第一篇：采油工程方案设计(综合)
中国石油大学（华东）现代远程教育
《采油工程方案设计》综合复习资料
一、名词解释
1．面容比 2．油气层损害 3．财务内部收益率 4．调整井 5.吸水指数 6．蜡的初始结晶温度 7．有效渗透率 8．化学防砂 9．蒸汽吞吐采油 10．油田动态监测 11.单位采油（气）成本 12．有杆泵泵效
二、填空题
1.砂岩胶结方式可分为
、、、。
2.油气层敏感性评价实验有、、、、和 等评价实验。3．常用的射孔液有、、、和 等。
4．油田常用的清防蜡技术，主要有、、、、和 等六大类。
5.碳酸盐岩酸化工艺分为
、和 三种类型。
6.采油工程方案经济评价指标包括、、、、、和 等。7．采油工程系统有两大部分组成，一是
，二是。
8．按防砂机理及工艺条件，防砂方法可分为
、、和
等。9．油田开发全过程中保护油气层措施的关键是
和
。10．目前常用的完井方式有
、、、等。
11．电潜泵的特性曲线反映了
、、和
之间的关系。
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12．目前常用的出砂预测方法有
、、和
等四类方法。13．酸化过程中常用的酸液添加剂有
、、、等类型。14．人工举升采油方式主要包括
、、和
等。
15．水力压裂常用支撑剂的物理性质主要包括
、、、等。
三、简答题
1.简述采油工艺方案设计的主要内容。2.简述完井工程方案设计的主要内容。3.简述注水井试注中排液的目的。
4.就油气田开发过程中某一油气层损害的实例，说明油气层保护技术的研究路线。5.简述油水井动态监测的定义及其作用。6．简述油井堵水工艺设计的内容。
7.简述低渗透油藏整体压裂设计的概念框架和设计特点。8.简述采油工程方案中完井工程设计的主要内容。
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参考答案
一、名词解释
1.面容比：酸岩反应表面积与酸液体积之比。
2.油气层损害：入井流体与储层及其流体不配伍时造成近井地带油层渗透率下降的现象。3．财务内部收益率：项目在计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率。
4.调整井：油田开发中后期，为了调整井网或者是油水井损坏不能利用，为完善井网重钻的油水井。
5.吸水指数：单位注水压差下的日注水量。
6.蜡的初始结晶温度：随着温度的降低，原油中溶解的蜡开始析出时的温度。
7.有效渗透率：在多孔介质中如果有两种以上的流体同时流动，则该介质对其中某一相的渗透率称之为该相的有效渗透率(或相渗透率)。
8.化学防砂：是以各种材料(如水泥浆、酚醛树脂等)为胶结剂，以轻质油为增孔剂，以硬质颗粒为支撑剂，按一定比例搅拌均匀后，挤入套管外地层中，凝固后形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，阻止地层出砂的工艺方法。
9.蒸汽吞吐采油：向采油井注入一定量的蒸汽，关井浸泡一段时间后开井生产，当采油量下降到不经济时，再重复上述作业的采油方式。
10．油田动态监测：通过油水井所进行的专门测试与油藏和油、水井等的生产动态分析工作。11．单位采油（气）成本：指油气田开发投产后，年总采油（气）资金投入量与年采油（气）量的比值。表示生产1t原油（或1m3天然气）所消耗的费用。12．有杆泵泵效：抽油机井的实际产量与抽油泵理论排量的比值。
二、填空题
1.砂岩胶结方式可分为基质胶结、接触胶结、充填胶结、溶解胶结。
2.油气层敏感性评价实验有速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏和应力敏等评价实验。
3.常用的射孔液有无固相清洁盐水射孔液、聚合物射孔液、油基射孔液、酸基射孔液、乳化液射孔液等。
4.油田常用的清防蜡技术，主要有机械清蜡技术、热力清防蜡技术、表面能防蜡技术、化学药剂清防蜡技术、磁防蜡技术、微生物清防蜡技术 等六大类。5.碳酸盐岩酸化工艺分为酸洗、酸化、酸压三种类型。
6.采油工程方案经济评价指标包括财务内部收益率、投资回收期、财务净现值、财务净现值率、投资利润率、投资利税率和单位采油(气)成本 等
7．采油工程系统有两大部分组成，一是油藏，二是人工建造系统。
8．按防砂机理及工艺条件，防砂方法可分为机械防砂、化学防砂、砂拱防砂和焦化防砂等。9．油田开发全过程中保护油气层措施的关键是优化入井介质 和优化作业工艺。10．目前常用的完井方式有射孔完井、裸眼完井、割缝衬管完井、砾石充填完井等。
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11．电潜泵的特性曲线反映了压头、效率、功率和泵排量之间的关系。
12．目前常用的出砂预测方法有现场观测法、经验法、数值计算法和实验模拟法等四类方法。13．酸化过程中常用的酸液添加剂有缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂、破乳剂等类型。
14．人工举升采油方式主要包括气举采油、常规有杆泵采油、地面驱动螺杆泵采油和电动潜油泵采油等。
15．水力压裂常用支撑剂的物理性质主要包括粒径范围、圆度、球度、酸溶解度等。
三、简答题
1.简述采油工艺方案设计的主要内容。
(1)依据地质研究、油藏工程研究、油井生产条件分析等结果确定采油方式选择原则和要求，准备采油方式选择所需要的基础资料。(2)油藏或区块油井产能预测与分析。(3)油井生产动态模拟及动态指标计算。(4)采油方式综合评价与决策。(5)采油工艺方案的编制。
2.简述完井工程方案设计的主要内容。(1)完井方式选择与钻开油层要求的研究；
(2)基于举升方式优选和油管尺寸设计结果的生产套管尺寸选择及强度设计；(3)确定套管程序及井身结构，并提出固井要求；(4)优化完井方式的技术方案。3.简述注水井试注中排液的目的。
(1)排出钻井，完井过程中产生的不同程度的伤害与堵塞；(2)在井底附近造成适当地低压区，为注水创造有利的条件；(3)可以采出注水井井底附近部分原油，减少地层储量损失。
4.就油气田开发过程中某一油气层损害的实例，说明油气层保护技术的研究路线。
实例略。
5.简述油水井动态监测的定义及其作用。
动态监测：通过油水井所进行的专门测试与油、水井等的生产动态分析工作。
