第一篇：采油工程方案設計(綜合)

中國石油大學（華東）現代遠程教育

《采油工程方案設計》綜合復習資料

一、名詞解釋

1．面容比 2．油氣層損害 3．財務內部收益率 4．調整井 5.吸水指數 6．蠟的初始結晶溫度 7．有效滲透率 8．化學防砂 9．蒸汽吞吐采油 10．油田動態監測 11.單位采油（氣）成本 12．有桿泵泵效

二、填空題

1.砂巖膠結方式可分為

、、、。

2.油氣層敏感性評價實驗有、、、、和 等評價實驗。3．常用的射孔液有、、、和 等。

4．油田常用的清防蠟技術，主要有、、、、和 等六大類。

5.碳酸鹽巖酸化工藝分為

、和 三種類型。

6.采油工程方案經濟評價指標包括、、、、、和 等。7．采油工程系統有兩大部分組成，一是

，二是。

8．按防砂機理及工藝條件，防砂方法可分為

、、和

等。9．油田開發全過程中保護油氣層措施的關鍵是

和

。10．目前常用的完井方式有

、、、等。

11．電潛泵的特性曲線反映了

、、和

之間的關系。

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12．目前常用的出砂預測方法有

、、和

等四類方法。13．酸化過程中常用的酸液添加劑有

、、、等類型。14．人工舉升采油方式主要包括

、、和

等。

15．水力壓裂常用支撐劑的物理性質主要包括

、、、等。

三、簡答題

1.簡述采油工藝方案設計的主要內容。2.簡述完井工程方案設計的主要內容。3.簡述注水井試注中排液的目的。

4.就油氣田開發過程中某一油氣層損害的實例，說明油氣層保護技術的研究路線。5.簡述油水井動態監測的定義及其作用。6．簡述油井堵水工藝設計的內容。

7.簡述低滲透油藏整體壓裂設計的概念框架和設計特點。8.簡述采油工程方案中完井工程設計的主要內容。

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參考答案

一、名詞解釋

1.面容比：酸巖反應表面積與酸液體積之比。

2.油氣層損害：入井流體與儲層及其流體不配伍時造成近井地帶油層滲透率下降的現象。3．財務內部收益率：項目在計算期內各年凈現金流量現值累計等于零時的折現率。

4.調整井：油田開發中后期，為了調整井網或者是油水井損壞不能利用，為完善井網重鉆的油水井。

5.吸水指數：單位注水壓差下的日注水量。

6.蠟的初始結晶溫度：隨著溫度的降低，原油中溶解的蠟開始析出時的溫度。

7.有效滲透率：在多孔介質中如果有兩種以上的流體同時流動，則該介質對其中某一相的滲透率稱之為該相的有效滲透率(或相滲透率)。

8.化學防砂：是以各種材料(如水泥漿、酚醛樹脂等)為膠結劑，以輕質油為增孔劑，以硬質顆粒為支撐劑，按一定比例攪拌均勻后，擠入套管外地層中，凝固后形成具有一定強度和滲透性的人工井壁，阻止地層出砂的工藝方法。

9.蒸汽吞吐采油：向采油井注入一定量的蒸汽，關井浸泡一段時間后開井生產，當采油量下降到不經濟時，再重復上述作業的采油方式。

10．油田動態監測：通過油水井所進行的專門測試與油藏和油、水井等的生產動態分析工作。11．單位采油（氣）成本：指油氣田開發投產后，年總采油（氣）資金投入量與年采油（氣）量的比值。表示生產1t原油（或1m3天然氣）所消耗的費用。12．有桿泵泵效：抽油機井的實際產量與抽油泵理論排量的比值。

二、填空題

1.砂巖膠結方式可分為基質膠結、接觸膠結、充填膠結、溶解膠結。

2.油氣層敏感性評價實驗有速敏、水敏、鹽敏、堿敏、酸敏和應力敏等評價實驗。

3.常用的射孔液有無固相清潔鹽水射孔液、聚合物射孔液、油基射孔液、酸基射孔液、乳化液射孔液等。

4.油田常用的清防蠟技術，主要有機械清蠟技術、熱力清防蠟技術、表面能防蠟技術、化學藥劑清防蠟技術、磁防蠟技術、微生物清防蠟技術 等六大類。5.碳酸鹽巖酸化工藝分為酸洗、酸化、酸壓三種類型。

6.采油工程方案經濟評價指標包括財務內部收益率、投資回收期、財務凈現值、財務凈現值率、投資利潤率、投資利稅率和單位采油(氣)成本 等

7．采油工程系統有兩大部分組成，一是油藏，二是人工建造系統。

8．按防砂機理及工藝條件，防砂方法可分為機械防砂、化學防砂、砂拱防砂和焦化防砂等。9．油田開發全過程中保護油氣層措施的關鍵是優化入井介質 和優化作業工藝。10．目前常用的完井方式有射孔完井、裸眼完井、割縫襯管完井、礫石充填完井等。

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11．電潛泵的特性曲線反映了壓頭、效率、功率和泵排量之間的關系。

12．目前常用的出砂預測方法有現場觀測法、經驗法、數值計算法和實驗模擬法等四類方法。13．酸化過程中常用的酸液添加劑有緩蝕劑、鐵離子穩定劑、助排劑、破乳劑等類型。

14．人工舉升采油方式主要包括氣舉采油、常規有桿泵采油、地面驅動螺桿泵采油和電動潛油泵采油等。

15．水力壓裂常用支撐劑的物理性質主要包括粒徑范圍、圓度、球度、酸溶解度等。

三、簡答題

1.簡述采油工藝方案設計的主要內容。

(1)依據地質研究、油藏工程研究、油井生產條件分析等結果確定采油方式選擇原則和要求，準備采油方式選擇所需要的基礎資料。(2)油藏或區塊油井產能預測與分析。(3)油井生產動態模擬及動態指標計算。(4)采油方式綜合評價與決策。(5)采油工藝方案的編制。

2.簡述完井工程方案設計的主要內容。(1)完井方式選擇與鉆開油層要求的研究；

(2)基于舉升方式優選和油管尺寸設計結果的生產套管尺寸選擇及強度設計；(3)確定套管程序及井身結構，并提出固井要求；(4)優化完井方式的技術方案。3.簡述注水井試注中排液的目的。

(1)排出鉆井，完井過程中產生的不同程度的傷害與堵塞；(2)在井底附近造成適當地低壓區，為注水創造有利的條件；(3)可以采出注水井井底附近部分原油，減少地層儲量損失。

4.就油氣田開發過程中某一油氣層損害的實例，說明油氣層保護技術的研究路線。

實例略。

5.簡述油水井動態監測的定義及其作用。

動態監測：通過油水井所進行的專門測試與油、水井等的生產動態分析工作。

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作用：(1)了解油田開發過程中油氣水等各相流體在油藏中的分布及其運動規律；(2)掌握油藏和油水井的生產動態及其設備工況；(3)評價工程技術措施的質量與效果。6.簡述油井堵水工藝設計的內容。

(1)油井堵水時機選擇：根據油藏數模結果及理論分析，借鑒同類油田的經驗，提出防止不正常出水的措施，并確定堵水的合理時機。

(2)堵劑選擇與堵水工藝設計：針對油藏地質及開采特點，提出可供選擇的堵劑與堵水工藝，以便做好必要的技術準備。

(3)堵水工藝方案設計，提出實施建議。

7.簡述低滲透油藏整體壓裂設計的概念框架和設計特點。

低滲透油藏整體壓裂設計是以油藏——人工水力壓裂裂縫——油水井所組成的系統為研究對象，以獲取最大的油藏開發凈現值或原油采收率為目標。其設計思想是將具有不同縫長與裂縫方位的人工水力裂縫設置于低滲透油藏中，運用現代油藏數值模擬技術和經濟模型，預測油藏在不同井網和開發時期的產油量、注水量、采收率及其經濟效果；應用水力壓裂模型和壓裂經濟評價模型優化壓裂工藝參數和計算其成本；并根據技術經濟綜合評價結果優化裂縫參數和方位，以實現油田開發的高水平、高效益。

