2025年采油理论(技师)考试总题库及答案

2025年采油理论(技师)考试总题库及答案一、采油地质基础1.简答题：陆相碎屑岩储层中，辫状河沉积与曲流河沉积的核心差异体现在哪些方面？针对其沉积特征，开发中应如何调整注采政策？答案：辫状河沉积以河道频繁迁移为特征，砂体呈宽条带状或席状，厚度大（5-15m），砂地比高（＞60%），储层连通性好但非均质性强（渗透率变异系数0.7-0.9）；曲流河沉积以点坝发育为主，砂体呈条带状（宽度200-500m），厚度3-8m，砂地比40-60%，储层内部见侧积泥岩隔层（渗透率变异系数0.5-0.7）。开发调整中，辫状河储层需重点关注高渗透带水窜，采用小井距加密（井距≤200m）、分层注水（层段划分≤3m）控制注入强度；曲流河储层需通过动态监测（如井间示踪）识别侧积体边界，实施定向射孔（避开隔层）或补孔完善注采对应关系。2.分析题：某油藏主力层测井解释显示，渗透率变异系数0.85，突进系数1.6，平面矛盾系数1.2。请说明该储层非均质性特征，并提出3项改善开发效果的技术措施。答案：变异系数＞0.7、突进系数＞1.5表明储层纵向非均质性极强（高渗层与低渗层渗透率差异超5倍），平面矛盾系数＞1.1说明平面分布不均（主力渗流带与滞流区渗透率差异超2倍）。改善措施：①分层注水（采用桥式偏心配水器，层段压差控制在1-2MPa），限制高渗层吸水量（占比≤40%）；②调剖堵水（注入体膨颗粒+凝胶复合体系，封堵渗透率＞1000mD的大孔道）；③加密调整井（在平面矛盾系数＞1.3区域部署水平井，穿透3-5个渗流单元）。二、油藏动态分析1.计算题：某区块上月核实产油量1.2×10⁴t（无新井及措施井），本月产油量1.0×10⁴t，综合含水率由82%升至85%，月注水量保持8×10⁴m³。计算该月自然递减率和综合递减率（保留两位小数）。答案：自然递减率=（上月产油量-本月核实产油量）/上月产油量×100%=（1.2-1.0）/1.2×100%≈16.67%；综合递减率=（上月产油量-本月产油量）/上月产油量×100%（因无新井及措施，数值同自然递减率）=16.67%。2.分析题：某注水井实施放射性示踪剂监测，周围3口油井见剂时间分别为15d（A井）、28d（B井）、42d（C井），峰值浓度比为3:1:0.5。结合监测结果，分析注入水推进方向及对应油井受效差异的原因。答案：示踪剂见剂时间越短、峰值浓度越高，表明注入水推进速度越快、渗流通道越发育。A井见剂最快（15d）、浓度最高（3倍），为注入水主推进方向（对应高渗透条带，渗透率＞800mD）；B井（28d，浓度1）为次方向（渗透率300-500mD）；C井（42d，浓度0.5）推进最慢（渗透率＜200mD或存在局部隔层）。受效差异主因是储层平面非均质性（如沉积微相变化导致的孔喉半径差异，A井区为心滩主体，C井区为心滩边缘）。三、采油工艺技术1.简答题：抽油机井出现“光杆缓下”（上行程正常，下行程速度明显减慢），列举3种可能的故障原因及对应的判断方法。答案：①抽油泵固定凡尔漏失：表现为下冲程时泵筒内液体倒灌，光杆载荷下降缓慢。判断方法：测示功图（图形呈“刀把形”，下负荷线上升）；憋压测试（停抽后油压上升缓慢，30min内＜1MPa）。②油管漏失（深度＞1/2泵挂）：漏失点以下液体回流，导致下冲程光杆下行阻力增大。判断方法：环空测液面（动液面深度与泵挂深度差值＞200m）；分段打压（油管内打压10MPa，30min压降＞0.5MPa）。