2025年采油地質(zhì)工模擬試題含參考答案一、單項(xiàng)選擇題（每題2分，共20分）1.下列沉積相中，具有“二元結(jié)構(gòu)”特征的是（）。A.湖泊相B.三角洲相C.河流相D.濱海相答案：C。河流相沉積底部為粗粒的河床沉積（礫巖、砂巖），上部為細(xì)粒的河漫灘沉積（泥巖、粉砂巖），形成典型的“二元結(jié)構(gòu)”。2.某儲層巖心分析數(shù)據(jù)顯示：孔隙度22%，滲透率150mD，含油飽和度65%，則該儲層屬于（）。A.特低滲透儲層B.中滲透儲層C.高滲透儲層D.致密儲層答案：B。滲透率分類標(biāo)準(zhǔn)：＜1mD為特低滲透，1-50mD為低滲透，50-500mD為中滲透，＞500mD為高滲透，故150mD屬于中滲透。3.油藏驅(qū)動類型中，采收率最高的是（）。A.彈性驅(qū)動B.溶解氣驅(qū)動C.水壓驅(qū)動D.重力驅(qū)動答案：C。水壓驅(qū)動（邊水或底水驅(qū)動）能量充足且穩(wěn)定，可保持油藏壓力長期穩(wěn)定，采收率一般可達(dá)30%-50%，高于其他驅(qū)動類型。4.地層劃分中，“組”是（）的基本單位。A.年代地層B.巖石地層C.生物地層D.層序地層答案：B。巖石地層單位中，“組”是基本單位，以巖性、巖相和變質(zhì)程度的一致性為特征。5.測井曲線中，自然伽馬（GR）曲線主要用于識別（）。A.巖石孔隙度B.巖石泥質(zhì)含量C.巖石滲透率D.巖石密度答案：B。自然伽馬反映地層中放射性元素（主要是泥質(zhì)）含量，泥巖GR值高，砂巖GR值低，可用于劃分泥巖和砂巖。6.某油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)：日產(chǎn)液120m3，日產(chǎn)油40m3，含水率為（）。A.33.3%B.50%C.66.7%D.75%答案：C。含水率=（日產(chǎn)液-日產(chǎn)油）/日產(chǎn)液×100%=（120-40）/120×100%≈66.7%。7.下列油氣藏類型中，屬于構(gòu)造油氣藏的是（）。A.巖性尖滅油氣藏B.斷層油氣藏C.生物礁油氣藏D.地層不整合油氣藏答案：B。構(gòu)造油氣藏由構(gòu)造運(yùn)動形成的圈閉（如背斜、斷層、裂縫）控制，斷層油氣藏屬于此類；巖性、生物礁、地層不整合油氣藏屬于非構(gòu)造油氣藏。8.油層對比的關(guān)鍵標(biāo)志層應(yīng)具備（）特征。A.分布范圍小、巖性變化大B.分布穩(wěn)定、巖性特征明顯C.厚度大、孔隙度高D.電阻率低、自然電位異常答案：B。標(biāo)志層需在區(qū)域內(nèi)穩(wěn)定分布，巖性（如特殊顏色、化石、礦物組合）特征顯著，便于不同井間對比。9.影響采收率的主要因素不包括（）。A.油藏非均質(zhì)性B.原油粘度C.井網(wǎng)密度D.鉆井液密度答案：D。采收率與油藏性質(zhì)（非均質(zhì)性、原油粘度）、開發(fā)技術(shù)（井網(wǎng)密度、驅(qū)替方式）相關(guān)，鉆井液密度主要影響鉆井過程，與采收率無直接關(guān)系。10.某油藏有效厚度20m，孔隙度20%，含油飽和度70%，原油體積系數(shù)1.2，原油密度0.85g/cm3，單儲系數(shù)（單位：10?t/(km2·m)）為（）。A.0.85×0.2×0.7/1.2B.0.85×0.2×0.7×1.2C.0.85×0.2×0.7D.0.85×0.2×0.7×100答案：A。單儲系數(shù)=（密度×孔隙度×含油飽和度）/體積系數(shù)，單位轉(zhuǎn)換后為10?t/(km2·m)，故正確公式為0.85×0.2×0.7/1.2。