2026年油藏题工程试卷附答案

2026年油藏题工程试卷附答案一、单项选择题（每题2分，共10题，总计20分。每道题只有1个正确选项）1.关于饱和油藏原始开发地质特征，下列说法正确的是（）A.饱和油藏原始状态下，油气界面以上仅存在束缚水，不存在自由气B.原始地层压力高于饱和压力C.原始状态下溶解气油比低于油气分离后生产气油比D.开发过程中地层压力下降到饱和压力以下才会出现气相2.圆形封闭弹性驱动油藏单井生产，井底流压保持稳定，进入拟稳态生产阶段后，产量遵循的递减规律为（）A.调和递减B.指数递减C.双曲递减D.不确定，取决于生产时间3.基于数字岩心建模计算储层绝对渗透率的方法体系中，下列方法不属于直接渗流模拟计算方法的是（）A.格子玻尔兹曼方法（LBM）B.有限差分法求解Navier-Stokes方程C.孔隙网络模型法D.测井解释回归法4.水驱开发高含水整装油藏，保持总产液量稳定，逐步降低生产井井底流压，其余开发参数保持不变，开发过程中含水率的变化趋势为（）A.持续升高B.持续降低C.先降低后升高D.先升高后降低5.有限供给型边水油藏开发，计算水侵量时，最符合实际开发动态特征的模型是（）A.卡泽米稳态水侵模型B.施密特半稳态水侵模型C.范埃弗丁根-赫斯特非稳态水侵模型D.马更些指数水侵模型6.稠油蒸汽吞吐开发，多轮吞吐后周期产油量逐轮下降，下列关于产量下降原因的描述，错误的是（）A.近井地带经过多轮驱替，剩余油饱和度不断下降B.蒸汽超覆效应随吞吐轮次增加不断加剧，吸汽剖面不均程度提升C.多轮蒸汽注入导致地层压力不断升高，边底水侵入加剧D.剩余油分布不断分散，未动用剩余油挖潜难度提升7.油藏开发经济评价采用净现值法评价方案可行性，下列说法正确的是（）A.净现值大于零的项目一定可行，不需要再评价内部收益率B.项目净现值随贴现率的增大而增大C.净现值为零时对应的贴现率即为项目的内部收益率D.净现值法仅适用于单项目评价，不适用于多方案比选8.裂缝性双重介质低渗透油藏开发，考虑裂缝压敏效应，下列说法正确的是（）A.裂缝渗透率随有效应力增大而增大B.地层压力下降过程中，有效应力增大，裂缝孔隙度不断增大C.开发过程中井底流压下降过快，会导致裂缝渗透率快速降低，原油产量递减加快D.压敏效应仅发生在裂缝系统，基质系统不存在压敏效应9.下列研究方法中，属于油藏剩余油分布动态研究方法的是（）A.密井网测井解释法B.油藏数值模拟历史拟合法C.沉积微相分析法D.构造精细解释法10.碳捕集利用与封存（CCUS）结合CO2驱油开发，下列说法错误的是（）A.CO2溶于原油可以降低原油粘度，减小流度比，改善水驱开发效果B.CO2驱最小混相压力随原油密度增大而降低C.CO2混相驱可以提高微观驱油效率，扩大波及范围D.CO2驱开发过程中容易发生气窜，需要采取堵窜措施二、多项选择题（每题4分，共5题，总计20分。每道题有2个及以上正确选项，多选、少选、错选均不得分）1.影响溶解气驱油藏产量递减速率的主要地质与开发因素包括（）A.原始溶解气油比B.储层渗透率平面非均质性C.生产气油比D.井底流压2.水驱高含水油藏开发中后期，下列措施中可以有效挖潜剩余油、提高采收率的有（）A.细分开发层系B.井网加密调整C.深度调剖堵水D.周期注水开发3.油藏数值模拟历史拟合过程中，属于常见可调参数的有（）A.储层孔隙度B.储层渗透率C.原始含水饱和度分布D.相对渗透率曲线端点值4.底水油藏开发过程中，能够有效抑制底水锥进、延长油井无水采油期的措施包括（）A.部署水平井开发B.打人工隔板遮挡底水C.增大生产压差提产D.对底水段实施避射5.CCUS-EOR项目筛选过程中，核心评价指标包括（）A.油藏剩余可采储量规模B.油藏埋深C.盖层封闭性D.区域CO2源汇匹配程度三、简答题（每题10分，共2题，总计20分）1.简述物质平衡法计算油藏地质储量的适用条件，并说明为什么圆形封闭气藏适合采用压降法计算地质储量。