2025年采油地质工模拟习题+参考答案

2025年采油地质工模拟习题+参考答案一、选择题（每题2分，共30分）1.下列哪种岩石属于碎屑岩？A.石灰岩B.白云岩C.砂岩D.页岩答案：C解析：碎屑岩由母岩机械破碎的碎屑物质经搬运、沉积、压实胶结而成，主要包括砾岩、砂岩、粉砂岩；石灰岩和白云岩为碳酸盐岩，页岩为泥质岩。2.油藏中流体分布遵循的基本规律是：A.重力分异B.毛细管力分异C.渗透分异D.热力分异答案：A解析：油藏中油、气、水因密度差异在重力作用下分异，气最轻位于顶部，油居中，水最重位于底部。3.某油层有效厚度为5m，孔隙度20%，含油饱和度60%，则该层每米油柱的单储系数（单位：10⁴t/(km²·m)）约为（原油密度取0.85g/cm³）：A.0.85B.1.02C.1.70D.2.04答案：B解析：单储系数=有效厚度×孔隙度×含油饱和度×原油密度×10⁴。每米油柱则有效厚度取1m，计算得1×0.2×0.6×0.85×10⁴=10200t/km²·m=1.02×10⁴t/(km²·m)。4.下列沉积相类型中，最有利于形成优质储层的是：A.深湖相B.冲积扇相C.三角洲前缘相D.滨浅海泥质相答案：C解析：三角洲前缘相以砂质沉积为主，分选好、孔隙度高，是主要储集相带；深湖相多泥岩，冲积扇相粒度粗、分选差，滨浅海泥质相泥质含量高，均不利于储层发育。5.油田开发中，“水驱油效率”是指：A.被水驱替出的原油体积与原始含油体积的比值B.注入水体积与采出原油体积的比值C.油井见水时的采出程度D.水线推进速度与油井生产速度的比值答案：A解析：水驱油效率反映微观上注入水驱替原油的能力，定义为被驱替出的原油体积与原始含油体积之比。6.某井测井曲线显示，自然伽马值低、电阻率高、声波时差中等，该层最可能为：A.泥岩B.油层C.水层D.致密砂岩答案：B解析：泥岩自然伽马高、电阻率低；水层电阻率较低；致密砂岩声波时差小；油层因含高电阻率的原油，表现为低伽马、高电阻率、中等声波时差。7.油层对比的主要依据不包括：A.岩性组合特征B.电性特征C.构造形态D.沉积旋回答案：C解析：油层对比依据包括岩性、电性（测井曲线特征）、沉积旋回（正旋回或反旋回），构造形态是油藏描述内容，非对比依据。8.下列哪项属于油田开发动态分析的内容？A.计算石油地质储量B.绘制沉积相平面图C.分析油井产量递减原因D.确定油藏驱动类型答案：C解析：动态分析关注开发过程中产量、压力、含水等参数的变化及原因，其他选项属于静态地质研究。9.某油藏原始地层压力为25MPa，目前地层压力18MPa，生产气油比持续上升，该油藏主要驱动类型为：A.弹性驱动B.溶解气驱动C.水压驱动D.重力驱动答案：B解析：溶解气驱动特征是地层压力低于饱和压力，溶解气析出膨胀驱动原油，表现为压力下降、气油比上升。10.油井出水类型中，“注入水沿高渗透层突进造成的出水”属于：A.边水推进B.底水锥进C.注入水窜D.夹层水外溢答案：C解析：注入水窜是由于层间或层内非均质性，注入水沿高渗带快速推进至油井，导致过早见水。11.评价储层非均质性的关键参数是：A.孔隙度B.渗透率级差C.含油饱和度D.有效厚度答案：B解析：渗透率级差（最大渗透率与最小渗透率的比值）反映储层内渗透率的差异程度，是评价非均质性的核心参数。12.下列哪种测井方法最适合识别裂缝型储层？A.自然电位B.声波时差C.双侧向电阻率D.密度测井答案：C解析：裂缝发育段双侧向电阻率（深、浅侧向）差异大（深侧向低、浅侧向高），因裂缝中泥浆滤液侵入形成低阻环带；其他方法对裂缝响应不敏感。13.油田开发方案编制的核心是：A.确定开发层系B.选择开发方式C.设计井网部署D.预测开发指标答案：A解析：开发层系划分是方案编制的基础，需将特征相似的油层组合在一起，确保开发效果。14.