二、判斷題（每題1分，共10分。正確打“√”，錯誤打“×”）1.絕對孔隙度是指巖石中所有孔隙體積與巖石總體積的比值，有效孔隙度是指連通孔隙體積與巖石總體積的比值。（）答案：√。絕對孔隙度包含所有孔隙（連通+不連通），有效孔隙度僅包含連通且對流體流動有效的孔隙。2.底水油藏是指油藏下方直接與水體接觸，邊水油藏是指油藏側(cè)面與水體接觸。（）答案：√。底水呈“托”狀位于油藏底部，邊水呈“圍”狀位于油藏側(cè)翼，二者接觸方式不同。3.沉積微相是指在沉積亞相內(nèi)進(jìn)一步劃分的更細(xì)單元，如河流相中的河床亞相可分為心灘、邊灘等微相。（）答案：√。沉積微相是亞相內(nèi)的具體沉積環(huán)境單元，反映更細(xì)節(jié)的沉積條件。4.油層有效厚度是指儲層中具有工業(yè)產(chǎn)油能力的部分，需滿足孔隙度、滲透率、含油飽和度等下限標(biāo)準(zhǔn)。（）答案：√。有效厚度需排除非儲層（如泥巖）和低產(chǎn)層（未達(dá)工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的儲層）。5.溶解氣驅(qū)油藏開發(fā)過程中，油藏壓力持續(xù)下降，氣油比先降后升。（）答案：×。溶解氣驅(qū)油藏中，當(dāng)壓力低于飽和壓力時，溶解氣析出形成氣泡，氣油比逐漸上升，而非先降后升。6.自然電位（SP）曲線在滲透性砂巖段表現(xiàn)為負(fù)異常，泥巖段表現(xiàn)為基線。（）答案：√。砂巖滲透性好，地層水與鉆井液濾液存在離子濃度差，產(chǎn)生擴(kuò)散電動勢，導(dǎo)致SP負(fù)異常；泥巖不滲透，無此現(xiàn)象，SP接近基線。7.地層壓力系數(shù)（實(shí)測地層壓力與靜水壓力的比值）大于1.2為異常高壓地層，小于0.8為異常低壓地層。（）答案：√。正常壓力系數(shù)為0.8-1.2，超出此范圍為異常高壓或低壓。8.剩余油分布受油藏非均質(zhì)性、開發(fā)井網(wǎng)、注入水波及效率等因素控制，通常在高滲透層底部富集。（）答案：×。剩余油多分布在低滲透層、井間未控制區(qū)域、油藏邊部或高滲透層頂部（因注入水優(yōu)先沿底部流動）。9.巖心歸位是指將巖心按深度順序與測井曲線對應(yīng)，確定巖心在井中的實(shí)際位置。（）答案：√。巖心歸位通過對比巖心特征（如巖性、化石）與測井曲線（如GR、SP），校正取心過程中的深度誤差。10.采收率是指油田開發(fā)結(jié)束時累計采油量與地質(zhì)儲量的比值，可通過物質(zhì)平衡法、數(shù)值模擬法等方法預(yù)測。（）答案：√。采收率是評價開發(fā)效果的關(guān)鍵指標(biāo)，常用方法包括經(jīng)驗(yàn)公式、類比法、動態(tài)分析法等。三、簡答題（每題6分，共30分）1.簡述油層對比的主要步驟。答案：（1）區(qū)域標(biāo)準(zhǔn)層對比：利用分布穩(wěn)定的標(biāo)志層（如特殊巖性層、化石層）劃分油層組；（2）亞組對比：在油層組內(nèi)，根據(jù)次一級標(biāo)志層或沉積旋回劃分亞組；（3）單油層對比：在亞組內(nèi)，利用巖性組合、沉積韻律、測井曲線特征（如SP、GR、電阻率）細(xì)分單油層；（4）驗(yàn)證調(diào)整：通過井間對比剖面檢查對比結(jié)果的合理性，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)（如油水井連通性）修正誤差。2.分析影響儲層滲透率的主要因素。答案：（1）巖石結(jié)構(gòu)：顆粒大?。