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作用：(1)了解油田开发过程中油气水等各相流体在油藏中的分布及其运动规律；(2)掌握油藏和油水井的生产动态及其设备工况；(3)评价工程技术措施的质量与效果。6.简述油井堵水工艺设计的内容。
(1)油井堵水时机选择：根据油藏数模结果及理论分析，借鉴同类油田的经验，提出防止不正常出水的措施，并确定堵水的合理时机。
(2)堵剂选择与堵水工艺设计：针对油藏地质及开采特点，提出可供选择的堵剂与堵水工艺，以便做好必要的技术准备。
(3)堵水工艺方案设计，提出实施建议。
7.简述低渗透油藏整体压裂设计的概念框架和设计特点。
低渗透油藏整体压裂设计是以油藏——人工水力压裂裂缝——油水井所组成的系统为研究对象，以获取最大的油藏开发净现值或原油采收率为目标。其设计思想是将具有不同缝长与裂缝方位的人工水力裂缝设置于低渗透油藏中，运用现代油藏数值模拟技术和经济模型，预测油藏在不同井网和开发时期的产油量、注水量、采收率及其经济效果；应用水力压裂模型和压裂经济评价模型优化压裂工艺参数和计算其成本；并根据技术经济综合评价结果优化裂缝参数和方位，以实现油田开发的高水平、高效益。
8.简述采油工程方案中完井工程设计的主要内容。
(1)在油藏地质研究的基础上，根据油田开发与采油工程要求选择完井方式，并提出钻开油层的要求。
(2)考虑油田开发全过程油井产能的变化及所要采取的采油工艺，应用节点分析方法，确定油管尺寸和举升方式并进行生产套管尺寸选择及强度设计。
(3)从钻井和采油工程出发确定套管程序及井身结构，并提出固井要求。
(4)选择完井方式的技术方案(如射孔完井的射孔参数优选、射孔方式及工艺设计；砾石充填完井的充填方式，砾石直径选择及工艺参数设计等)。
第二篇：采油工程方案设计管理程序
发行版本：C
采油工程方案设计管理程序修改次数：0
文件编号：QG/HBYT046-2008
页码：1/
51范围
本程序规定了采油工程方案设计全过程管理内容及要求。
本程序适用于公司各油气生产单位及采油工艺研究院。
2术语及定义
本程序采用下列定义。
2.1采油工程规划方案：是指采油工程中、长期及发展规划。
2.2采油工程方案设计：是指采油工艺设计、注水工艺设计和新井试采、试注方案。
2.3开发重点井：是指水平井、分支井及特殊监测井。
3职责
3.1钻采工程部是采油工程方案设计管理程序的归口管理部门，负责采油工程设计策划、评审及技术信息发布。
3.2采油工艺研究院负责编制采油工程发展规划,负责编制新区及新区新井、开发重点井及公司级采油工程方案设计。
3.3油气生产单位负责编制老区新井、老区老井及厂级油水井工艺技术方案设计及评审,并负责组织各种采油工程方案（包括厂级、公司级）的现场实施。
4工作流程图
中国石油华北油田公司2008-07-04发布2008-07-04实施
QG/HBYT 046-2008页码：2/
55管理内容 5.1规划方案设计
5.1.1钻采工程部依据公司对规划方案设计的原则要求，组织编制采油工程发展规划方案设计编写纲要及技术要求，报公司主管领导审批。审批通过后，钻采工程部负责将编写纲要及技术要求，经主管领导审批后送至采油工艺研究院。
5.1.2采油工艺研究院依据编写纲要及技术要求，组织进行技术调研、数据采集、数值模拟、技术分析及评价，在规定的时间内完成编制采油工程发展规划方案设计，经主管领导审批后上报钻采工程部。
5.1.3钻采工程部组织采油工程发展规划方案评审。5.1.3.1评审选取适当时间进行，评审方式采取会议评审；
5.1.3.2评审人员由钻采工程部、各油气生产单位及采油工艺研究院的相关采油工程专业管理人员或技术骨干构成； 5.1.3.3审查意见或会议纪要均可作为评审纪录；
5.1.3.4由公司领导签发的会议纪要或签字的评审意见均可作为评审认可依据。
5.1.4评审通过后，钻采工程部组织将采油工程发展规划报至规划计划处。规划方案执行过程中，在钻采工程部的指导下，采油工艺研究院负责采油工程发展规划方案的完善、修改及调整。
5.1.5 凡列入科技项目类采油工程发展规划的评审执行QG/HBYT017-2008《科技项目管理程序》。5.2采油工程方案设计 5.2.1方案编制
5.1.3.1采油工艺研究院组织编制新区新井、开发重点井及公司级采油工程方案设计，各油气生产单位组织编制其它类采油工程方案设计;5.1.3.2外委类采油工程方案设计需报钻采工程部审批，审批通过后，再选择具有设计资质和相应质量保证能力的单位进行设计，钻采工程部组织评审。5.2.2设计验证
采油工程方案设计验证由设计单位组织、在设计评审之前进行。验证结果经设计单位主管领导审核后做为方案设计评审依据，或做为方案优化设计的论证依据。5.2.3设计评审
5.2.3.1钻采工程部组织开发重点井及公司级采油工程方案的设计评审，各油气生产单位组织其它类采油工程方案的设计评审，属产能建设
类工艺方案评审执行QG/HBYT 054-2008《产能地面工程建设组织运行管理程序》；
5.2.3.2设计评审选取适当阶段进行，厂级评审方式采取会议评审或主管领导审查等形式，公司级评审方式采取会议评审；
5.2.3.3评审人员应包括与设计有关的所有技术人员，必要时应邀请相关专家；
5.2.3.4评审意见或会议纪要均可做为评审记录；
5.2.3.5评审记录须以主管领导审核、签发后方可做为评审认可依据。5.2.4当委托两家或两家以上的单位进行设计对比时，钻采工程部组织设计评审。5.2.5设计调整
5.2.5.1设计的编制阶段至项目试生产交付使用之前，设计单位、建设单位、应用单位均可提出设计调整意见，由建设单位、设计单位、应用单位技术负责人共同确认是否调整；
5.2.5.2设计调整应由原设计人员进行或由原单位委派具备相应资格的人进行；
5.2.5.3设计调整后需经建设单位、设计单位和应用单位负责人确认后执行。
5.2.6采油工程方案设计评审认可后，由设计单位组织向有关油气生产单位进行技术交接。
5.2.7各油气生产单位组织采油工程方案设计现场施工、技术评估及经济评价，并组织编写施工总结或工艺技术总结报告。各油气生产单位主管领导负责厂级工程方案技术总结报告的评审，钻采工程部组织开发重点井及公司级工程方案技术总结报告的评审。
5.2.8各油气生产单位负责编制新井下泵设计通知书，经主管领导审批后上报钻采工程部备案，做为工程结算的依据。