某油井日产液100t，含水80%，则日产油为：A.20tB.80tC.100tD.120t答案：A解析：日产油=日产液×（1-含水率）=100×(1-0.8)=20t。15.油层有效厚度的下限标准不包括：A.岩性下限B.物性下限C.含油饱和度下限D.压力系数下限答案：D解析：有效厚度下限包括岩性（如泥质含量）、物性（孔隙度、渗透率）、含油饱和度（最低含油级别），压力系数是油藏能量参数，非有效厚度标准。二、判断题（每题1分，共10分）1.孔隙度是指岩石中有效孔隙体积与岩石总体积的比值。（）答案：×解析：孔隙度分为总孔隙度（所有孔隙体积/总体积）和有效孔隙度（连通孔隙体积/总体积），题目未明确“有效”。2.背斜油藏属于构造油藏，而岩性油藏属于地层油藏。（）答案：√解析：构造油藏由构造运动形成圈闭（如背斜、断层），地层油藏由地层变化（如岩性尖灭、不整合）形成圈闭。3.油田开发中，底水推进速度通常比边水快。（）答案：√解析：底水受重力作用向上锥进，边水受构造倾角影响水平推进，底水推进更易突破油层。4.自然伽马测井值越高，岩石中泥质含量越低。（）答案：×解析：泥质中放射性元素（如钾、铀）含量高，自然伽马值与泥质含量正相关。5.油层对比时，标准层应具有分布稳定、特征明显的特点。（）答案：√解析：标准层是区域或区块内稳定分布的特殊岩性层（如灰岩、油页岩），用于控制对比层位。6.水驱油田的见水时间与油层渗透率、注入速度成正比，与有效厚度成反比。（）答案：√解析：见水时间公式t=（孔隙度×有效厚度×面积×含油饱和度）/（注入速度×水驱油效率），渗透率高则注入速度快，见水时间短；有效厚度大则见水时间长。7.油井产油量突然下降，可能是由于油层堵塞或地层压力降低。（）答案：√解析：堵塞（如结蜡、出砂）会降低渗流能力，地层压力下降导致驱动能量不足，均会引起产量下降。8.沉积旋回分为正旋回（下粗上细）和反旋回（下细上粗），三角洲前缘多发育反旋回。（）答案：√解析：三角洲前缘水下分流河道向海推进，粒度由细变粗，形成反旋回；河流相多正旋回。9.石油地质储量计算的关键参数包括含油面积、有效厚度、孔隙度、含油饱和度和原油体积系数。（）答案：√解析：储量公式N=（A×h×φ×S₀）/B₀，其中A为含油面积，h为有效厚度，φ为孔隙度，S₀为含油饱和度，B₀为原油体积系数。10.油井压裂后，裂缝延伸方向主要受地应力控制，通常垂直于最小主应力方向。（）答案：×解析：裂缝延伸方向平行于最大主应力方向，垂直于最小主应力方向。三、简答题（每题6分，共30分）1.简述油层对比的主要步骤。答案：（1）区域标准层控制：利用全区稳定分布的标准层划分油层组；（2）旋回对比：在油层组内根据沉积旋回（正旋回或反旋回）划分砂岩组；（3）岩性-电性特征对比：在砂岩组内依据岩性组合和测井曲线特征（如自然伽马、电阻率）细分单油层；（4）分级闭合：从井组到区块逐步闭合对比，确保层位统一。2.分析油井出水的主要地质原因和开发原因。答案：地质原因：（1）边水或底水推进：油藏边缘或底部的水体沿高渗带侵入油井；（2）夹层水外溢：油层间的薄夹层水因层间压差进入生产层；（3）断层水或老窑水：油层附近断层沟通的外来水体或未封闭的老井积水。开发原因：（1）射孔误穿水层：射孔段错误包含水层；（2）压裂沟通水层：压裂裂缝延伸至水层；（3）套管损坏：套管腐蚀或错断导致水层窜入；（4）注采不平衡：注入量大于采出量，地层压力升高推动水体前进。3.简述如何利用生产动态资料判断油藏驱动类型。答案：（1）弹性驱动：地层压力高于饱和压力，产量、压力缓慢下降，气油比基本稳定；（2）溶解气驱动：地层压力低于饱和压力，气油比显著上升，产量快速递减；（3）水压驱动（边底水驱动）：地层压力保持稳定，产量递减慢，含水上升较均匀；（4）重力驱动：油层倾角大、厚度大，产量低且递减快，气油比低；（5）气顶驱动：气顶体积大，气油比上升，油层压力保持较好。