ù至Ｉ皫r滲透率高于細(xì)粒）、分選性（分選好則孔隙連通性好）、磨圓度（磨圓好則孔隙喉道更規(guī)則）；（2）膠結(jié)作用：膠結(jié)物類型（硅質(zhì)膠結(jié)致密，滲透率低；泥質(zhì)膠結(jié)疏松，滲透率高）、膠結(jié)程度（膠結(jié)物含量高則孔隙被填充，滲透率降低）；（3）成巖作用：溶蝕作用（溶蝕孔隙增加滲透率）、壓實(shí)作用（壓實(shí)增強(qiáng)則孔隙縮小，滲透率降低）；（4）裂縫發(fā)育：構(gòu)造裂縫或成巖裂縫可顯著提高滲透率，尤其對低滲透儲層。3.簡述如何根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)判斷油井出水類型（邊水、底水、注入水）。答案：（1）邊水出水：油井位于油藏邊緣，含水上升緩慢，產(chǎn)液量穩(wěn)定，測井顯示水層位于油層側(cè)翼，壓力監(jiān)測顯示邊水方向壓力下降；（2）底水出水：油井位于油藏中心，含水上升快（“指進(jìn)”現(xiàn)象），產(chǎn)液量增加，測井顯示水層位于油層底部，生產(chǎn)測井（如持水率曲線）顯示底部先出水；（3）注入水出水：油井與注水井連通，含水上升與注水井增注或調(diào)剖相關(guān)，產(chǎn)出水化學(xué)分析（如氯離子濃度、示蹤劑）與注入水一致，井間干擾明顯（如注水井壓力變化影響油井產(chǎn)量）。4.描述碎屑巖儲層的主要沉積微相類型及其儲層特征。答案：（1）河流相：①邊灘微相（曲流河）：巖性為中粗砂巖，分選中等，發(fā)育大型交錯層理，孔隙度15%-25%，滲透率50-500mD，儲層物性好；②心灘微相（辮狀河）：巖性為砂礫巖，分選差，層理復(fù)雜，孔隙度10%-20%，滲透率10-300mD，非均質(zhì)性強(qiáng)；（2）三角洲相：①水下分流河道微相：巖性為細(xì)砂巖，分選較好，發(fā)育板狀交錯層理，孔隙度20%-30%，滲透率100-1000mD，物性最優(yōu)；②河口壩微相：巖性為粉細(xì)砂巖，分選好，水平層理發(fā)育，孔隙度18%-28%，滲透率50-800mD，物性較好；③席狀砂微相：巖性為粉砂巖，分選中等，波狀層理發(fā)育，孔隙度15%-25%，滲透率10-200mD，物性中等；（3）濱淺湖相：砂壩微相，巖性為細(xì)砂巖，分選好，平行層理發(fā)育，孔隙度18%-25%，滲透率30-500mD，物性較穩(wěn)定。5.說明如何利用測井曲線組合判斷油層、水層和干層。答案：（1）油層：自然電位（SP）負(fù)異常明顯，自然伽馬（GR）低（泥質(zhì)少），電阻率（Rt）高（油的電阻率遠(yuǎn)高于水），聲波時差（AC）中等（孔隙含油，聲速低于致密巖石但高于含水巖石），密度（DEN）低（油密度低于水），中子孔隙度（CNL）與密度孔隙度重疊顯示“負(fù)差異”（油的含氫指數(shù)低于水）；（2）水層：SP負(fù)異常明顯（與油層相似），GR低（若為純砂巖），Rt低（地層水導(dǎo)電），AC較高（含水孔隙聲速更低），DEN較高（水密度高于油），CNL與密度孔隙度重疊顯示“正差異”（水含氫指數(shù)高）；（3）干層：SP無異?；虍惓Ｐ。噘|(zhì)含量高或滲透率低），GR高（泥質(zhì)多），Rt中等或低（孔隙未充注流體），AC低（孔隙少，巖石致密），DEN高（密度大），CNL與密度孔隙度接近（孔隙度低）。四、計算題（每題10分，共20分）1.某油藏面積20km2，有效厚度15m，平均孔隙度22%，含油飽和度65%，原油體積系數(shù)1.25，原油密度0.86g/cm3。計算該油藏的地質(zhì)儲量（單位：10?t）。答案：地質(zhì)儲量公式：N=100×A×h×φ×S?×ρ?/B?