5.2.9属产能建设类采油工程方案设计的评审及验收执行QG/HBYT054-2008《产能地面工程建设组织运行管理程序》。
5.2.10属科技项目类采油工程方案设计评审及验收执行QG/HBYT017-2008《科技项目管理程序》。6相关文件
6.1QG/HBYT 017-2008科技项目管理程序
6.2QG/HBYT 054-2008产能地面工程建设组织运行管理程序 7记录 7.1评审意见
（钻采工程部设置、使用并保存，保存期3年）7.2会议纪要
（钻采工程部设置、使用并保存，保存期5年）
编写部门：钻采工程部 编 写 人：刘战营审 核 人：胡书宝 审 批 人：苏俊
第三篇：《采油工程方案设计》课程模拟试题
《采油工程方案设计》课程模拟试题
一、名词解释
1、油气层损害：入井流体与储层及其流体不配伍时造成近井地带油层渗透率下降的现象。
2、速敏：流体与储层岩石和流体在无任何物理化学作用的条件下，由于流体的流动引起的地层渗透率下降的现象。
3、裸眼完井方法：生产段油层完全裸露的完井方法。
4、吸水剖面：在一定注水压力下，各吸水层段的吸水量的分布。
5、采油指数：油井IPR曲线斜率的负倒数。
7、气举采油法：从地面注入高压气体，利用其膨胀能和降低井筒流体密度的机理将井内原油举升到地面的采油方法。
8、高能气体压裂：利用特定的炸药在井底爆炸产生高压高温气体，使井筒附近地层产生和保持多条径向裂缝，从而达到油水井增产增注目的工艺措施。
9、酸压：用酸液作为压裂液实施不加支撑剂的压裂。
10、油田动态监测：通过油水井所进行的专门测试与油藏和油水井等的生产动态分析工作。
11、破裂压力梯度：地层破裂压力与地层深度的比值。
12、人工胶结砂层防砂法：指从地面向油层挤入液体胶结剂及增孔剂，然后使胶结剂固化，在油气层层面附近形成具有一定胶结强度及渗透性的胶结砂层，达到防砂目的方法。
13、稠油：地层条件下粘度大于50mPa.s或地面脱气情况下粘度大于100mPa.s的原油。
14、财务净现值：项目在计算期内各年净现金流量按设定折现率(或规定的基准收益率)贴现的现值之和。
15、单位采油（气）成本：指油气田开发投产后，年总采油(气)奖金投入量与年采油(气)量的比值。表示生产1t原油(或1m3天然气)所消耗的费用。
16．吸水指数：单位注水压差下的日注水量。
17．流动效率：指该井理想生产压差与实际生产压差之比。
18．蜡的初始结晶温度：随着温度的降低，原油中溶解的蜡开始析出时的温度。
19．压裂液：压裂施工过程中所用的液体的总称。
20．负压射孔完井方法：射孔时造成井底压力低于油藏压力的射孔完井方法。
21．化学防砂：是以各种材料(如水泥浆，酚醛树脂等)为胶结剂，以轻质油为增孔剂，以硬质颗粒为支撑剂，按一定比例搅拌均匀后，挤入套管外地层中，凝固后形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，阻止地层出砂的工艺方法。
22.面容比：酸岩反应表面积与酸体积之比。
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23.蒸汽吞吐采油：向采油井注入一定量的蒸汽，关井浸泡一段时间后开井生产，当采油量下降到不经济时，现重复上述作业的采油方式。
24.有杆泵泵效：抽油机井的实际产量与抽油泵理论排量的比值。
25．投资回收期：以项目净收益抵偿全部投资(包括固定投资和流动奖金)所需要的时间。
26．水敏：油气层遇淡水后渗透率降低的现象。
27．应力敏感性：在施加一定的有效压力时，岩样物性参数随应力变化而改变的性质。
28．流入动态：油井产量与井底流压之间的关系，反映了油藏向该项井供油的能力。
29．自喷采油法：利用油层自身的能量将井底爆炸产生高压，高温气体，使井筒附近地层产生和保持多条径向裂缝，从而达到油水井产量增注目的工艺措施。
30．人工井壁防砂法：从地面将支护剂和未固化的胶结剂按一定比例拌和均匀，用液体携至井下挤入油层出砂部位，在套管外形成具有一定强度和渗透性的避面，可阻止油层砂粒流入井内而又不影响油井生产的工艺措施。
31．财务内部收益率：项目在计算期内各所净现金流量现值累计等于零时的折现率。
32、套管射孔完井方法：钻穿油层直至设计井架，然后下油层套管底部注水泥固井，最后射孔弹射穿油层套管，水泥环并穿透油层某一深度建立起油流的通道。
二、填空题
1．采油工程系统有两大部分组成，一是油藏，二是人工建造系统。
2．油藏地质研究是对开发对象油藏的认识和描述。
3．按防砂机理及工艺条件，防砂方法可分为(1)机械防砂，(2)化学防砂，(3)砂拱防砂和(4)焦化防砂等。
4．油气层敏感性评价实验有(1)速敏，(2)水敏，(3)盐敏，(4)碱敏，(5)酸敏，(6)应力敏评价实验。
5．目前常用的完井方式有(1)射孔完井，(2)裸眼完井，(3)豁缝衬管完井，(4)砾石充填完井等。
6．注水井投转注前一般需要(1)排液，(2)洗井，(3)试注。
7．电潜泵的特性曲线反映了(1)压头，(2)效率，(3)功率，和(4)泵排量之间的关系。
8．常用的油水井解堵方法有(1)酸化解堵，(2)高能气体压裂，(3)水力震荡解堵等。
9．国内外水力压裂常用的支撑剂分为(1)天然支撑剂和(2)人造支撑剂两大类。
10．稠油注蒸汽开采主要包括(1)蒸汽吞吐和(2)蒸汽驱两种方法。
11．酸化过程中常用的酸液添加剂有(1)缓蚀剂，(2)铁离子稳定剂，(3)助排剂，(4)破乳剂等类型。
12．人工举升采油方式主要包括(1)气举采油。(2)常规有杆泵采油，(3)地面驱动螺杆泵采油和(4)电动潜油泵采油等。
13．影响油层出砂的因素很多，主要分为(1)地质因素和(2)开发因素两大类。
14．采油工程方案设计中油田地质基础资料主要包括(1)地质构造特征(2)地层划分及岩性特征，(3)储层特征和(4)油藏类型及油，气，水分布等。
15．钻开油气层过程中可能导致油气层伤害的原因包括(1)钻井液与储层不配伍，(2)压差控制不当。(3)浸泡时间过长等。
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16．砂岩胶结方式可分为(1)基质胶结，(2)接触胶结，(3)充填胶结，(4)溶解胶结。
17．碳酸盐岩酸化工艺分为(1)酸洗，(2)酸化，(3)酸压三种类型。
18．砂岩地层射孔完井参数设计主要设计(1)孔深，孔密。(2)相位角。(3)孔径。(4)射孔格式等参数。