4.说明储层非均质性对油田开发的影响。答案：（1）层间非均质性：导致注入水优先进入高渗层，低渗层动用差，平面矛盾突出；（2）层内非均质性（如渗透率韵律）：正韵律油层底部水淹严重，顶部剩余油富集；反韵律则顶部先水淹；（3）平面非均质性：不同井区渗透率差异大，导致水线推进不均，局部见水早；（4）微观非均质性（孔隙结构）：影响水驱油效率，大孔道易形成窜流，小孔道原油难以驱替。5.简述测井曲线在油层识别中的应用（至少列举3种曲线并说明特征）。答案：（1）自然伽马（GR）：泥岩GR高（>100API），砂岩GR低（<60API），油层因泥质少GR较低；（2）电阻率（Rt）：油层含高电阻率的原油，Rt显著高于水层（通常>10Ω·m）；（3）声波时差（AC）：砂岩AC约200-300μs/m，孔隙度越高AC越大，油层因含油（声波速度低）AC略高于水层；（4）密度测井（DEN）：油的密度（0.8g/cm³）低于水（1.0g/cm³），油层密度值略低于水层；（5）中子孔隙度（CNL）：油对中子减速能力弱，油层CNL低于水层（水含氢多，中子减速强）。四、综合分析题（30分）某油田A区块为陆相碎屑岩油藏，含油层系为沙二段，平均有效厚度8m，孔隙度22%，渗透率300mD，原始地层压力28MPa（饱和压力25MPa），原油密度0.83g/cm³，体积系数1.2。目前区块共有油井30口，注水井10口，注采井网为五点法（井距300m）。开发数据如下：|开发时间（年）|年产油量（10⁴t）|综合含水率（%）|地层压力（MPa）|气油比（m³/t）||-||||-||1|50|12|27|80||3|65|25|26|85||5|60|40|24|95||7|45|65|22|120||9|30|80|20|150|问题：1.分析该区块开发阶段划分及各阶段特征；2.指出当前开发中存在的主要问题；3.提出针对性的调整措施。参考答案：1.开发阶段划分及特征：（1）投产初期（1-3年）：产量快速上升（50→65×10⁴t），含水率低（12%→25%），地层压力略有下降（27→26MPa），气油比稳定（80→85m³/t）。此阶段为弹性-溶解气复合驱动，地层压力仍高于饱和压力（25MPa），以弹性膨胀驱动为主。（2）稳产阶段（3-5年）：产量达到峰值后小幅递减（65→60×10⁴t），含水率上升加快（25%→40%），地层压力降至饱和压力附近（26→24MPa），气油比缓慢上升（85→95m³/t）。此时地层压力接近饱和压力，溶解气开始析出，驱动类型向溶解气驱动过渡，同时注水效果逐渐显现（注采井网完善）。（3）递减阶段（5-9年）：产量快速递减（60→30×10⁴t），含水率大幅上升（40%→80%），地层压力持续下降（24→20MPa），气油比显著升高（95→150m³/t）。地层压力低于饱和压力，溶解气驱动为主，注入水沿高渗层窜流，导致低效循环，油井大量出水。2.主要问题：（1）地层能量不足：地层压力由28MPa降至20MPa，下降8MPa，弹性驱动能量枯竭；（2）气油比持续上升：说明溶解气大量析出，原油性质变差（脱气后粘度增加），渗流阻力增大；（3）含水上升快：综合含水率80%，表明注入水低效循环，高渗层水淹严重，低渗层动用差；（4）注采不平衡：注水井10口，油井30口，注采比（注入量/采出量）可能偏低，无法有效补充地层能量；（5）储层非均质性影响：渗透率300mD（中高渗），层内或平面非均质性导致水线推进不均，局部油井过早见水。3.调整措施：（1）强化注水：提高注采比（建议1.0-1.2），对吸水差的低渗层实施分层注水（如封隔器分层、配水器调控），提高注入水波及体积；（2）堵水调剖：对高含水油井（