8.簡述采油工程方案中完井工程設計的主要內容。

(1)在油藏地質研究的基礎上，根據油田開發與采油工程要求選擇完井方式，并提出鉆開油層的要求。

(2)考慮油田開發全過程油井產能的變化及所要采取的采油工藝，應用節點分析方法，確定油管尺寸和舉升方式并進行生產套管尺寸選擇及強度設計。

(3)從鉆井和采油工程出發確定套管程序及井身結構，并提出固井要求。

(4)選擇完井方式的技術方案(如射孔完井的射孔參數優選、射孔方式及工藝設計；礫石充填完井的充填方式，礫石直徑選擇及工藝參數設計等)。

第二篇：采油工程方案設計管理程序

發行版本：C

采油工程方案設計管理程序修改次數：0

文件編號：QG/HBYT046-2008

頁碼：1/

51范圍

本程序規定了采油工程方案設計全過程管理內容及要求。

本程序適用于公司各油氣生產單位及采油工藝研究院。

2術語及定義

本程序采用下列定義。

2.1采油工程規劃方案：是指采油工程中、長期及發展規劃。

2.2采油工程方案設計：是指采油工藝設計、注水工藝設計和新井試采、試注方案。

2.3開發重點井：是指水平井、分支井及特殊監測井。

3職責

3.1鉆采工程部是采油工程方案設計管理程序的歸口管理部門，負責采油工程設計策劃、評審及技術信息發布。

3.2采油工藝研究院負責編制采油工程發展規劃,負責編制新區及新區新井、開發重點井及公司級采油工程方案設計。

3.3油氣生產單位負責編制老區新井、老區老井及廠級油水井工藝技術方案設計及評審,并負責組織各種采油工程方案（包括廠級、公司級）的現場實施。

4工作流程圖

中國石油華北油田公司2008-07-04發布2008-07-04實施

QG/HBYT 046-2008頁碼：2/

55管理內容 5.1規劃方案設計

5.1.1鉆采工程部依據公司對規劃方案設計的原則要求，組織編制采油工程發展規劃方案設計編寫綱要及技術要求，報公司主管領導審批。審批通過后，鉆采工程部負責將編寫綱要及技術要求，經主管領導審批后送至采油工藝研究院。

5.1.2采油工藝研究院依據編寫綱要及技術要求，組織進行技術調研、數據采集、數值模擬、技術分析及評價，在規定的時間內完成編制采油工程發展規劃方案設計，經主管領導審批后上報鉆采工程部。

5.1.3鉆采工程部組織采油工程發展規劃方案評審。5.1.3.1評審選取適當時間進行，評審方式采取會議評審；

5.1.3.2評審人員由鉆采工程部、各油氣生產單位及采油工藝研究院的相關采油工程專業管理人員或技術骨干構成； 5.1.3.3審查意見或會議紀要均可作為評審紀錄；

5.1.3.4由公司領導簽發的會議紀要或簽字的評審意見均可作為評審認可依據。

5.1.4評審通過后，鉆采工程部組織將采油工程發展規劃報至規劃計劃處。規劃方案執行過程中，在鉆采工程部的指導下，采油工藝研究院負責采油工程發展規劃方案的完善、修改及調整。

5.1.5 凡列入科技項目類采油工程發展規劃的評審執行QG/HBYT017-2008《科技項目管理程序》。5.2采油工程方案設計 5.2.1方案編制

5.1.3.1采油工藝研究院組織編制新區新井、開發重點井及公司級采油工程方案設計，各油氣生產單位組織編制其它類采油工程方案設計;5.1.3.2外委類采油工程方案設計需報鉆采工程部審批，審批通過后，再選擇具有設計資質和相應質量保證能力的單位進行設計，鉆采工程部組織評審。5.2.2設計驗證

采油工程方案設計驗證由設計單位組織、在設計評審之前進行。驗證結果經設計單位主管領導審核后做為方案設計評審依據，或做為方案優化設計的論證依據。5.2.3設計評審

5.2.3.1鉆采工程部組織開發重點井及公司級采油工程方案的設計評審，各油氣生產單位組織其它類采油工程方案的設計評審，屬產能建設

類工藝方案評審執行QG/HBYT 054-2008《產能地面工程建設組織運行管理程序》；

5.2.3.2設計評審選取適當階段進行，廠級評審方式采取會議評審或主管領導審查等形式，公司級評審方式采取會議評審；

5.2.3.3評審人員應包括與設計有關的所有技術人員，必要時應邀請相關專家；

5.2.3.4評審意見或會議紀要均可做為評審記錄；

5.2.3.5評審記錄須以主管領導審核、簽發后方可做為評審認可依據。5.2.4當委托兩家或兩家以上的單位進行設計對比時，鉆采工程部組織設計評審。5.2.5設計調整

5.2.5.1設計的編制階段至項目試生產交付使用之前，設計單位、建設單位、應用單位均可提出設計調整意見，由建設單位、設計單位、應用單位技術負責人共同確認是否調整；

5.2.5.2設計調整應由原設計人員進行或由原單位委派具備相應資格的人進行；

5.2.5.3設計調整后需經建設單位、設計單位和應用單位負責人確認后執行。

5.2.6采油工程方案設計評審認可后，由設計單位組織向有關油氣生產單位進行技術交接。

5.2.7各油氣生產單位組織采油工程方案設計現場施工、技術評估及經濟評價，并組織編寫施工總結或工藝技術總結報告。各油氣生產單位主管領導負責廠級工程方案技術總結報告的評審，鉆采工程部組織開發重點井及公司級工程方案技術總結報告的評審。