19．注水井投转注前一般需要(1)排液，(2)洗井，(3)试注。
20．抽油机井生产动态模拟器模拟的是(1)油层，(2)井筒，(3)机，杆，泵所组成的常规有杆泵生产系统。
21．稠油出砂冷采最主要的两个开采机理是(1)形成”蚯蚓洞”，提高油层渗透率，(2)形成泡沫油，给原油提供内部能量。
22．水力压裂常用支撑剂的物理性质主要包括(1)粒径范围，(2)圆度。(3)球度，(4)酸溶解度等。
23．采油指数是一个综合反映(1)油层性质，(2)厚度，(3)流体参数，(4)完井条件以及(5)泄油面积等与产量间关系的综合指标。
24．注水过程中可能导致油气层伤害的原因包括(1)注入水水质不合格，(2)注水强度不当等。
25．常用的射孔液有(1)无固相清洁盐水射孔液，(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．影响油井结蜡的主要因素有(1)原油性质与含蜡量，(2)温度，(3)压力，(4)原油中胶质和沥青质，(5)原油中机械杂质和水，(6)流速和管壁特性，(7)举升方式等。
27．油田开发过程中电化学腐蚀常用(1)阴极保护等方法防腐，化学腐蚀多采用(2)化学防腐方法防腐，而细菌腐蚀常用的防腐方法是(3)杀菌。
28、目前常用的出砂预测方法有（10）现场观察法、（11）经验法、（12）数值计算法、和（13）实验室模拟法等四类方法。P292
29、地应力测量技术从原理上可分为（34）直接测量、和（35）间接测量两大类。P16
30、油田开发总体建设方案包括（1）油藏地质研究、（2）油藏工程研究、（3）钻井工程设计、（4）采油工程设计、（5）地面工程设计、（6）总体经济评价、和（7）总体方案决策与制订等七个万面。
31、油田开发全过程中保护油气层措施的关键是（10）优选入井介质、和（11）优化作业工艺。P10
32、抽油井生产动态模拟器模拟的是(16)油层，(17)井筒，(18)机，杆，泵所组成的常规有杆泵生产系统。
33、电潜泵的特性曲线反映了(22)压头，(23)效率，(24)功率，和(25)泵排量之间的关系。
三、是非判断题
1．碳酸钙垢常用饱和指数进行预测，当碳酸钙饱和度指数大于0时可能产生碳酸钙垢。（√）
2．电偶腐蚀和电化学腐蚀常用阴极保护或牺牲阳极等方法进行防腐。（√）
3．水力压裂裂缝总是平行于地层最小水平主应力方向。（×）
4．低渗透油藏的整体压裂改造方案设计与单井水力压裂一样，以提高单井产量或注入量为目标。（×）5．稠油一般是指在地面条件下粘度大于50mpa.s的原油。（×）
6．油井含水越高，其产液量越高，携砂能力越强，有利于稠油出砂冷采的效果。（×）7．酸压是以酸液为压裂液不加支撑剂的压裂。（√）
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8．国内外生产实践表明组合模量指数越大，地层越容易出砂。
（×）
9．通过油田生产动态监测资料可以分析油水井生产设备的工作状况和油藏流体的运动规律。（√）10．原油中的胶质和沥青质存在有减缓结蜡的作用。（×）
11．从油井井口到油气计量与分离设备的地面集输与储存系统属于采油工程系统研究范围。（√）
12．地应力的研究只对采油工程方案中的水力压裂油层改造方案设计有作用。（×）
13．最大水平应力方向是射孔的最佳方位。（√）
14．天然裂缝面与地层最大主应力方向平行。（√）
15．完井方式的选择主要与油藏地质和油藏工程条件有关，采油工程技术措施设计主要是适应完井方式选择的需要。（×）
16．短曲率半径水平井基本上采用裸眼完井方式。（√）
17．射孔负压设计时要尽可能的降低射孔时井底流体的压力。（×）
18．注水温度影响原油粘度，因而影响油田开发效果。（√）
19．抽油机井生产系统是由抽油机、稠油杆、抽油泵所组成的生产系统。
（×）
20．水力射流泵的泵效是容积效率。（×）
21．从油井井口到油气计量与分离设备的地面集输与储存系统属于采油工程系统研究范围。（√）
22．电偶腐蚀和电化学腐蚀常用阴极保护或牺牲阳极等方法进行防腐。（√）
23．最大水平应力方向是射孔的最佳方位。（√）
24．低渗透油藏的整体压裂改造方案设计与单井水力压裂一样，以提高单井产量或注入量为目标。(×）
25．完井方式的选择主要与油藏地质和油藏工程条件有关，采油工程技术措施设计主要是适应完井方式选择的需要。（×）
26．油井含水越高，其产液量越高，携砂能力越强，有利于稠油出砂冷采的效果。（×）
27．射孔负压设计时要尽可能的降低射孔时井底流体的压力。（×）
28．国内外生产实践表明组合模量指数越大，地层越容易出砂。（×）
29．抽油机井生产系统是由抽油机、稠油杆、抽油泵所组成的生产系统。
（×）
30．原油中的胶质和沥青质存在有减缓结蜡的作用。（×）
四、选择题
1．油层受到伤害后，其评价指标描述正确的有(B产率比。C堵塞比>1)。
2．孔隙性油藏堵水时堵剂的用量取决于(A处理半径。C堵水层厚度。D堵水层孔隙度)。
3．压裂液的评价与优选必须考虑（）等因素。(A油藏岩性。B油藏温度。压力。C支撑剂的性质。D压力工艺技术)。
4．为保证压裂效果下面关于支撑剂的物理性质指标描述正确的有(C陶粒的酸溶解度应小于5%。D陶粒的圆球度均要大于0.8)。
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5．注蒸汽热采井常用的举升方式是(B常规油杆泵采油)。
6．稠油出砂冷采能够适用的条件有(B油层厚度>=3m。
C渗透率>=500×10-3µm)。
7．下面描述正确的有(A面容比越大，酸岩反应速度越快，酸化效果差。C盐酸浓度越高，越有利于酸化。D地面压力对酸岩反应影响不大)。
8．防砂方式优选必须考虑（）等因素。(A油层物性。B产能损失。C完井类型。D完井井段长度)。
9．关于深度调剖和封堵施工压力的描述，下列说法正确的有(A施工压力应小于地层的破裂压力。C施工压力应小于非调节器堵层的启动注入压力。)
10．关于油井防蜡的描述，下列说法正确的有(B改变井筒蜡沉积的表面性质，使其表面亲油憎水。
D采用井下节流装置，使得生产流体中的气体脱出膨胀，以提高流体的流动速度。)
11．在油田开发过程中系统保护油层的工作主要是(B优选入井流体。C优化工程设计实施工艺。)。
12．岩石的胶结强度与其胶结方式有关，其中(C充填胶结)胶结方式的胶结强度最小。
