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2025年采油地質(zhì)工習題+答案1.某油田碎屑巖儲層巖心分析數(shù)據(jù)如下:孔隙度22%,滲透率150mD,束縛水飽和度25%,原始含油飽和度75%。地面原油密度0.85g/cm3,地層原油體積系數(shù)1.2,天然氣溶解氣油比50m3/t。試計算該儲層每立方米巖石的原始原油儲量(單位:kg/m3)。答案:原始原油儲量計算需考慮巖石孔隙體積、含油飽和度及原油體積系數(shù)。計算公式為:原始原油儲量(kg/m3)=(孔隙度×含油飽和度×地面原油密度)/地層原油體積系數(shù)代入數(shù)據(jù):孔隙度0.22,含油飽和度0.75,地面原油密度0.85g/cm3=850kg/m3,體積系數(shù)1.2。計算過程:0.22×0.75=0.165(有效含油孔隙體積占巖石體積比例);0.165×850=140.25(地層條件下原油質(zhì)量);140.25/1.2≈116.875kg/m3。因此,每立方米巖石的原始原油儲量約為116.88kg/m3。2.某油井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油12t,含水5%;投產(chǎn)后第6個月日產(chǎn)油10t,含水15%;第12個月日產(chǎn)油8t,含水30%;第18個月日產(chǎn)油6t,含水45%。試分析該井生產(chǎn)動態(tài)變化特征,并判斷可能的地質(zhì)原因。答案:該井生產(chǎn)動態(tài)呈現(xiàn)產(chǎn)量遞減、含水上升的趨勢。具體特征:(1)產(chǎn)量遞減:投產(chǎn)18個月內(nèi),日產(chǎn)油從12t降至6t,遞減率為(12-6)/12=50%,年均遞減約33.3%,屬于中速遞減。(2)含水上升:初期含水5%,18個月后升至45%,含水上升率為(45-5)/18≈2.22%/月,屬于較快上升??赡艿牡刭|(zhì)原因:①邊底水推進:若油藏存在邊底水,隨著開采,能量釋放導致水沿高滲透帶或裂縫侵入,優(yōu)先驅(qū)替高滲層原油,造成產(chǎn)量遞減與含水上升。②儲層非均質(zhì)性:若儲層滲透率級差大(如存在高滲條帶與低滲夾層),注入水或邊水沿高滲帶突進,低滲區(qū)原油未有效動用,導致局部水淹、產(chǎn)量下降。③天然能量不足:若油藏驅(qū)動類型為溶解氣驅(qū),隨壓力下降,溶解氣析出形成氣鎖,降低油相滲透率,同時地層能量衰竭,導致產(chǎn)量遞減加快;而含水上升可能因氣頂膨脹或邊水緩慢侵入。④裂縫發(fā)育:若儲層存在開啟裂縫,水沿裂縫快速竄流,導致油井暴性水淹,含水上升速度與產(chǎn)量遞減速度均會加快(但本例含水上升較緩,可能為低角度裂縫或微裂縫)。3.某油田A、B兩口井鉆遇同一油層組,巖電特征如下:A井:3200-3210m,巖性為中砂巖與泥巖互層,中砂巖具槽狀交錯層理,自然伽馬曲線呈齒化箱形-鐘形組合,電阻率曲線中高值(30-50Ω·m);B井:3180-3190m,巖性為細砂巖與粉砂質(zhì)泥巖互層,細砂巖具波狀層理,自然伽馬曲線呈指狀-漏斗形組合,電阻率曲線中低值(15-30Ω·m)。結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景(該油田為河控三角洲沉積體系),判斷A、B井所鉆遇的沉積微相類型,并說明依據(jù)。