5.2.8各油氣生產單位負責編制新井下泵設計通知書，經主管領導審批后上報鉆采工程部備案，做為工程結算的依據。

5.2.9屬產能建設類采油工程方案設計的評審及驗收執行QG/HBYT054-2008《產能地面工程建設組織運行管理程序》。

5.2.10屬科技項目類采油工程方案設計評審及驗收執行QG/HBYT017-2008《科技項目管理程序》。6相關文件

6.1QG/HBYT 017-2008科技項目管理程序

6.2QG/HBYT 054-2008產能地面工程建設組織運行管理程序 7記錄 7.1評審意見

（鉆采工程部設置、使用并保存，保存期3年）7.2會議紀要

（鉆采工程部設置、使用并保存，保存期5年）

編寫部門：鉆采工程部 編 寫 人：劉戰營審 核 人：胡書寶 審 批 人：蘇俊

第三篇：《采油工程方案設計》課程模擬試題

《采油工程方案設計》課程模擬試題

一、名詞解釋

1、油氣層損害：入井流體與儲層及其流體不配伍時造成近井地帶油層滲透率下降的現象。

2、速敏：流體與儲層巖石和流體在無任何物理化學作用的條件下，由于流體的流動引起的地層滲透率下降的現象。

3、裸眼完井方法：生產段油層完全裸露的完井方法。

4、吸水剖面：在一定注水壓力下，各吸水層段的吸水量的分布。

5、采油指數：油井IPR曲線斜率的負倒數。

7、氣舉采油法：從地面注入高壓氣體，利用其膨脹能和降低井筒流體密度的機理將井內原油舉升到地面的采油方法。

8、高能氣體壓裂：利用特定的炸藥在井底爆炸產生高壓高溫氣體，使井筒附近地層產生和保持多條徑向裂縫，從而達到油水井增產增注目的工藝措施。

9、酸壓：用酸液作為壓裂液實施不加支撐劑的壓裂。

10、油田動態監測：通過油水井所進行的專門測試與油藏和油水井等的生產動態分析工作。

11、破裂壓力梯度：地層破裂壓力與地層深度的比值。

12、人工膠結砂層防砂法：指從地面向油層擠入液體膠結劑及增孔劑，然后使膠結劑固化，在油氣層層面附近形成具有一定膠結強度及滲透性的膠結砂層，達到防砂目的方法。

13、稠油：地層條件下粘度大于50mPa.s或地面脫氣情況下粘度大于100mPa.s的原油。

14、財務凈現值：項目在計算期內各年凈現金流量按設定折現率(或規定的基準收益率)貼現的現值之和。

15、單位采油（氣）成本：指油氣田開發投產后，年總采油(氣)獎金投入量與年采油(氣)量的比值。表示生產1t原油(或1m3天然氣)所消耗的費用。

16．吸水指數：單位注水壓差下的日注水量。

17．流動效率：指該井理想生產壓差與實際生產壓差之比。

18．蠟的初始結晶溫度：隨著溫度的降低，原油中溶解的蠟開始析出時的溫度。

19．壓裂液：壓裂施工過程中所用的液體的總稱。

20．負壓射孔完井方法：射孔時造成井底壓力低于油藏壓力的射孔完井方法。

21．化學防砂：是以各種材料(如水泥漿，酚醛樹脂等)為膠結劑，以輕質油為增孔劑，以硬質顆粒為支撐劑，按一定比例攪拌均勻后，擠入套管外地層中，凝固后形成具有一定強度和滲透性的人工井壁，阻止地層出砂的工藝方法。

22.面容比：酸巖反應表面積與酸體積之比。

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23.蒸汽吞吐采油：向采油井注入一定量的蒸汽，關井浸泡一段時間后開井生產，當采油量下降到不經濟時，現重復上述作業的采油方式。

24.有桿泵泵效：抽油機井的實際產量與抽油泵理論排量的比值。

25．投資回收期：以項目凈收益抵償全部投資(包括固定投資和流動獎金)所需要的時間。

26．水敏：油氣層遇淡水后滲透率降低的現象。

27．應力敏感性：在施加一定的有效壓力時，巖樣物性參數隨應力變化而改變的性質。

28．流入動態：油井產量與井底流壓之間的關系，反映了油藏向該項井供油的能力。

29．自噴采油法：利用油層自身的能量將井底爆炸產生高壓，高溫氣體，使井筒附近地層產生和保持多條徑向裂縫，從而達到油水井產量增注目的工藝措施。

30．人工井壁防砂法：從地面將支護劑和未固化的膠結劑按一定比例拌和均勻，用液體攜至井下擠入油層出砂部位，在套管外形成具有一定強度和滲透性的避面，可阻止油層砂粒流入井內而又不影響油井生產的工藝措施。

31．財務內部收益率：項目在計算期內各所凈現金流量現值累計等于零時的折現率。

32、套管射孔完井方法：鉆穿油層直至設計井架，然后下油層套管底部注水泥固井，最后射孔彈射穿油層套管，水泥環并穿透油層某一深度建立起油流的通道。

二、填空題

1．采油工程系統有兩大部分組成，一是油藏，二是人工建造系統。

2．油藏地質研究是對開發對象油藏的認識和描述。

3．按防砂機理及工藝條件，防砂方法可分為(1)機械防砂，(2)化學防砂，(3)砂拱防砂和(4)焦化防砂等。

4．油氣層敏感性評價實驗有(1)速敏，(2)水敏，(3)鹽敏，(4)堿敏，(5)酸敏，(6)應力敏評價實驗。

5．目前常用的完井方式有(1)射孔完井，(2)裸眼完井，(3)豁縫襯管完井，(4)礫石充填完井等。

6．注水井投轉注前一般需要(1)排液，(2)洗井，(3)試注。

7．電潛泵的特性曲線反映了(1)壓頭，(2)效率，(3)功率，和(4)泵排量之間的關系。

8．常用的油水井解堵方法有(1)酸化解堵，(2)高能氣體壓裂，(3)水力震蕩解堵等。

9．國內外水力壓裂常用的支撐劑分為(1)天然支撐劑和(2)人造支撐劑兩大類。

10．稠油注蒸汽開采主要包括(1)蒸汽吞吐和(2)蒸汽驅兩種方法。

11．酸化過程中常用的酸液添加劑有(1)緩蝕劑，(2)鐵離子穩定劑，(3)助排劑，(4)破乳劑等類型。

12．人工舉升采油方式主要包括(1)氣舉采油。(2)常規有桿泵采油，(3)地面驅動螺桿泵采油和(4)電動潛油泵采油等。

13．影響油層出砂的因素很多，主要分為(1)地質因素和(2)開發因素兩大類。

14．采油工程方案設計中油田地質基礎資料主要包括(1)地質構造特征(2)地層劃分及巖性特征，(3)儲層特征和(4)油藏類型及油，氣，水分布等。

15．鉆開油氣層過程中可能導致油氣層傷害的原因包括(1)鉆井液與儲層不配伍，(2)壓差控制不當。(3)浸泡時間過長等。

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16．砂巖膠結方式可分為(1)基質膠結，(2)接觸膠結，(3)充填膠結，(4)溶解膠結。

17．碳酸鹽巖酸化工藝分為(1)酸洗，(2)酸化，(3)酸壓三種類型。

18．砂巖地層射孔完井參數設計主要設計(1)孔深，孔密。(2)相位角。(3)孔徑。(4)射孔格式等參數。

19．注水井投轉注前一般需要(1)排液，(2)洗井，(3)試注。

20．抽油機井生產動態模擬器模擬的是(1)油層，(2)井筒，(3)機，桿，泵所組成的常規有桿泵生產系統。

21．稠油出砂冷采最主要的兩個開采機理是(1)形成”蚯蚓洞”，提高油層滲透率，(2)形成泡沫油，給原油提供內部能量。

22．水力壓裂常用支撐劑的物理性質主要包括(1)粒徑范圍，(2)圓度。(3)球度，(4)酸溶解度等。

23．采油指數是一個綜合反映(1)油層性質，(2)厚度，(3)流體參數，(4)完井條件以及(5)泄油面積等與產量間關系的綜合指標。

24．注水過程中可能導致油氣層傷害的原因包括(1)注入水水質不合格，(2)注水強度不當等。

25．常用的射孔液有(1)無固相清潔鹽水射孔液，(2)聚合物射孔液，(3)油基射孔液，(4)酸基射孔液，(5)乳化液射孔液等。

26．影響油井結蠟的主要因素有(1)原油性質與含蠟量，(2)溫度，(3)壓力，(4)原油中膠質和瀝青質，(5)原油中機械雜質和水，(6)流速和管壁特性，(7)舉升方式等。

27．油田開發過程中電化學腐蝕常用(1)陰極保護等方法防腐，化學腐蝕多采用(2)化學防腐方法防腐，而細菌腐蝕常用的防腐方法是(3)殺菌。

28、目前常用的出砂預測方法有（10）現場觀察法、（11）經驗法、（12）數值計算法、和（13）實驗室模擬法等四類方法。P292

29、地應力測量技術從原理上可分為（34）直接測量、和（35）間接測量兩大類。P16

30、油田開發總體建設方案包括（1）油藏地質研究、（2）油藏工程研究、（3）鉆井工程設計、（4）采油工程設計、（5）地面工程設計、（6）總體經濟評價、和（7）總體方案決策與制訂等七個萬面。