③气体影响（沉没度＜150m）：泵筒内气体膨胀延缓活塞下行。判断方法：测动液面（沉没度＜150m）；量油时观察产液波动（气油比＞100m³/t）。2.分析题：某电潜泵井运行中电流曲线出现周期性波动（周期约2min），井口回压稳定（2.5MPa），产液量较上周下降5%（由200m³/d降至190m³/d）。分析可能的故障类型及排查步骤。答案：可能故障：①泵轴轻微弯曲（叶轮与导轮间隙周期性变化，导致泵效波动）；②电机轴承磨损（转子径向跳动，电流随转速波动）；③电缆接头接触不良（周期性电阻变化引起电流波动）。排查步骤：①地面测试：测量电缆三相直流电阻（偏差＞2%为接头问题）；测试电机绝缘（＜500MΩ为绝缘下降）。②井下诊断：通过多参数测试仪（测泵入口压力、温度）判断泵运行状态（若泵入口压力波动＞0.3MPa，可能为泵轴问题）。③起泵检查：拆解后测量轴的径向跳动（＞0.1mm需更换），检查叶轮磨损（间隙＞0.5mm需修复）。四、设备管理与维护1.简答题：抽油机曲柄销子松脱前通常会出现哪些前兆特征？列举3项预防措施。答案：前兆特征：①曲柄摆动时发出“咔嗒”异响（销子与销套间隙增大）；②悬点载荷曲线出现异常波动（上下冲程载荷差＞5kN）；③曲柄销子处黄油渗漏（密封圈失效，间隙增大导致油液挤出）。预防措施：①定期紧固（每季度用扭矩扳手检查，预紧力达300-350N·m）；②安装防松装置（如止动垫片+开口销双重锁定）；③加强巡检（观察销子外露长度，若较安装时缩短＞5mm立即停机）。2.计算题：某井抽油杆柱组合为φ25mm（500m）+φ22mm（800m）+φ19mm（1000m），钢材密度7.85g/cm³，计算杆柱在空气中的总重量（g取9.8m/s²，结果保留整数）。答案：各段体积计算：φ25mm杆（半径1.25cm）体积=π×1.25²×500×100=245437.5cm³；φ22mm杆（半径1.1cm）体积=π×1.1²×800×100=303952cm³；φ19mm杆（半径0.95cm）体积=π×0.95²×1000×100=283528.75cm³。总质量=（245437.5+303952+283528.75）×7.85g=832918.25×7.85≈6538400g=6538.4kg。总重量=6538.4kg×9.8m/s²≈64076N（约64kN）。五、安全环保与HSE管理1.简答题：采油现场发现硫化氢（H₂S）泄漏（浓度＞20ppm），简述应急处置的核心流程。答案：①立即上报：现场人员用防爆对讲机报告值班干部（说明泄漏位置、浓度）；②人员撤离：所有非应急人员沿上风方向撤离至安全区（距离泄漏点＞300m）；③个体防护：应急人员佩戴正压式空气呼吸器（气瓶压力＞25MPa），携带便携式H₂S检测仪（量程0-1000ppm）；④控制泄漏：关闭泄漏点上下游阀门（若为管线漏，启动紧急截断阀）；⑤监测警戒：在安全区边界设置警戒带（挂“H₂S泄漏，禁止入内”标识），实时监测风速（＞3m/s时扩大警戒范围至500m）；⑥后续处理：泄漏控制后，用石灰乳（浓度10%）喷洒中和残留气体，检测环境浓度＜10ppm后恢复作业。2.分析题：某联合站含油污水COD（化学需氧量）超标1.5倍（标准≤150mg/L），悬浮物含量200mg/L（标准≤50mg/L）。分析可能的污染源及3项治理措施。答案：可能污染源：①沉降罐运行异常（停留时间＜4h，导致浮油未完全分离）；②核桃壳过滤器失效（滤料板结，拦截效率＜60%）；③上游油井产出液含聚（聚合物浓度＞50mg/L，增加