答案:A井沉積微相為三角洲平原分流河道,B井為三角洲前緣河口壩。依據(jù)如下:(1)A井特征分析:①巖性:中砂巖與泥巖互層,中砂巖為分流河道主體沉積,泥巖為河道間或泛濫平原沉積。②沉積構(gòu)造:槽狀交錯層理是典型的河道水流作用產(chǎn)物,反映較強水動力條件。③測井曲線:自然伽馬(GR)齒化箱形-鐘形組合,箱形代表河道砂體厚度穩(wěn)定、物性均一(底部),鐘形代表河道遷移或能量減弱(頂部);電阻率中高值反映砂體含油性較好(砂巖厚度大、泥質(zhì)含量低)。(2)B井特征分析:①巖性:細砂巖與粉砂質(zhì)泥巖互層,細砂巖為河口壩主體,粉砂質(zhì)泥巖為壩間或遠砂壩沉積。②沉積構(gòu)造:波狀層理是三角洲前緣緩坡帶弱-中等水動力條件下的產(chǎn)物,常見于河口壩側(cè)緣或頂部。③測井曲線:GR指狀-漏斗形組合,指狀反映砂體薄、物性變化大(壩間薄層砂),漏斗形(底部低GR、頂部高GR)代表砂體向上變粗、物性變好(河口壩典型反韻律特征);電阻率中低值可能因砂體粒度細、泥質(zhì)含量較高或含水性增強(前緣帶受湖水影響,膠結(jié)物以泥質(zhì)為主)。區(qū)域背景為河控三角洲,分流河道(平原亞相)與河口壩(前緣亞相)是其典型微相,符合兩口井的巖電特征差異(粒度、層理、測井相組合)。4.某油藏儲層孔隙結(jié)構(gòu)分析數(shù)據(jù)如下:排驅(qū)壓力0.1MPa,飽和中值壓力1.2MPa,最大連通孔喉半徑12μm,中值孔喉半徑1.0μm,歪度0.3(正偏),分選系數(shù)2.5。試評價該儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征,并分析對開發(fā)的影響。答案:孔隙結(jié)構(gòu)評價及開發(fā)影響分析如下:(1)孔隙結(jié)構(gòu)特征:①排驅(qū)壓力(Pd=0.1MPa):反映最小連通孔喉的毛細管壓力,Pd越低,最小孔喉半徑越大(r=0.735/Pd=7.35μm),說明儲層存在大孔喉,連通性較好。②中值壓力(Pc50=1.2MPa)與中值孔喉半徑(r50=1.0μm):中值半徑越大,儲層滲流能力越強。該儲層r50=1.0μm,屬于中孔中滲儲層(一般中值半徑>1μm為中滲,0.1-1μm為低滲)。③歪度(0.3,正偏):正偏表示孔喉分布以小半徑為主,大孔喉數(shù)量少但對滲透率貢獻大(因滲透率與孔喉半徑四次方成正比)。④分選系數(shù)(2.5):分選系數(shù)>2.0為分選差,說明孔喉大小差異大,非均質(zhì)性強。(2)對開發(fā)的影響:①有利方面:排驅(qū)壓力低、最大連通孔喉半徑大(12μm),初始滲流阻力小,油井易投產(chǎn),初期產(chǎn)能較高。②不利方面:-孔喉分選差(非均質(zhì)性強),注入水或驅(qū)油劑易沿大孔喉竄流,導致水驅(qū)效率低,剩余油分布復雜(集中于小孔隙或低滲部位)。-正偏歪度表明小孔隙占比高,束縛水飽和度可能較高(小孔隙易束縛水),降低有效含油孔隙體積,影響最終采收率。-中值孔喉半徑1.0μm雖屬中滲,但受分選差影響,實際滲透率可能低于理論值(因小孔隙對滲透率貢獻?。L期開發(fā)中產(chǎn)能遞減可能較快(大孔喉易被微粒堵塞或水相圈閉)。5.某油田采用反九點法面積注水開發(fā),注水井與采油井井距250m,油層有效厚度8m,平均孔隙度20%,原始含油飽和度70%,地面原油密度0.86g/cm3,地層原油體積系數(shù)1.15,采收率預(yù)測為35%。