13．水平井可按曲率半径进行分类，其中曲率半径为100m的水平井为(B中曲率半径)水平井。
14．注水井吸水能力的预测可采用(A根据油藏数据模拟结果分析。B利用试注指示曲线确定。C利用渗流力学公式计算。D利用水井挤注措施资料估算)方法。
15．油井的完善性可用流动效率FE和表皮系数S来表示，FE和S之间存在相关性，下面描述是(A、S>0 FE<1。
C、S<0 FE>1)正确的。
16．油井的采油指数是一个反映油层性质、油层厚度、流体物性参数、完井条件及油层泄油面积等与(D产量)间关系的综合指标。
17．注水开发油田对注入水水质的基本要求有(A配伍性好。C悬浮物含量符合标准。D腐蚀性小)。
18．下列哪些因素是完井方式选择需要考虑的因素(A人工举升方式。B层间差异。C井身轨迹。D原油性质。)
19．射孔孔眼方位平行于射孔井段的最大应力方向，则(B流动效应高。D破裂压力低)。
20．在采油过程中，可能造成油层伤害的原因有(A生产速度过大引起油层的微粒运移。C井底流压过低，引起原油脱气和地层应力敏感。)。
21．孔隙性油藏堵水时堵剂的用量取决于(A处理半径。C堵水层厚度。D堵水层孔隙度)。
22．注蒸汽热采井常用的举升方式是(B常规油杆泵采油)。
23．油井的完善性可用流动效率FE和表皮系数S来表示，FE和S之间存在相关性，下面描述是(A、S>0 FE<1。
C、S<0 FE>1)正确的。
24．压裂液的评价与优选必须考虑(A油藏岩性。B油藏温度、压力。C支撑剂的性质。D压力工艺技术)。等因素。
25．注水开发油田对注入水水质的基本要求有(A配伍性好。C悬浮物含量符合标准。D腐蚀性小)。
26．下面描述正确的有(A面容比越大，酸岩反应速度越快，酸化效果差。C盐酸浓度越高，越有利于酸化。D地面压力对酸岩反应影响不大)。
27．射孔孔眼方位平行于射孔井段的最大应力方向，则(B流动效应高。D破裂压力低)。28．防砂方式优选必须考虑(A油层物性。B产能损失。C完井类型。D完井井段长度)等因素。
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五、简答题
1．简述采油工程方案设计的基本原则。
答(1)设计方法必须有较强的科学性。(2)方案涉及内容必须全面。(3)必须满足油藏工程和地面工程的要求。(4)加强敏感性研究，进行多方案优化。(5)方案的实施必须具有较好的可操作性。(6)坚持“少投入，多产出”的经济原则。
2．简述油气田开发过程中油气层伤害的主要机理并举例。
答(1)外来流体与储层岩石矿物有配造成的伤害，如注水过程中的粘士膨胀。(2)外来流体与储层流体不配伍造成的伤害，如酸化过程中的化学反应沉淀。(3)毛细管现象造成的伤害，如油井作业过程滤液的入侵。(4)固相颗粒堵塞引起的伤害，如注入水中固体颗粒造成的地层堵塞。
3．简述完井工程方案设计的主要内容。
答(1)在油藏地质研究的基础上，根据油田开发与采油工程要求选择完井方式，并提出钻开油层的要求。(2)考虑油田开发全过程油井产能的变化及所在采取工艺，应用节点分析方法，确定油管尺寸和举升方式并进行生产套管尺寸选择及强度设计。(3)从钻井和采油工程出发确定套管及井身结构，并提出固井要求。(4)选择完井方式的技术方案(如射孔完井的射孔参数优选射孔方式及工艺设计，砾石充填完井充填方式，砾石直径选择及工艺参数设计等)。
4．简述采油工程方案中注水井吸水能力的预测方法。
答(1)根据油藏工程数值模拟结果，它可得到不同开发阶段注水井在非外部因素(储层损害，增注措施)影响下吸水能力的变化。(2)利用试注的指示曲线确定吸水能力。它只能给出试注期间有吸水能力。(3)利用渗流力学的简化方法近似地预测吸水能力。(4)通过油井试采期间的挤注措施(酸化，压裂等)资料加以处理来估计吸水能力。
5．简述低渗透油藏整体压裂设计的基本思路。
答(1)低渗透油藏整体压裂设计是以油藏—人工水力压裂裂缝—油水井所组成的系统为研究对象，以获取最大的油藏开发净现值或原油采收率为目标，其设计思想是将具有不同缝长与裂缝方位的人工水力裂缝设置于低渗透油藏中，运用现代油藏数值模拟技术和经济模型，预测油藏在不同井网和开发时期的产油量，注水量，采收率及其经济效果，应用水力压裂模型和压裂经济评价模型优化压裂工艺参数和计算其成本，并根据技术经济综合评价结果优化裂缝参数和方位，以实现油田开发的高水平，高效益。
6．简述稠油注蒸汽开采机理。
答(1)降粘作用。(2)热膨胀作用。(3)岩石渗流物性改变的作用。(4)蒸汽的蒸馏作用。(5)蒸汽对矿物及孔隙结构的影响。(6)蒸汽使自渗吸作用加强。
7．简述油田开发总体建设方案中采油工程方案设计的作用。
答(1)实现油田开发指标和原油生产计划的工程技术保证。(2)评价油藏工程方案的适应性和可操作性。(3)结合地面工程设计与建设方案，衔接油藏工程及地面工程，起到承上启下的作用。(4)是油田开发总体建设方案的重要组成部分和总体方案实施核心。
8．简述油田注水过程中对注水水质的基本要求。
答(1)水质稳定，与油层流体相混不产生沉淀。(2)水注入地层后不使粘士矿物产生水化膨胀或剥离运移。(3)悬浮物符合水质标准要求，以防堵塞注水井渗滤面及渗流孔道。(4)对注水管网和设施腐蚀性小。
9．简述油田生产的动态监测的作用。
答(1)了解油田开发过程中油，气，水等各相流体在油藏中的分布及其运动规律。(2)掌握油藏和油，水井的生产动态及其设备工况。(3)评价工程技术措施的质量与效果。
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10．试分析影响酸岩复相反应速度的因素。
答：酸液或岩石类型不同，油层温度与压力不同，岩石的物理化学性质不同都能影响。（1）碳酸盐岩裂缝性油藏的非均质性，导致酸液在地层的流动状态变得复杂，酸岩反应速度性，温度，压力升高促使反应速度更快。（2）泡沫酸能降低酸岩反应速度。（3）乳化酸在高温高压条件下，有良好的缓速性能。
11．简述采油工程方案设计的基本要求。
答(1)充分应用油藏地质研究和油藏工程提供的基本资料，以之作为主要的设计依据。(2)重点论证本油田(设计对象)开发的主要问题，基本工艺和关键技术。(3)结合油藏特点开展必要的室内和现场工艺实验，并充分借鉴同类油田的经验。(4)采用先进的理论和设计方法，进行科学论证和方案的优选。(5)编制的方案应具有科学性，完整性，适用性，可操作性和经济性。