31、油田開發全過程中保護油氣層措施的關鍵是（10）優選入井介質、和（11）優化作業工藝。P10

32、抽油井生產動態模擬器模擬的是(16)油層，(17)井筒，(18)機，桿，泵所組成的常規有桿泵生產系統。

33、電潛泵的特性曲線反映了(22)壓頭，(23)效率，(24)功率，和(25)泵排量之間的關系。

三、是非判斷題

1．碳酸鈣垢常用飽和指數進行預測，當碳酸鈣飽和度指數大于0時可能產生碳酸鈣垢。（√）

2．電偶腐蝕和電化學腐蝕常用陰極保護或犧牲陽極等方法進行防腐。（√）

3．水力壓裂裂縫總是平行于地層最小水平主應力方向。（×）

4．低滲透油藏的整體壓裂改造方案設計與單井水力壓裂一樣，以提高單井產量或注入量為目標。（×）5．稠油一般是指在地面條件下粘度大于50mpa.s的原油。（×）

6．油井含水越高，其產液量越高，攜砂能力越強，有利于稠油出砂冷采的效果。（×）7．酸壓是以酸液為壓裂液不加支撐劑的壓裂。（√）

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8．國內外生產實踐表明組合模量指數越大，地層越容易出砂。

（×）

9．通過油田生產動態監測資料可以分析油水井生產設備的工作狀況和油藏流體的運動規律。（√）10．原油中的膠質和瀝青質存在有減緩結蠟的作用。（×）

11．從油井井口到油氣計量與分離設備的地面集輸與儲存系統屬于采油工程系統研究范圍。（√）

12．地應力的研究只對采油工程方案中的水力壓裂油層改造方案設計有作用。（×）

13．最大水平應力方向是射孔的最佳方位。（√）

14．天然裂縫面與地層最大主應力方向平行。（√）

15．完井方式的選擇主要與油藏地質和油藏工程條件有關，采油工程技術措施設計主要是適應完井方式選擇的需要。（×）

16．短曲率半徑水平井基本上采用裸眼完井方式。（√）

17．射孔負壓設計時要盡可能的降低射孔時井底流體的壓力。（×）

18．注水溫度影響原油粘度，因而影響油田開發效果。（√）

19．抽油機井生產系統是由抽油機、稠油桿、抽油泵所組成的生產系統。

（×）

20．水力射流泵的泵效是容積效率。（×）

21．從油井井口到油氣計量與分離設備的地面集輸與儲存系統屬于采油工程系統研究范圍。（√）

22．電偶腐蝕和電化學腐蝕常用陰極保護或犧牲陽極等方法進行防腐。（√）

23．最大水平應力方向是射孔的最佳方位。（√）

24．低滲透油藏的整體壓裂改造方案設計與單井水力壓裂一樣，以提高單井產量或注入量為目標。(×）

25．完井方式的選擇主要與油藏地質和油藏工程條件有關，采油工程技術措施設計主要是適應完井方式選擇的需要。（×）

26．油井含水越高，其產液量越高，攜砂能力越強，有利于稠油出砂冷采的效果。（×）

27．射孔負壓設計時要盡可能的降低射孔時井底流體的壓力。（×）

28．國內外生產實踐表明組合模量指數越大，地層越容易出砂。（×）

29．抽油機井生產系統是由抽油機、稠油桿、抽油泵所組成的生產系統。

（×）

30．原油中的膠質和瀝青質存在有減緩結蠟的作用。（×）

四、選擇題

1．油層受到傷害后，其評價指標描述正確的有(B產率比。C堵塞比>1)。

2．孔隙性油藏堵水時堵劑的用量取決于(A處理半徑。C堵水層厚度。D堵水層孔隙度)。

3．壓裂液的評價與優選必須考慮（）等因素。(A油藏巖性。B油藏溫度。壓力。C支撐劑的性質。D壓力工藝技術)。

4．為保證壓裂效果下面關于支撐劑的物理性質指標描述正確的有(C陶粒的酸溶解度應小于5%。D陶粒的圓球度均要大于0.8)。

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5．注蒸汽熱采井常用的舉升方式是(B常規油桿泵采油)。

6．稠油出砂冷采能夠適用的條件有(B油層厚度>=3m。

C滲透率>=500×10-3μm)。

7．下面描述正確的有(A面容比越大，酸巖反應速度越快，酸化效果差。C鹽酸濃度越高，越有利于酸化。D地面壓力對酸巖反應影響不大)。

8．防砂方式優選必須考慮（）等因素。(A油層物性。B產能損失。C完井類型。D完井井段長度)。

9．關于深度調剖和封堵施工壓力的描述，下列說法正確的有(A施工壓力應小于地層的破裂壓力。C施工壓力應小于非調節器堵層的啟動注入壓力。)

10．關于油井防蠟的描述，下列說法正確的有(B改變井筒蠟沉積的表面性質，使其表面親油憎水。

D采用井下節流裝置，使得生產流體中的氣體脫出膨脹，以提高流體的流動速度。)

11．在油田開發過程中系統保護油層的工作主要是(B優選入井流體。C優化工程設計實施工藝。)。

12．巖石的膠結強度與其膠結方式有關，其中(C充填膠結)膠結方式的膠結強度最小。

13．水平井可按曲率半徑進行分類，其中曲率半徑為100m的水平井為(B中曲率半徑)水平井。

14．注水井吸水能力的預測可采用(A根據油藏數據模擬結果分析。B利用試注指示曲線確定。C利用滲流力學公式計算。D利用水井擠注措施資料估算)方法。

15．油井的完善性可用流動效率FE和表皮系數S來表示，FE和S之間存在相關性，下面描述是(A、S>0 FE<1。

C、S<0 FE>1)正確的。

16．油井的采油指數是一個反映油層性質、油層厚度、流體物性參數、完井條件及油層泄油面積等與(D產量)間關系的綜合指標。

17．注水開發油田對注入水水質的基本要求有(A配伍性好。C懸浮物含量符合標準。D腐蝕性小)。

18．下列哪些因素是完井方式選擇需要考慮的因素(A人工舉升方式。B層間差異。C井身軌跡。D原油性質。)

19．射孔孔眼方位平行于射孔井段的最大應力方向，則(B流動效應高。D破裂壓力低)。

20．在采油過程中，可能造成油層傷害的原因有(A生產速度過大引起油層的微粒運移。C井底流壓過低，引起原油脫氣和地層應力敏感。)。

21．孔隙性油藏堵水時堵劑的用量取決于(A處理半徑。C堵水層厚度。D堵水層孔隙度)。

22．注蒸汽熱采井常用的舉升方式是(B常規油桿泵采油)。

23．油井的完善性可用流動效率FE和表皮系數S來表示，FE和S之間存在相關性，下面描述是(A、S>0 FE<1。

C、S<0 FE>1)正確的。

24．壓裂液的評價與優選必須考慮(A油藏巖性。B油藏溫度、壓力。C支撐劑的性質。D壓力工藝技術)。等因素。

25．注水開發油田對注入水水質的基本要求有(A配伍性好。C懸浮物含量符合標準。D腐蝕性小)。

26．下面描述正確的有(A面容比越大，酸巖反應速度越快，酸化效果差。C鹽酸濃度越高，越有利于酸化。D地面壓力對酸巖反應影響不大)。

27．射孔孔眼方位平行于射孔井段的最大應力方向，則(B流動效應高。D破裂壓力低)。28．防砂方式優選必須考慮(A油層物性。B產能損失。C完井類型。D完井井段長度)等因素。