試計算該井網(wǎng)單井控制的地質(zhì)儲量及可采儲量(單位:萬噸)。答案:單井控制地質(zhì)儲量及可采儲量計算如下:(1)單井控制面積:反九點法井網(wǎng)中,每口采油井控制4個注水井所圍成的區(qū)域,單井控制面積A=(井距×井距)×(采油井數(shù)/總井數(shù))。反九點法中,采油井與注水井數(shù)量比為3:1(每4口井中有3口采油井、1口注水井),因此單井控制面積A=(250m×250m)×(1/(1/3))?實際更簡單的方法是:反九點法每個注水井控制4個采油井,每個采油井由4個注水井和周圍采油井共同控制,通常單井控制面積取井距平方的1/2(近似),但更準確的是利用井網(wǎng)密度。反九點法井網(wǎng)中,每口采油井的控制面積可視為由4個注水井和相鄰采油井圍成的正方形中心區(qū)域,邊長為井距L=250m,因此單井控制面積A=L2=250×250=62500m2=6.25×10?m2。(2)地質(zhì)儲量計算:地質(zhì)儲量N=(A×h×φ×So×ρo)/Bo式中:A=6.25×10?m2,h=8m,φ=0.2,So=0.7,ρo=860kg/m3(0.86g/cm3),Bo=1.15。計算過程:體積=A×h=6.25×10?×8=5×10?m3(巖石體積);孔隙體積=5×10?×0.2=1×10?m3;含油體積=1×10?×0.7=7×10?m3(地層條件);地面原油體積=7×10?/1.15≈6.087×10?m3;地質(zhì)儲量質(zhì)量=6.087×10?×860=5.235×10?kg=5.235×10?t=5.235萬噸。(3)可采儲量=地質(zhì)儲量×采收率=5.235×0.35≈1.832萬噸。因此,單井控制地質(zhì)儲量約為5.24萬噸,可采儲量約為1.83萬噸。6.某油層組地層對比中,發(fā)現(xiàn)A井3100m處發(fā)育一層厚度0.5m的鮞粒灰?guī)r,自然伽馬曲線呈低幅尖峰(50API),電阻率曲線呈高值(100Ω·m);B井3080m處發(fā)育一層厚度0.6m的鮞?;?guī)r,自然伽馬48API,電阻率95Ω·m;C井3090m處該層缺失,鉆遇泥巖。試分析該層作為標志層的可行性,并說明C井缺失的可能原因。答案:(1)標志層可行性分析:該鮞?;?guī)r層可作為區(qū)域地層對比的輔助標志層,原因如下:①巖性特殊:鮞粒灰?guī)r為化學-生物成因,沉積環(huán)境穩(wěn)定(如臺地邊緣淺灘),區(qū)域分布較穩(wěn)定,區(qū)別于周圍碎屑巖(砂巖、泥巖)。②電性特征明顯:自然伽馬低幅尖峰(泥質(zhì)含量低)、電阻率高值(致密灰?guī)r或含灰質(zhì)膠結(jié)),與上下圍巖(泥巖GR高、砂巖GR中等)差異顯著,易于識別。③厚度穩(wěn)定:A、B井厚度0.5-0.6m,變化小,符合標志層“厚度穩(wěn)定”的要求。(2)C井缺失的可能原因:①沉積期古地形差異:C井區(qū)在鮞?;?guī)r沉積時處于水下高地或古隆起,未接受沉積(或沉積后被剝蝕),導致該層缺失。②后期構(gòu)造運動:如斷層切割,C井區(qū)因斷層抬升,該層被剝蝕(需結(jié)合斷層分布驗證)。③相變:鮞?;?guī)r沉積環(huán)境為高能淺灘,C井區(qū)可能處于低能環(huán)境(如瀉湖、較深水區(qū)),沉積泥巖,導致巖性相變(由灰?guī)r變?yōu)槟鄮r)。