12．简述采油工艺方案设计的主要内容。
答(1)依据地质研究，油藏工程研究，油井生产条件分析等结果确定采油方式选择原则和要求，准备采油方式选择所需要的基础资料。(2)油藏或区块油井产能预测与分析预测油田不同开发阶段各类油井的产液或产油指数及各类油井产能随时空的变化规律。(3)油井生产动态模拟 a。根据地面生产和油藏地质条件及各种采油方式的适用范围，初步确定可供选用的采油方式。B。根据初选结果，建立各种采油方式的油井生产动态模拟器，主要包括自喷，常规有杆泵，潜油电泵，水力活塞泵，气举等采油井生产动态模拟器。C。应用油井生产动态模拟器计算区块或油井采用不同采油方式，在保持一定油藏压力水平，不同采液指数和不同含水阶段的最大产量图版及工况指标。D。预测不同采油方式下的油井最大产量。(4)采油方式综合评价与决策，在应用油井生产动态模拟器确定出不同采油方式在不同含水阶段的生产技术指标的基础上，综合考虑经济，管理和生产条件等因素后，对不同采油方式作出评价与决策。(5)采油工艺方案的编制，根据采油方式综合评价与决策的结晶，选定各类油井应用的采油方式，确定其工艺参数和设备类型，规格，数量与性能，设计配套的管柱结构，进行强度校核，编制采油工艺方案，提出采油方式选择结论及实施建议，并从技术和经济两个方面对油藏工程方案提出修正或选择等反馈建议。
13．简述射孔完井工艺参数的设计步骤。
答(1)建立各种储层和产层流体条件下射孔完井产能关系数学模型，获得各种条件下射孔产能比定量关系，(2)收集本地区，邻井和设计井有关资料和数据，用以修正模型和优化设计，(3)调配射孔枪，弹型号和性能测试数据，(4)校正各种弹的井下穿深和孔径。(5)计算各种弹压实损害系数。(6)计算设计井的钻井损害参数。(7)计算和比较各种可能参数配合下的产能比，产量，表皮系数和套管抗挤毁能力降低系数，优选出最佳的射孔参数配合。(8)预测设计方案下的产量，表皮系数等。
15、简述采油工艺方案设计的主要内容。
答：采油工艺方案设计的主要内容包括：完井工程设计、注水工程设计、采油方式优选、油层改造、配套工艺设计及动态监测等组成采油工程方案的主体。P2
16、简述稠油注蒸汽开采机理。
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答：稠油注蒸汽开采包括蒸汽吞吐和蒸汽驱两种方法，能过大量的热量带入地层，从而降低原油粘度，提高原油的流动能力，改善开采效果。1）降粘作用：可增加油层的温度，改变地层原油的物性，降低地层粘度。2）热膨胀作用；3）岩石渗流物性改变作用；4）蒸汽的蒸馏作用；5）蒸汽对矿物及孔隙结构的影响；6）蒸汽使自吸作用加强。P243-244
17、简述油气田开发过程中油气层伤害的主要机理并举例。
答(1)外来流体与储层岩石矿物有配造成的伤害，如注水过程中的粘士膨胀。(2)外来流体与储层流体不配伍造成的伤害，如酸化过程中的化学反应沉淀。(3)毛细管现象造成的伤害，如油井作业过程滤液的入侵。(4)固相颗粒堵塞引起的伤害，如注入水中固体颗粒造成的地层堵塞。
18、简述稠油注蒸汽开采机理。
答(1)降粘作用。(2)热膨胀作用。(3)岩石渗流物性改变的作用。(4)蒸汽的蒸馏作用。(5)蒸汽对矿物及孔隙结构的影响。(6)蒸汽使自渗吸作用加强。
19、简过影响油井结蜡的主要因素（试分析影响油井结蜡的主要因素）
答(1)原油的性质及含蜡量。油井结蜡的内在因素是因为原油中溶解有石蜡，在其它条件相同的前提下，原油中含蜡量越高，油井就越容易结蜡。另外，油井的结蜡与原油组分也有一定的关系，原油中所含轻质馏分越多，则蜡的初始结晶温度就越低，保持溶解状态的蜡就越多，即蜡不易出。实验证明，在同一含蜡量的原油中，含轻质成分少的原油，其中的蜡更容易析出。(2)原油中的胶质，沥青质。实验表明，随着胶质含量的增加，蜡的初始结晶温度降低，这是因为，胶质为表面活性物质，它可以吸附于石蜡结晶的表面，阻止结晶体的长大。沥青质是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的颗粒分散于油中，可成为石蜡结晶的中心，对石蜡结晶起到良好的分散作用。根据观察，由于胶质，沥青质的存在，使蜡晶分散得均匀而致密，且与胶质结合的紧密，但有胶质，沥青质存在时，在壁管上沉积的蜡的强度将明显增加，而不易被油流冲走，因此原油中的胶质，沥青质对防蜡和清蜡既有有利的一面，也有不利的一面。(3)压力和溶解气。在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时，原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低，在压力低于饱和压力的条件下，由于压力降低时原油中的气体不断脱出，气体分离与膨胀均使原油温度降低，降低了原油对蜡的溶解能力，因而使蜡的初始温度升高。在采油过程中，原油从油层向地面流动，压力不断降低，在井筒中，由于油流与井筒及地层间的热交换，油流温度也降低，当压力降低到饱和压力时，使有气体脱出。降低了原油对蜡的溶解能力，使初始结晶温度提高，同时气体的膨胀，发生吸热过程，也促使油流温度降低，从而加重了蜡晶的析出和沉积。(4)原油中的水和机械杂质。原油中的水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大。但是原油中的细小砂粒及机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，而促使石蜡结晶的析出，加剧了结蜡过程。油井含水量增加，结蜡程度有所减轻其原因包括：一是水的比热大于油，故含水后可减少液流温度的降低，二是含水量增加后易在管壁形成连续水膜，不利于蜡沉积于管壁。(5)液流速度，管理粗糙度及表面性质。油井生产实践证明，高产井结蜡情况没有低产井严重，这是因为在通常情况下，高产井的压力高，脱气少，蜡的初始结晶温度低，同时液流速度大，井筒流体流动过程中热损失小，从而使液流在井筒内保持较高的温度，蜡不易析出，另一方面由于液流速高，对管壁的冲刷能力强，蜡不易沉积在管壁上。但是随着流速的增大，单位时间内通过管道某位置的蜡量增加，加剧了结蜡过程，因此，液流速度对结蜡的影响有正反两个方面的作用。管材不同，结蜡量也不同，显然管壁越光滑，蜡越不容易沉积，根据有关表面性质对结蜡影响的研究，管壁表面的润湿性对结蜡有明显影响，表面亲水性越强越不易结蜡。
