petroleum Geology. 2011; 28(5): p. 973 - 979.