④成巖作用改造:若C井區(qū)該層位原沉積鮞?;?guī)r,但因后期溶蝕或白云巖化作用,巖性特征被破壞,測井響應(yīng)與A、B井不一致,誤判為缺失(需結(jié)合巖心或薄片分析)。7.某油井產(chǎn)液量從30t/d降至20t/d(含水從20%升至50%),井底流壓從15MPa降至10MPa,地層壓力從25MPa降至22MPa。試分析產(chǎn)量遞減的可能原因,并提出針對性措施。答案:產(chǎn)量遞減原因及措施分析:(1)可能原因:①地層能量不足:地層壓力從25MPa降至22MPa(下降3MPa),井底流壓從15MPa降至10MPa(下降5MPa),生產(chǎn)壓差(地層壓力-流壓)從10MPa降至12MPa(反而增大),說明能量不足非主因(生產(chǎn)壓差增大應(yīng)使產(chǎn)量上升,實際產(chǎn)量下降,矛盾)。需重新核對數(shù)據(jù)邏輯:若地層壓力22MPa,流壓10MPa,生產(chǎn)壓差12MPa,大于初期的10MPa(25-15=10MPa),但產(chǎn)量下降,說明滲流能力降低。②儲層滲透率降低:可能因出砂導致孔喉堵塞(產(chǎn)液量下降同時含水上升,砂粒堵塞油流通道,水相更易流動);或水鎖效應(yīng)(含水上升后,水相滲透率增加,油相滲透率降低,總液量中油比例下降);或結(jié)垢、瀝青質(zhì)沉積(井底附近滲流阻力增大)。③油井完善程度降低:如射孔段堵塞(射孔炮眼被固相顆粒或垢質(zhì)填充),或套管損壞導致部分油層未有效動用(需通過井徑測井驗證)。④油藏非均質(zhì)性:該井主要動用的高滲層已水淹(含水50%),剩余油分布在低滲層,而低滲層因滲流阻力大,無法在當前生產(chǎn)壓差下有效產(chǎn)出,導致總產(chǎn)量下降。(2)針對性措施:①油層解堵:若為堵塞引起,可采用酸化解堵(針對碳酸鹽巖垢或泥質(zhì)堵塞)、熱洗(針對瀝青質(zhì)、蠟沉積)或水力噴砂射孔(重新打開堵塞的炮眼)。②堵水調(diào)剖:若高滲層水淹,可通過化學堵劑(如樹脂、凝膠)封堵高滲層,迫使液流轉(zhuǎn)向低滲含油層,提高油相產(chǎn)出。③增壓開采:若地層能量仍有潛力(地層壓力22MPa仍高于飽和壓力),可通過抽油機調(diào)參(提高沖次、泵徑)或換用大排量泵,增大生產(chǎn)壓差,動用低滲層原油。④補孔射孔:若原射孔段未覆蓋全部含油層,可通過測井重新識別未動用層位,補孔射開,增加泄油面積。8.簡述辮狀河與曲流河沉積相的主要區(qū)別(從巖性、沉積構(gòu)造、砂體形態(tài)、測井相特征四方面對比)。答案:辮狀河與曲流河沉積相的主要區(qū)別如下:(1)巖性:辮狀河:以粗碎屑為主(礫巖、粗砂巖),砂泥比高(>3:1),泥巖厚度小且分布不連續(xù)(多為河道間薄層或洪泛沉積)。曲流河:以中細砂巖為主(細砂巖、粉砂巖),砂泥比低(1:1-2:1),泥巖發(fā)育(河漫灘、牛軛湖沉積,厚度大且連續(xù))。(2)沉積構(gòu)造:辮狀河:以槽狀、板狀交錯層理為主(強水動力條件下的河道遷移),底部常見沖刷面及滯留礫石;缺乏暴露構(gòu)造(如泥裂、根跡)。曲流河:下部(河道)以槽狀交錯層理為主,上部(點砂壩)以爬升波紋層理、水平層理為主;頂部河漫灘泥巖常見泥裂、生物潛穴、植物根跡(暴露環(huán)境)。(3)砂體形態(tài):辮狀河:砂體呈寬而薄的席狀或帶狀,橫向延伸廣(河道頻繁遷移),垂向上多期河道砂體疊置,厚度大(

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