20、简述负压射孔完井的负压值设计要求。
答：负压使孔眼的破碎压实带的细小颗粒冲刷出来，使井眼清洁，满足这个要求的负压称为最小负压，该值不能超过某个值以免造成地层出砂、垮塌、套管挤毁或封隔器失效等问题，对应的这个临界值称为最大负压。因此合理射孔负压值的选择应当是即高于最小负压值又不能超过最大负压值。负压设计分为经验方法和理论方法两种。P95-96
四、论述题（共25分）
1.试分析影响油井结蜡的主要因素。（5分）
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答(1)原油的性质及含蜡量。油井结蜡的内在因素是因为原油中溶解有石蜡，在其它条件相同的前提下，原油中含蜡量越高，油井就越容易结蜡。另外，油井的结蜡与原油组分也有一定的关系，原油中所含轻质馏分越多，则蜡的初始结晶温度就越低，保持溶解状态的蜡就越多，即蜡不易出。实验证明，在同一含蜡量的原油中，含轻质成分少的原油，其中的蜡更容易析出。(2)原油中的胶质，沥青质。
实验表明，随着胶质含量的增加，蜡的初始结晶温度降低，这是因为，胶质为表面活性物质，它可以吸附于石蜡结晶的表面，阻止结晶体的长大。沥青质是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的颗粒分散于油中，可成为石蜡结晶的中心，对石蜡结晶起到良好的分散作用。根据观察，由于胶质，沥青质的存在，使蜡晶分散得均匀而致密，且与胶质结合的紧密，但有胶质，沥青质存在时，在壁管上沉积的蜡的强度将明显增加，而不易被油流冲走，因此原油中的胶质，沥青质对防蜡和清蜡既有有利的一面，也有不利的一面。(3)压力和溶解气。在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时，原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低，在压力低于饱和压力的条件下，由于压力降低时原油中的气体不断脱出，气体分离与膨胀均使原油温度降低，降低了原油对蜡的溶解能力，因而使蜡的初始温度升高。在采油过程中，原油从油层向地面流动，压力不断降低，在井筒中，由于油流与井筒及地层间的热交换，油流温度也降低，当压力降低到饱和压力时，使有气体脱出。降低了原油对蜡的溶解能力，使初始结晶温度提高，同时气体的膨胀，发生吸热过程，也促使油流温度降低，从而加重了蜡晶的析出和沉积。(4)原油中的水和机械杂质。原油中的水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大。但是原油中的细小砂粒及机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，而促使石蜡结晶的析出，加剧了结蜡过程。油井含水量增加，结蜡程度有所减轻其原因包括：一是水的比热大于油，故含水后可减少液流温度的降低，二是含水量增加后易在管壁形成连续水膜，不利于蜡沉积于管壁。(5)液流速度，管理粗糙度及表面性质。油井生产实践证明，高产井结蜡情况没有低产井严重，这是因为在通常情况下，高产井的压力高，脱气少，蜡的初始结晶温度低，同时液流速度大，井筒流体流动过程中热损失小，从而使液流在井筒内保持较高的温度，蜡不易析出，另一方面由于液流速高，对管壁的冲刷能力强，蜡不易沉积在管壁上。但是随着流速的增大，单位时间内通过管道某位置的蜡量增加，加剧了结蜡过程，因此，液流速度对结蜡的影响有正反两个方面的作用。管材不同，结蜡量也不同，显然管壁越光滑，蜡越不容易沉积，根据有关表面性质对结蜡影响的研究，管壁表面的润湿性对结蜡有明显影响，表面亲水性越强越不易结蜡。
2．结合油田生产实际，试写出采油工程方案框架中所涉及的某一单项工程技术的工艺设计步骤。（10分）
答:注水工程方案设计步骤:
1.油田注水开发可行性分析:从油藏地质特征分析和岩石表面润湿性试验两个方面提出注水可行性报告.油藏地质特征组份包括两个方面(1)合理油藏压力水平,尽量利用天然能量,提高经济效益.(2)从能量平衡出发,评价经济上是否合算.储层表面润湿性分析:应用有代表性的岩心进行润湿性实验研究.亲油润湿适于注气而不适于,亲水润湿既可注水又可注气,新近的研究表明,对注水开发油田岩石亲水表面好于亲油表面,中间润湿较强亲水好.2.注水量预测:注入量预测公式:
全油田平注水量:
根据以上方法可以预测全油田不同含水期的注水量.3.吸水能力预测:可采用以下几种方法(1).根据油藏工程数值摸拟结果,它可得到不同开发阶段注水井在非外部因素(储层损害,增注措施)影响下的吸水能力的变化,(2).利用试注的指示曲线确定吸水能力.(3)利用渗流力学的简化方法近似地预测吸水能力.(4)通过油井试采期间的挤注措施(酸化,压裂)资料加以处理来估计吸水能力.4.注水压力预测.(1)应用试采期间的试数据,利用不同时期吸水指数和预测注水量来求出注水压力,并分析确定油藏不同类型注水井的注入压力.(2)利用试油,试采取得的采油指数估算吸水指数,用井口注水压力= 的公式预测注水压力,并分析确定油藏不同类型注水井的注入压力.(3)借用类似油藏的吸水指数或用经验系数估计吸水指数,按上式预测注水压力.5.注水温度设计.根据注水井井底温度应高于原析蜡温度或凝固点温度的原则确定最低注水温度.6.注入水质及质量要求.(1)注入水质评定.(2)注入水质的质量要求,包括悬浮物颗粒直经的确定,悬浮固体含量的确定,油量指标,腐蚀速度的确定,腐生菌含量的确定,硫酸盐还原菌数量的确定,溶解氧含量的确定,水中游离CO2的确定含铁量的确定.(3)对特殊油藏,注入介质中加化学剂.(4)注水水源条件分析包括评价注水水源,注水水质推荐指标.中原油田一般采用采出水经过处理.9 / 11
3．论述低渗透油藏整体压裂改造工程方案设计的基本内容。（5分）