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五、簡答題

1．簡述采油工程方案設計的基本原則。

答(1)設計方法必須有較強的科學性。(2)方案涉及內容必須全面。(3)必須滿足油藏工程和地面工程的要求。(4)加強敏感性研究，進行多方案優化。(5)方案的實施必須具有較好的可操作性。(6)堅持“少投入，多產出”的經濟原則。

2．簡述油氣田開發過程中油氣層傷害的主要機理并舉例。

答(1)外來流體與儲層巖石礦物有配造成的傷害，如注水過程中的粘士膨脹。(2)外來流體與儲層流體不配伍造成的傷害，如酸化過程中的化學反應沉淀。(3)毛細管現象造成的傷害，如油井作業過程濾液的入侵。(4)固相顆粒堵塞引起的傷害，如注入水中固體顆粒造成的地層堵塞。

3．簡述完井工程方案設計的主要內容。

答(1)在油藏地質研究的基礎上，根據油田開發與采油工程要求選擇完井方式，并提出鉆開油層的要求。(2)考慮油田開發全過程油井產能的變化及所在采取工藝，應用節點分析方法，確定油管尺寸和舉升方式并進行生產套管尺寸選擇及強度設計。(3)從鉆井和采油工程出發確定套管及井身結構，并提出固井要求。(4)選擇完井方式的技術方案(如射孔完井的射孔參數優選射孔方式及工藝設計，礫石充填完井充填方式，礫石直徑選擇及工藝參數設計等)。

4．簡述采油工程方案中注水井吸水能力的預測方法。

答(1)根據油藏工程數值模擬結果，它可得到不同開發階段注水井在非外部因素(儲層損害，增注措施)影響下吸水能力的變化。(2)利用試注的指示曲線確定吸水能力。它只能給出試注期間有吸水能力。(3)利用滲流力學的簡化方法近似地預測吸水能力。(4)通過油井試采期間的擠注措施(酸化，壓裂等)資料加以處理來估計吸水能力。

5．簡述低滲透油藏整體壓裂設計的基本思路。

答(1)低滲透油藏整體壓裂設計是以油藏—人工水力壓裂裂縫—油水井所組成的系統為研究對象，以獲取最大的油藏開發凈現值或原油采收率為目標，其設計思想是將具有不同縫長與裂縫方位的人工水力裂縫設置于低滲透油藏中，運用現代油藏數值模擬技術和經濟模型，預測油藏在不同井網和開發時期的產油量，注水量，采收率及其經濟效果，應用水力壓裂模型和壓裂經濟評價模型優化壓裂工藝參數和計算其成本，并根據技術經濟綜合評價結果優化裂縫參數和方位，以實現油田開發的高水平，高效益。

6．簡述稠油注蒸汽開采機理。

答(1)降粘作用。(2)熱膨脹作用。(3)巖石滲流物性改變的作用。(4)蒸汽的蒸餾作用。(5)蒸汽對礦物及孔隙結構的影響。(6)蒸汽使自滲吸作用加強。

7．簡述油田開發總體建設方案中采油工程方案設計的作用。

答(1)實現油田開發指標和原油生產計劃的工程技術保證。(2)評價油藏工程方案的適應性和可操作性。(3)結合地面工程設計與建設方案，銜接油藏工程及地面工程，起到承上啟下的作用。(4)是油田開發總體建設方案的重要組成部分和總體方案實施核心。

8．簡述油田注水過程中對注水水質的基本要求。

答(1)水質穩定，與油層流體相混不產生沉淀。(2)水注入地層后不使粘士礦物產生水化膨脹或剝離運移。(3)懸浮物符合水質標準要求，以防堵塞注水井滲濾面及滲流孔道。(4)對注水管網和設施腐蝕性小。

9．簡述油田生產的動態監測的作用。

答(1)了解油田開發過程中油，氣，水等各相流體在油藏中的分布及其運動規律。(2)掌握油藏和油，水井的生產動態及其設備工況。(3)評價工程技術措施的質量與效果。

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10．試分析影響酸巖復相反應速度的因素。

答：酸液或巖石類型不同，油層溫度與壓力不同，巖石的物理化學性質不同都能影響。（1）碳酸鹽巖裂縫性油藏的非均質性，導致酸液在地層的流動狀態變得復雜，酸巖反應速度性，溫度，壓力升高促使反應速度更快。（2）泡沫酸能降低酸巖反應速度。（3）乳化酸在高溫高壓條件下，有良好的緩速性能。

11．簡述采油工程方案設計的基本要求。

答(1)充分應用油藏地質研究和油藏工程提供的基本資料，以之作為主要的設計依據。(2)重點論證本油田(設計對象)開發的主要問題，基本工藝和關鍵技術。(3)結合油藏特點開展必要的室內和現場工藝實驗，并充分借鑒同類油田的經驗。(4)采用先進的理論和設計方法，進行科學論證和方案的優選。(5)編制的方案應具有科學性，完整性，適用性，可操作性和經濟性。

12．簡述采油工藝方案設計的主要內容。

答(1)依據地質研究，油藏工程研究，油井生產條件分析等結果確定采油方式選擇原則和要求，準備采油方式選擇所需要的基礎資料。(2)油藏或區塊油井產能預測與分析預測油田不同開發階段各類油井的產液或產油指數及各類油井產能隨時空的變化規律。(3)油井生產動態模擬 a。根據地面生產和油藏地質條件及各種采油方式的適用范圍，初步確定可供選用的采油方式。B。根據初選結果，建立各種采油方式的油井生產動態模擬器，主要包括自噴，常規有桿泵，潛油電泵，水力活塞泵，氣舉等采油井生產動態模擬器。C。應用油井生產動態模擬器計算區塊或油井采用不同采油方式，在保持一定油藏壓力水平，不同采液指數和不同含水階段的最大產量圖版及工況指標。D。預測不同采油方式下的油井最大產量。(4)采油方式綜合評價與決策，在應用油井生產動態模擬器確定出不同采油方式在不同含水階段的生產技術指標的基礎上，綜合考慮經濟，管理和生產條件等因素后，對不同采油方式作出評價與決策。(5)采油工藝方案的編制，根據采油方式綜合評價與決策的結晶，選定各類油井應用的采油方式，確定其工藝參數和設備類型，規格，數量與性能，設計配套的管柱結構，進行強度校核，編制采油工藝方案，提出采油方式選擇結論及實施建議，并從技術和經濟兩個方面對油藏工程方案提出修正或選擇等反饋建議。

13．簡述射孔完井工藝參數的設計步驟。

答(1)建立各種儲層和產層流體條件下射孔完井產能關系數學模型，獲得各種條件下射孔產能比定量關系，(2)收集本地區，鄰井和設計井有關資料和數據，用以修正模型和優化設計，(3)調配射孔槍，彈型號和性能測試數據，(4)校正各種彈的井下穿深和孔徑。(5)計算各種彈壓實損害系數。(6)計算設計井的鉆井損害參數。(7)計算和比較各種可能參數配合下的產能比，產量，表皮系數和套管抗擠毀能力降低系數，優選出最佳的射孔參數配合。(8)預測設計方案下的產量，表皮系數等。

15、簡述采油工藝方案設計的主要內容。

答：采油工藝方案設計的主要內容包括：完井工程設計、注水工程設計、采油方式優選、油層改造、配套工藝設計及動態監測等組成采油工程方案的主體。P2

16、簡述稠油注蒸汽開采機理。

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答：稠油注蒸汽開采包括蒸汽吞吐和蒸汽驅兩種方法，能過大量的熱量帶入地層，從而降低原油粘度，提高原油的流動能力，改善開采效果。1）降粘作用：可增加油層的溫度，改變地層原油的物性，降低地層粘度。2）熱膨脹作用；3）巖石滲流物性改變作用；4）蒸汽的蒸餾作用；5）蒸汽對礦物及孔隙結構的影響；6）蒸汽使自吸作用加強。P243-244