2.简述水驱高含水油藏剩余油的主要分布类型及各类型的形成原因。四、计算题（共1题，总计15分）某封闭饱和油藏，原始地质储量N=100×10^4t，原始地层压力等于饱和压力，为20MPa，原始溶解气油比Rsi=200m³/t，原始原油体积系数Boi=1.35，地层水体积系数Bw=1，束缚水压缩系数Cw=4×10^-4MPa^-1，岩石有效压缩系数Cf=5×10^-4MPa^-1，油藏综合压缩系数Ct=1.8×10^-3MPa^-1。油藏投入开发到统计时间点，累计产油Np=10×10^4t，累计产气量Gp=280×10^4m³，目前地层压力下降到18MPa，实测目前溶解气油比Rs=150m³/t，目前原油体积系数Bo=1.32，目前地层条件下天然气体积系数Bg=0.006m³/m³（地面标准体积），不考虑生产出水，计算目前油藏内自由气的地层体积（单位：10^4m³）。五、综合分析题（共1题，总计25分）我国东部断陷盆地某整装砂岩油藏，1990年投入开发，采用行列式井网注水开发，目前采出程度38%，综合含水率达到92%，已经进入高含水开发后期。近年来通过采集高密度三维地震资料，钻完12口加密调整井，测井与试油结果证实，油藏主力厚油层顶部存在大量未水洗剩余油，剩余可采储量规模达到120×10^4t。该油藏基本地质开发参数为：主力油层埋藏深度1800m，原油地下粘度12mPa·s，储层平均孔隙度32%，平均渗透率1200mD，属于高孔高渗正韵律厚油层，厚油层内部发育多个厚度0.2-1.5m的泥质夹层，地层倾角3-5°，油藏整体构造简单，边水能量弱，开发主要依靠人工注水补充能量。请结合油藏工程相关知识，回答以下问题：（1）该油藏剩余油在厚油层顶部富集的主要成因是什么？（10分）（2）结合该油藏的地质开发特征，提出适合该油藏剩余油挖潜的开发技术对策，并说明各对策的作用原理。（15分）以下为参考答案---一、单项选择题答案1.A2.B3.D4.C5.B6.C7.C8.C9.B10.B二、多项选择题答案1.ABCD2.ABCD3.ABCD4.ABD5.ABCD三、简答题答案1.物质平衡法计算油藏地质储量的适用条件可归纳为三点：第一，整个油藏属于同一压力系统，地层压力传播均匀，所测得的地层压力能够代表油藏整体压力水平，不存在多压力系统压力差异大的问题；第二，开发过程中不同驱动类型的能量作用机制清晰，油藏所有的产出量（产油、产气、产水）以及外界能量补充项（水侵量、注入量）都可以准确计量，所选的水侵、岩石压缩等计算模型符合油藏地质实际；第三，油藏已经开发一定时间，积累了足够数量、精度合格的产量、压力动态资料，满足方程求解的参数要求。（6分）圆形封闭气藏没有边底水供给，属于纯弹性气压驱动开发，外界没有额外能量补充，物质平衡方程可简化为GpBg=G(Bg-Bgi)，结合天然气状态方程变形可得p/Z=pi/Zi(1-Gp/G)，压降法通过绘制不同开发阶段的p/Z与累计产气量Gp的关系曲线，外推p/Z等于零即可得到地质储量G。由于封闭气藏不存在水侵等外界能量补充，地层压力下降完全由气体产出膨胀导致，满足物质平衡方程的简化条件，计算结果准确性高，因此适合采用压降法计算地质储量。（4分）2.水驱高含水油藏剩余油主要分为四类，各类分布及成因如下：第一类是平面分布剩余油，主要分布在油藏边角、砂体尖灭带、断层遮挡带以及井间未控制区域，成因是现有井网对砂体平面展布控制程度不足，渗透率平面非均质性导致注入水沿高渗条带窜流，低渗区域未被波及，断层、岩性遮挡也会阻挡注入水推进，形成剩余油富集；第二类是层间剩余油，主要分布在未动用或低动用的差油层层位，成因是合采开发层系内不同层位储层物性差异大，注入水优先进入高渗透水洗层，低渗透含油层吸水能力差，储量得不到有效动用，层间干扰导致剩余油富集；第三类是层内剩余油，主要分布在厚油层内部未水洗段，很多厚油层顶部剩余油就属于此类，成因是厚油层的韵律性、内部夹层遮挡以及重力分异作用，导致部分段未被水洗，正韵律厚油层剩余油多集中在顶部，反韵律多集中在底部；第四类是微观剩余油，分布在孔隙表面、孤立孔隙簇以及微孔盲端，成因是孔隙结构非均质性、油水界面张力导致油滴被卡断滞流，微观驱替不充分留下剩余油。