其中：A=20km2，h=15m，φ=22%=0.22，S?=65%=0.65，ρ?=0.86g/cm3=0.86t/m3（1g/cm3=1t/m3），B?=1.25。代入計算：N=100×20×15×0.22×0.65×0.86/1.25=100×20×15×(0.22×0.65)×(0.86/1.25)=100×20×15×0.143×0.688=100×20×15×0.098384=100×20×1.47576=100×29.5152=2951.52（10?t）2.某油井2022年1月日產(chǎn)油30t，日產(chǎn)液100m3；2023年1月日產(chǎn)油25t，日產(chǎn)液120m3。計算該井的年含水上升率（%）。答案：含水上升率=（年末含水率-年初含水率）/時間（年）×100%年初含水率f_w1=（日產(chǎn)液1-日產(chǎn)油1/原油密度）/日產(chǎn)液1×100%（假設(shè)原油密度0.86t/m3，日產(chǎn)油體積=30/0.86≈34.88m3）f_w1=(100-34.88)/100×100%≈65.12%年末含水率f_w2=（120-25/0.86）/120×100%（日產(chǎn)油體積=25/0.86≈29.07m3）f_w2=(120-29.07)/120×100%≈90.93/120×100%≈75.78%年含水上升率=（75.78%-65.12%）/1×100%≈10.66%五、綜合分析題（20分）某油田A區(qū)塊為河流相沉積，已開發(fā)10年，目前綜合含水率78%，采出程度18%?，F(xiàn)有3口井?dāng)?shù)據(jù)如下：-井1（油井）：位于區(qū)塊中心，日產(chǎn)油8t，日產(chǎn)液50m3，測井顯示主力油層（厚12m）底部電阻率由投產(chǎn)初期的40Ω·m降至15Ω·m，聲波時差由280μs/m升至320μs/m；-井2（注水井）：位于井1東側(cè)300m，日注水量300m3，吸水剖面顯示主力油層底部吸水強(qiáng)度占70%；-井3（觀察井）：位于井1與井2之間，取心顯示主力油層為邊灘沉積，巖性為中粗砂巖，孔隙度25%，滲透率800mD，底部含泥質(zhì)條帶（滲透率50mD），頂部為細(xì)砂巖（滲透率200mD）。結(jié)合以上信息，分析該區(qū)塊當(dāng)前開發(fā)問題及剩余油分布特征，并提出調(diào)整建議。答案：1.開發(fā)問題分析：（1）注入水低效循環(huán)：井2主力油層底部吸水強(qiáng)度高（70%），而井1主力油層底部電阻率下降（油被水替代）、聲波時差上升（孔隙含水增加），表明注入水沿底部高滲透層快速推進(jìn)，導(dǎo)致井1底部水淹嚴(yán)重；（2）層內(nèi)非均質(zhì)性突出：井3巖心顯示主力油層底部為高滲中粗砂巖（800mD），頂部為低滲細(xì)砂巖（200mD），底部泥質(zhì)條帶（50mD）可能形成局部遮擋，但整體仍以底部高滲為主，注入水優(yōu)先沿底部流動，頂部動用差；（3）采出程度低（18%）、含水率高（78%），說明開發(fā)效果未達(dá)預(yù)期，剩余油潛力大但分布復(fù)雜。2.剩余油分布特征：（1）層內(nèi)剩余油：主力油層頂部細(xì)砂巖（滲透率200mD）因注入水波及效率低，仍有大量剩余油；底部泥質(zhì)條帶（50mD）附近因滲透率突變，可能形成“死油區(qū)”；（2）平面剩余油：井1與井2之間的井間區(qū)域（如井3周圍），因注入水沿主流線（底部高滲帶）推進(jìn)，側(cè)翼低滲區(qū)域可能未被有效驅(qū)替；（3）縱向剩余油：非主力小層（未提及但通常存在）因吸水量少，剩余油富集