17、簡述油氣田開發過程中油氣層傷害的主要機理并舉例。

答(1)外來流體與儲層巖石礦物有配造成的傷害，如注水過程中的粘士膨脹。(2)外來流體與儲層流體不配伍造成的傷害，如酸化過程中的化學反應沉淀。(3)毛細管現象造成的傷害，如油井作業過程濾液的入侵。(4)固相顆粒堵塞引起的傷害，如注入水中固體顆粒造成的地層堵塞。

18、簡述稠油注蒸汽開采機理。

答(1)降粘作用。(2)熱膨脹作用。(3)巖石滲流物性改變的作用。(4)蒸汽的蒸餾作用。(5)蒸汽對礦物及孔隙結構的影響。(6)蒸汽使自滲吸作用加強。

19、簡過影響油井結蠟的主要因素（試分析影響油井結蠟的主要因素）

答(1)原油的性質及含蠟量。油井結蠟的內在因素是因為原油中溶解有石蠟，在其它條件相同的前提下，原油中含蠟量越高，油井就越容易結蠟。另外，油井的結蠟與原油組分也有一定的關系，原油中所含輕質餾分越多，則蠟的初始結晶溫度就越低，保持溶解狀態的蠟就越多，即蠟不易出。實驗證明，在同一含蠟量的原油中，含輕質成分少的原油，其中的蠟更容易析出。(2)原油中的膠質，瀝青質。實驗表明，隨著膠質含量的增加，蠟的初始結晶溫度降低，這是因為，膠質為表面活性物質，它可以吸附于石蠟結晶的表面，阻止結晶體的長大。瀝青質是膠質的進一步聚合物，它不溶于油，而是以極小的顆粒分散于油中，可成為石蠟結晶的中心，對石蠟結晶起到良好的分散作用。根據觀察，由于膠質，瀝青質的存在，使蠟晶分散得均勻而致密，且與膠質結合的緊密，但有膠質，瀝青質存在時，在壁管上沉積的蠟的強度將明顯增加，而不易被油流沖走，因此原油中的膠質，瀝青質對防蠟和清蠟既有有利的一面，也有不利的一面。(3)壓力和溶解氣。在壓力高于飽和壓力的條件下，壓力降低時，原油不會脫氣，蠟的初始結晶溫度隨壓力的降低而降低，在壓力低于飽和壓力的條件下，由于壓力降低時原油中的氣體不斷脫出，氣體分離與膨脹均使原油溫度降低，降低了原油對蠟的溶解能力，因而使蠟的初始溫度升高。在采油過程中，原油從油層向地面流動，壓力不斷降低，在井筒中，由于油流與井筒及地層間的熱交換，油流溫度也降低，當壓力降低到飽和壓力時，使有氣體脫出。降低了原油對蠟的溶解能力，使初始結晶溫度提高，同時氣體的膨脹，發生吸熱過程，也促使油流溫度降低，從而加重了蠟晶的析出和沉積。(4)原油中的水和機械雜質。原油中的水和機械雜質對蠟的初始結晶溫度影響不大。但是原油中的細小砂粒及機械雜質將成為石蠟析出的結晶核心，而促使石蠟結晶的析出，加劇了結蠟過程。油井含水量增加，結蠟程度有所減輕其原因包括：一是水的比熱大于油，故含水后可減少液流溫度的降低，二是含水量增加后易在管壁形成連續水膜，不利于蠟沉積于管壁。(5)液流速度，管理粗糙度及表面性質。油井生產實踐證明，高產井結蠟情況沒有低產井嚴重，這是因為在通常情況下，高產井的壓力高，脫氣少，蠟的初始結晶溫度低，同時液流速度大，井筒流體流動過程中熱損失小，從而使液流在井筒內保持較高的溫度，蠟不易析出，另一方面由于液流速高，對管壁的沖刷能力強，蠟不易沉積在管壁上。但是隨著流速的增大，單位時間內通過管道某位置的蠟量增加，加劇了結蠟過程，因此，液流速度對結蠟的影響有正反兩個方面的作用。管材不同，結蠟量也不同，顯然管壁越光滑，蠟越不容易沉積，根據有關表面性質對結蠟影響的研究，管壁表面的潤濕性對結蠟有明顯影響，表面親水性越強越不易結蠟。

20、簡述負壓射孔完井的負壓值設計要求。

答：負壓使孔眼的破碎壓實帶的細小顆粒沖刷出來，使井眼清潔，滿足這個要求的負壓稱為最小負壓，該值不能超過某個值以免造成地層出砂、垮塌、套管擠毀或封隔器失效等問題，對應的這個臨界值稱為最大負壓。因此合理射孔負壓值的選擇應當是即高于最小負壓值又不能超過最大負壓值。負壓設計分為經驗方法和理論方法兩種。P95-96

四、論述題（共25分）

1.試分析影響油井結蠟的主要因素。（5分）

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答(1)原油的性質及含蠟量。油井結蠟的內在因素是因為原油中溶解有石蠟，在其它條件相同的前提下，原油中含蠟量越高，油井就越容易結蠟。另外，油井的結蠟與原油組分也有一定的關系，原油中所含輕質餾分越多，則蠟的初始結晶溫度就越低，保持溶解狀態的蠟就越多，即蠟不易出。實驗證明，在同一含蠟量的原油中，含輕質成分少的原油，其中的蠟更容易析出。(2)原油中的膠質，瀝青質。

實驗表明，隨著膠質含量的增加，蠟的初始結晶溫度降低，這是因為，膠質為表面活性物質，它可以吸附于石蠟結晶的表面，阻止結晶體的長大。瀝青質是膠質的進一步聚合物，它不溶于油，而是以極小的顆粒分散于油中，可成為石蠟結晶的中心，對石蠟結晶起到良好的分散作用。根據觀察，由于膠質，瀝青質的存在，使蠟晶分散得均勻而致密，且與膠質結合的緊密，但有膠質，瀝青質存在時，在壁管上沉積的蠟的強度將明顯增加，而不易被油流沖走，因此原油中的膠質，瀝青質對防蠟和清蠟既有有利的一面，也有不利的一面。(3)壓力和溶解氣。在壓力高于飽和壓力的條件下，壓力降低時，原油不會脫氣，蠟的初始結晶溫度隨壓力的降低而降低，在壓力低于飽和壓力的條件下，由于壓力降低時原油中的氣體不斷脫出，氣體分離與膨脹均使原油溫度降低，降低了原油對蠟的溶解能力，因而使蠟的初始溫度升高。在采油過程中，原油從油層向地面流動，壓力不斷降低，在井筒中，由于油流與井筒及地層間的熱交換，油流溫度也降低，當壓力降低到飽和壓力時，使有氣體脫出。降低了原油對蠟的溶解能力，使初始結晶溫度提高，同時氣體的膨脹，發生吸熱過程，也促使油流溫度降低，從而加重了蠟晶的析出和沉積。(4)原油中的水和機械雜質。原油中的水和機械雜質對蠟的初始結晶溫度影響不大。但是原油中的細小砂粒及機械雜質將成為石蠟析出的結晶核心，而促使石蠟結晶的析出，加劇了結蠟過程。油井含水量增加，結蠟程度有所減輕其原因包括：一是水的比熱大于油，故含水后可減少液流溫度的降低，二是含水量增加后易在管壁形成連續水膜，不利于蠟沉積于管壁。(5)液流速度，管理粗糙度及表面性質。油井生產實踐證明，高產井結蠟情況沒有低產井嚴重，這是因為在通常情況下，高產井的壓力高，脫氣少，蠟的初始結晶溫度低，同時液流速度大，井筒流體流動過程中熱損失小，從而使液流在井筒內保持較高的溫度，蠟不易析出，另一方面由于液流速高，對管壁的沖刷能力強，蠟不易沉積在管壁上。但是隨著流速的增大，單位時間內通過管道某位置的蠟量增加，加劇了結蠟過程，因此，液流速度對結蠟的影響有正反兩個方面的作用。管材不同，結蠟量也不同，顯然管壁越光滑，蠟越不容易沉積，根據有關表面性質對結蠟影響的研究，管壁表面的潤濕性對結蠟有明顯影響，表面親水性越強越不易結蠟。