（10分，合理即可得分）四、计算题答案解：根据油藏物质守恒原理，油藏内原始溶解气总物质的量（地面标准体积）为NRsi，开发到当前阶段，产出气量为Gp，剩余原油中溶解的气量为(N-Np)Rs，因此油藏内剩余自由气的总标准体积为：Gf'=NRsi-Gp-(N-Np)Rs（5分）代入已知参数：N=100×10^4t，Rsi=200m³/t，Gp=280×10^4m³，N-Np=90×10^4t，Rs=150m³/t，可得：Gf'=100×10^4×200-280×10^4-90×10^4×150=20000×10^4-280×10^4-13500×10^4=6220×10^4m³（地面标准体积）（5分）考虑岩石和束缚水压缩导致的孔隙体积变化，孔隙体积缩小量会占用部分自由气空间，修正后自由气的地层体积为：Vf=Gf'×Bg-ΔVp，其中ΔVp=Vp×(CwSwi+Cf)Δp=NBoiCt(p_i-p)=100×10^4×1.35×1.8×10^-3×(20-18)=0.486×10^4m³因此Vf=6220×10^4×0.006-0.486×10^4=37.32×10^4-0.486×10^4≈36.83×10^4m³（5分）即该油藏当前自由气地层体积约为36.8×10^4m³，结果合理即可。五、综合分析题答案（1）该油藏剩余油在厚油层顶部富集，主要成因可归纳为四点：①沉积韵律性导致的储层纵向非均质性：该油藏主力层为正韵律厚油层，沉积物沉积过程中从下到上颗粒粒度由粗变细，渗透率逐渐降低，底部高渗透层水相流度远大于顶部，注入水优先沿底部高渗段突进，底部水洗程度多在90%以上，而顶部低渗段注入水推进缓慢，波及程度低，多数区域未水洗，剩余油得以完整保存；②层内泥质夹层的遮挡作用：厚油层内部发育多个倾斜泥质夹层，夹层渗透率远低于周围储层，对注入水的纵向窜流起到阻挡作用，注入水无法穿过夹层进入顶部含油段，使得夹层上方的原油长期得不到驱替，形成大面积富集；③早期开发井网与完井设计的局限性：该油藏早期开发阶段对储层纵向非均质性认识不足，采用的行列式井网井距大，对厚油层内部剩余油的控制程度低，开发井普遍射开底部高渗透段，顶部含油段未射开投产，长期处于封闭未动用状态，因此剩余油得以保存；④重力分异作用加剧富集：注入水密度远大于原油密度，在重力分异作用下，注入水自然向下沉聚，进一步增加了底部的水流量，顶部水驱强度被不断弱化，最终形成了顶部大面积未水洗剩余油富集的格局。（每点2.5分，共10分）（2）结合该油藏高孔高渗、剩余油规模大、原油粘度中等的特征，可采用四类技术对策联合挖潜：①水平井加密挖潜：针对顶部连片分布的剩余油，部署水平井，水平段沿厚油层顶部剩余油富集带延伸，利用水平井提高与剩余油储层的接触面积，相比于直井，水平井生产压差更小，能够抑制底部水窜，延缓含水上升，提高单井产油能力，该油藏埋藏深度适中，剩余油规模大，适合采用水平井挖潜，经济效益有保障；（4分）②老井分层堵水调剖：针对现有生产井和注入井，对生产井实施分层堵水，封堵底部高水淹层段，对顶部未射孔段射孔投产，解除层内干扰，发挥顶部含油层的生产能力；对注入井实施深部调剖，注入弹性凝胶或颗粒调剖剂封堵底部高渗水流大通道，改变注入水的流动方向，迫使注入水转向进入顶部剩余油富集段，提高纵向波及效率，该措施改造投资低，见效快，适合老井存量资产挖潜；（4分）③周期注水开发调整：该油藏已经进入高含水阶段，长期稳定注水导致注入水沿固定水流通道窜流，水驱效率极低，周期注水通过周期性调整注水量和注入压力，使得油藏内部压力场周期性变化，高低渗段之间产生毛管力吸渗作用，将顶部低渗段的原油驱替出来，同