2．結合油田生產實際，試寫出采油工程方案框架中所涉及的某一單項工程技術的工藝設計步驟。（10分）

答:注水工程方案設計步驟:

1.油田注水開發可行性分析:從油藏地質特征分析和巖石表面潤濕性試驗兩個方面提出注水可行性報告.油藏地質特征組份包括兩個方面(1)合理油藏壓力水平,盡量利用天然能量,提高經濟效益.(2)從能量平衡出發,評價經濟上是否合算.儲層表面潤濕性分析:應用有代表性的巖心進行潤濕性實驗研究.親油潤濕適于注氣而不適于,親水潤濕既可注水又可注氣,新近的研究表明,對注水開發油田巖石親水表面好于親油表面,中間潤濕較強親水好.2.注水量預測:注入量預測公式:

全油田平注水量:

根據以上方法可以預測全油田不同含水期的注水量.3.吸水能力預測:可采用以下幾種方法(1).根據油藏工程數值摸擬結果,它可得到不同開發階段注水井在非外部因素(儲層損害,增注措施)影響下的吸水能力的變化,(2).利用試注的指示曲線確定吸水能力.(3)利用滲流力學的簡化方法近似地預測吸水能力.(4)通過油井試采期間的擠注措施(酸化,壓裂)資料加以處理來估計吸水能力.4.注水壓力預測.(1)應用試采期間的試數據,利用不同時期吸水指數和預測注水量來求出注水壓力,并分析確定油藏不同類型注水井的注入壓力.(2)利用試油,試采取得的采油指數估算吸水指數,用井口注水壓力= 的公式預測注水壓力,并分析確定油藏不同類型注水井的注入壓力.(3)借用類似油藏的吸水指數或用經驗系數估計吸水指數,按上式預測注水壓力.5.注水溫度設計.根據注水井井底溫度應高于原析蠟溫度或凝固點溫度的原則確定最低注水溫度.6.注入水質及質量要求.(1)注入水質評定.(2)注入水質的質量要求,包括懸浮物顆粒直經的確定,懸浮固體含量的確定,油量指標,腐蝕速度的確定,腐生菌含量的確定,硫酸鹽還原菌數量的確定,溶解氧含量的確定,水中游離CO2的確定含鐵量的確定.(3)對特殊油藏,注入介質中加化學劑.(4)注水水源條件分析包括評價注水水源,注水水質推薦指標.中原油田一般采用采出水經過處理.9 / 11

3．論述低滲透油藏整體壓裂改造工程方案設計的基本內容。（5分）

答(1)壓前油藏綜合評價。這項工作是整體壓裂方案設計研究的基礎。通過對油藏地質，就地應力場，開發與完井條件的綜合分析研究。為方案設計提供必需的油藏背景材料，采集并確認可靠的設計參數，為制定方案做好準備，列出不同參數組合的數組，使其能夠覆蓋油藏的整體特征。(2)壓裂材料的評價優選。壓裂液和支撐劑是壓裂需要的兩項基本材料。對它們評價優選的需要是：必須與油藏地質條件和流體性質相匹配，最大限度地減少對儲層和水力裂縫的傷害，必須滿足壓裂工藝要求，必須獲得最大的壓裂開發效果與效益。(3)整體壓裂方案的優化設計。依據上述兩項研究結果，進行油藏整體壓裂方案的設計工作。將具有一定支撐縫長，導流能力與方位的水力裂縫置予給定的油藏地質條件和開發井網(井網形式，井距，井數與布井方位)之中，借助水力裂縫，油藏和經濟模型，使它們過到最佳的優化組合，并提出經努力可以實現的工藝措施，以保證油藏經整體壓裂之后能夠獲得最大的開發和經濟效益，對開發井網的優化結果要反饋給油藏工程方案和油田開發方案。(4)水力裂縫診斷。水力裂縫診斷旨在使用多種測試技術確認方案實施后實際產生的裂縫的幾何尺寸，導流能力與裂縫延伸方案設計的符合程度，目的是為評價壓裂效益，提高完善方案設計提供依據，需要注意，至今裂縫診斷技術雖有多種方法，但無一被公認為是最可靠的，因此，這項工作需要在同一井層上，為同一目的進行不同的測試，經比較分析，確認它們的一致性與可信度。(5)壓后評估。壓后評估檢驗，分析方案實施后實際的效益與方案設計預計結果的符合程度。因此，應研究如何以更少的投入換取同一效果，或如何以同一投入換取更大的效益。如果方案設計與實際結果相差較大，則必須再從油藏綜合評價出發，逐段逐項地找出癥結所在，并修正完善。總之，這項工作既是油藏整體壓裂的歸結，又是它在新起點的開始。

4.論述采油工程方案設計中儲層敏感性評價實驗的內容及其實驗目的。（10分）

答：儲層敏感性是指儲層對可能造成損害的各種因素的敏感程度。儲層敏感性評價主要是通過巖心流動實驗，考察油氣層巖心與各種外來流體接觸后所發生的各種物理化學作用對巖石性質，主要是對滲透率的影響及其程度。此外，對于與油氣層敏感性密切相關的巖石的某些物理化學性質，還必須通過化學方法進行測定，經便在全面，充分認識油氣層性質的基礎上，優選出與油氣層配伍的工作液，為油氣水井各項工程技術措施的設計和實施提供必要的參數和依據。

油氣層敏感性評價實驗有速敏，水敏，鹽敏，堿敏，酸敏和應力敏評實驗等。

(1)速敏：油氣層的速敏性是指在鉆井，采油，增產作業和注水等作業或生產過程中，流體與地層無任何物理和化學作用的條件下，當流體在油氣層中流動時，引起油氣層中微粒運移并堵塞喉道造成油氣層滲透率下降的現象。

速敏評價的目的：a.找出由于流速作用導致微粒運移從而發生損害的臨界流速，以及找出由于速敏引起的油氣層損害程度;b.為水敏，鹽敏，堿敏和酸敏等實驗確定合理的實驗流速提供依據。C.為確定合理的注采速度提供科學的依據。

(2)水敏：油氣層中的粘士礦物在原始油藏條件下處于一定礦化度的環境中，當淡水進入儲層時，某些粘士礦物就會發生膨脹，分散，運移，從而減小或堵塞地層孔隙和喉道，造成地層滲透率的降低，油氣層的這種遇淡水后滲透率降低的現象稱為水敏。

水敏的實驗的目的是了解粘士礦物遇淡水后的膨脹，分散，運移過程。找出發生水敏的條件及水敏引起的油氣層損害程度，為各類工作液的設計提供依據。

(3)鹽敏：在鉆井，完井及其它作業中，各種工作液具有不同的礦化度，當高于地層水礦化度的工作液濾液進入油氣層后，可能引起粘士的收縮，失穩，脫落，當低于地層水礦化度的工作液濾液進入 油氣屋后，則可能引起粘士的膨脹和分散，這些都將導致油氣層孔隙空間和喉道的縮小及堵塞，引起滲透率的下降從而損害油氣層。鹽敏評價實驗的目的是找出滲透率明顯下降的臨界礦化度，以及由鹽敏引起的油氣層損害程度。

(4)堿敏：地層水pH值一般呈中性或弱堿性，而大多數鉆井液和水泥漿的pH在8~12之間，當高pH什流體進入 油氣層后，促使粘士水化，膨脹，運移或生成沉淀物而造成的地層損害稱為堿敏。堿敏評價實驗的目的是找出堿敏發生的條件，主要是臨界pH值，以及由堿敏引起的油氣層損害程度，為各類工作液的設計提供依據。

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(5)酸敏：油氣層的酸敏性是指油氣層與酸作用后引起的滲透率降低的現象。酸液進入油氣層后，一方面改善油氣層的滲透率，另一方面又與油氣層中的礦物及地層流體反應產生沉淀并堵塞油氣層的孔喉。因此，酸敏評價實驗的本質是研究酸液與油氣層的配伍性，為油氣層基質酸化時確定合理的酸液配方提供依據。

(6)應力敏：考察在施加一定的有效壓力時，巖樣物性參數隨應力變化而改變的性質。它反映了巖石孔隙幾何學及裂縫形態對應力變化的響應。

5．論述采油方式綜合評價與決策的基本模式。（10分）

答(1)采油方式綜合評價與決策系統的概念框架系統目標：在進行各種采油方式對該油田(或區塊)適應性和完成油田開發總體方案中油藏工程設計產量指標的可行性分析的基礎上，選擇技術上可行，經濟上合理的采油方式(組合)，并確定舉升設備，操作參數和預測工況指標。系統范圍：從油藏或區塊的整體范圍出發，針對處于不同開發階段的各類油井可能采取的舉升系統。系統環境(約束條件)：油藏地質特征和油藏工程設計的油田開發指標，油井與地面條件，舉升設備工作參數指標的許用值。系統組成：采油方式綜合評價與決策是油田開發總體方案中采油工程方案的一個子系統，其組成如圖所示：

(2)油井生產系統生產過程動態模擬。建立油井生產系統動態預測模型和確定計算方法，應用節點分析方法預測和分析不同舉升方式的油井生產動態指標。

(3)綜合評價與決策。建立包括經濟，技術和管理等多因素多層次的綜合評價體系和應用模糊評判方法進行綜合評價的決策模型。

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第四篇：采油工程實驗

《采油工程》實驗教學安排

本課程的實驗教學部分要求學員根據在學習過程中學到的新知識，結合自身在實際現場工作中的實踐經驗和體會，撰寫一篇關于采油工程相關的新理論、新技術、新方法、新工藝的報告，要求文字通順、字跡端正，報告的內容涉及采油工程方面的前沿知識和研究方向，字數不少于3000字。

如以下有關采油工程的專題方向都可列為選題參考：油田開發總體建設方案；采油工程方案編制；采油工程方案設計的基礎資料準備；完井工程設計；儲層傷害與保護工藝技術；注水工程方案設計；自噴開采技術及采油方式確定；酸化壓裂優化設計；油井防砂技術；堵水、調剖工藝技術；油管防腐與放垢工藝技術；稠油注蒸汽開采工程設計；采油工程方案經濟評價；采油增產新技術等。格式要求：一律用A4紙手寫，報告封面上應注明年級、專業、層次、姓名、學號、課程名稱。

第五篇：采油工程終極版

一．抽油桿柱設計步驟 1.最輕桿柱方案

除最上面一級，以下各級桿頂斷面的疲勞強度均等于最大許用強度 2.等強度設計方法

PLi?100%

PL1?PL2?......PL應保持較高的數值，以更有效地

使用抽油桿 抽油桿柱設計步驟①首先選定抽油桿的材料,確定抗張強度，并在0.8～1的范圍內確定設計許用最大應力范圍比。

②根據現場實際情況確定最小桿徑，第一級(最下一級)桿徑，取泵深L為桿柱長度

③將桿柱分為小段，計算各小段頂端面的應力范圍比。若最后一小段頂端面的應力范圍比大于設計許用最大應力范圍比，則停止桿柱設計，桿柱為單級桿； 若第一小段頂端面的應力范圍比即大于設計許用最大應力范圍比，說明此桿強度不夠，需換大桿重新設計； 若中間某小段頂端面的應力范圍比大于設計許用最大應力范圍比，且則可內插求得對應頂端面應力范圍比為許用最大應力范圍比的第一級桿長度。④將桿徑增加3mm(我國抽油桿尺寸系列的直徑差)作為第二級桿，若桿徑大于28mm，則停止桿柱設計，說明此組抽汲參數太大，超應力范圍比；否則可取剩余長度為第二級桿。

用（3）計算各小段頂端的應力范圍比，若第二級抽油桿最上面應力范圍比小于許用應力范圍比，且兩級抽油桿頂部應力范圍比接近，則停止桿柱設計，桿柱為兩級桿；

若兩級抽油桿頂部應力范圍比差異過大，則可減小許用最大應力范圍比，重新設計桿柱。

⑤若中間某小段頂端面的應力范圍比大于設計許用最大應力范圍比且則可內插求得對應頂端面應力范圍比為許用最大應力范圍比的第二級桿長度。增加3mm作為第三級桿徑，設計方法同第二級桿柱。

一般最小桿徑取19mm，最大桿徑取=25mm，兩級抽油桿頂端面應力范圍比的最大允許差值為0.05，每段長度一般為50～100 m，深井多采用三級或四級桿柱。

二有桿抽油井生產系統設計有桿抽油系統設計內容

(1)油井流入動態計算；(2)采油設備(機、桿、泵等)選擇；(3)抽汲參數(沖程、沖次、泵徑和下泵深度等)確定(4)工況指標預測。有桿抽油系統設計目標： 經濟、有效地舉升原油。有桿抽油系統設計依據： 油藏供液能力 有桿抽油系統設計理論基礎： 有桿抽油系統設計基礎數據： 油藏供液能力 節點系統分析方法(1)油井和油層數據；(2)流體物性參數；(3)油井生產數據。

定產量有桿抽油井生產系統設計思路：(1)IPR計算(3)溫度場計算(2)Qi-qwfi(4)Pwfi-Pin-0(5)計算 Hf(6)初設桿徑Pt-Pout(7)給定泵徑和初定泵效確定沖程與沖次若不滿足要求重新選擇抽汲參數或換抽油桿(8)泵效分析(9)得多滿足產量的所有組合(10)工況指標計算

三．Vogel 方法

qp2

wf

q?1?0.2?pwf?

利p?0.8???omax

r?pr?

?

用Vogel方程繪制IPR曲線的步驟 已知地層壓力和一個工作點：a.計算

qomax

b.給定不同流壓，計算相應產量：

c.根據給定的流壓及計算的相應產量繪制IPR曲線。

組合型IPR曲線（pr?pb?pwf 時的流入動態）當 時，油藏中全部為單相液體 流動，流入動態公式為：當

pr?pb 時，油藏中全部為單相液

體流動，流入動態公式為：

流壓等于飽和和壓力時的產量qb為

當

pwf?pb時，油藏中為氣液兩相流

動，流入動態公式為：在pwf?pb點上述兩個導數相等即：

將J=代入得

綜合IPR曲線的實質: 按含水率取純油IPR曲線和 水IPR曲線的加權平均值。當已 知測試點計算采液指數時，是 按產量加權平均；當預測產量 或流壓時是按流壓加權平均。