答(1)压前油藏综合评价。这项工作是整体压裂方案设计研究的基础。通过对油藏地质，就地应力场，开发与完井条件的综合分析研究。为方案设计提供必需的油藏背景材料，采集并确认可靠的设计参数，为制定方案做好准备，列出不同参数组合的数组，使其能够覆盖油藏的整体特征。(2)压裂材料的评价优选。压裂液和支撑剂是压裂需要的两项基本材料。对它们评价优选的需要是：必须与油藏地质条件和流体性质相匹配，最大限度地减少对储层和水力裂缝的伤害，必须满足压裂工艺要求，必须获得最大的压裂开发效果与效益。(3)整体压裂方案的优化设计。依据上述两项研究结果，进行油藏整体压裂方案的设计工作。将具有一定支撑缝长，导流能力与方位的水力裂缝置予给定的油藏地质条件和开发井网(井网形式，井距，井数与布井方位)之中，借助水力裂缝，油藏和经济模型，使它们过到最佳的优化组合，并提出经努力可以实现的工艺措施，以保证油藏经整体压裂之后能够获得最大的开发和经济效益，对开发井网的优化结果要反馈给油藏工程方案和油田开发方案。(4)水力裂缝诊断。水力裂缝诊断旨在使用多种测试技术确认方案实施后实际产生的裂缝的几何尺寸，导流能力与裂缝延伸方案设计的符合程度，目的是为评价压裂效益，提高完善方案设计提供依据，需要注意，至今裂缝诊断技术虽有多种方法，但无一被公认为是最可靠的，因此，这项工作需要在同一井层上，为同一目的进行不同的测试，经比较分析，确认它们的一致性与可信度。(5)压后评估。压后评估检验，分析方案实施后实际的效益与方案设计预计结果的符合程度。因此，应研究如何以更少的投入换取同一效果，或如何以同一投入换取更大的效益。如果方案设计与实际结果相差较大，则必须再从油藏综合评价出发，逐段逐项地找出症结所在，并修正完善。总之，这项工作既是油藏整体压裂的归结，又是它在新起点的开始。
4.论述采油工程方案设计中储层敏感性评价实验的内容及其实验目的。（10分）
答：储层敏感性是指储层对可能造成损害的各种因素的敏感程度。储层敏感性评价主要是通过岩心流动实验，考察油气层岩心与各种外来流体接触后所发生的各种物理化学作用对岩石性质，主要是对渗透率的影响及其程度。此外，对于与油气层敏感性密切相关的岩石的某些物理化学性质，还必须通过化学方法进行测定，经便在全面，充分认识油气层性质的基础上，优选出与油气层配伍的工作液，为油气水井各项工程技术措施的设计和实施提供必要的参数和依据。
油气层敏感性评价实验有速敏，水敏，盐敏，碱敏，酸敏和应力敏评实验等。
(1)速敏：油气层的速敏性是指在钻井，采油，增产作业和注水等作业或生产过程中，流体与地层无任何物理和化学作用的条件下，当流体在油气层中流动时，引起油气层中微粒运移并堵塞喉道造成油气层渗透率下降的现象。
速敏评价的目的：a.找出由于流速作用导致微粒运移从而发生损害的临界流速，以及找出由于速敏引起的油气层损害程度;b.为水敏，盐敏，碱敏和酸敏等实验确定合理的实验流速提供依据。C.为确定合理的注采速度提供科学的依据。
(2)水敏：油气层中的粘士矿物在原始油藏条件下处于一定矿化度的环境中，当淡水进入储层时，某些粘士矿物就会发生膨胀，分散，运移，从而减小或堵塞地层孔隙和喉道，造成地层渗透率的降低，油气层的这种遇淡水后渗透率降低的现象称为水敏。
水敏的实验的目的是了解粘士矿物遇淡水后的膨胀，分散，运移过程。找出发生水敏的条件及水敏引起的油气层损害程度，为各类工作液的设计提供依据。
(3)盐敏：在钻井，完井及其它作业中，各种工作液具有不同的矿化度，当高于地层水矿化度的工作液滤液进入油气层后，可能引起粘士的收缩，失稳，脱落，当低于地层水矿化度的工作液滤液进入 油气屋后，则可能引起粘士的膨胀和分散，这些都将导致油气层孔隙空间和喉道的缩小及堵塞，引起渗透率的下降从而损害油气层。盐敏评价实验的目的是找出渗透率明显下降的临界矿化度，以及由盐敏引起的油气层损害程度。
(4)碱敏：地层水pH值一般呈中性或弱碱性，而大多数钻井液和水泥浆的pH在8~12之间，当高pH什流体进入 油气层后，促使粘士水化，膨胀，运移或生成沉淀物而造成的地层损害称为碱敏。碱敏评价实验的目的是找出碱敏发生的条件，主要是临界pH值，以及由碱敏引起的油气层损害程度，为各类工作液的设计提供依据。
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(5)酸敏：油气层的酸敏性是指油气层与酸作用后引起的渗透率降低的现象。酸液进入油气层后，一方面改善油气层的渗透率，另一方面又与油气层中的矿物及地层流体反应产生沉淀并堵塞油气层的孔喉。因此，酸敏评价实验的本质是研究酸液与油气层的配伍性，为油气层基质酸化时确定合理的酸液配方提供依据。
(6)应力敏：考察在施加一定的有效压力时，岩样物性参数随应力变化而改变的性质。它反映了岩石孔隙几何学及裂缝形态对应力变化的响应。
5．论述采油方式综合评价与决策的基本模式。（10分）
答(1)采油方式综合评价与决策系统的概念框架系统目标：在进行各种采油方式对该油田(或区块)适应性和完成油田开发总体方案中油藏工程设计产量指标的可行性分析的基础上，选择技术上可行，经济上合理的采油方式(组合)，并确定举升设备，操作参数和预测工况指标。系统范围：从油藏或区块的整体范围出发，针对处于不同开发阶段的各类油井可能采取的举升系统。系统环境(约束条件)：油藏地质特征和油藏工程设计的油田开发指标，油井与地面条件，举升设备工作参数指标的许用值。系统组成：采油方式综合评价与决策是油田开发总体方案中采油工程方案的一个子系统，其组成如图所示：
(2)油井生产系统生产过程动态模拟。建立油井生产系统动态预测模型和确定计算方法，应用节点分析方法预测和分析不同举升方式的油井生产动态指标。
(3)综合评价与决策。建立包括经济，技术和管理等多因素多层次的综合评价体系和应用模糊评判方法进行综合评价的决策模型。
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第四篇：采油工程实验
《采油工程》实验教学安排
本课程的实验教学部分要求学员根据在学习过程中学到的新知识，结合自身在实际现场工作中的实践经验和体会，撰写一篇关于采油工程相关的新理论、新技术、新方法、新工艺的报告，要求文字通顺、字迹端正，报告的内容涉及采油工程方面的前沿知识和研究方向，字数不少于3000字。
如以下有关采油工程的专题方向都可列为选题参考：油田开发总体建设方案；采油工程方案编制；采油工程方案设计的基础资料准备；完井工程设计；储层伤害与保护工艺技术；注水工程方案设计；自喷开采技术及采油方式确定；酸化压裂优化设计；油井防砂技术；堵水、调剖工艺技术；油管防腐与放垢工艺技术；稠油注蒸汽开采工程设计；采油工程方案经济评价；采油增产新技术等。格式要求：一律用A4纸手写，报告封面上应注明年级、专业、层次、姓名、学号、课程名称。
第五篇：采油工程终极版
一．抽油杆柱设计步骤 1.最轻杆柱方案
除最上面一级，以下各级杆顶断面的疲劳强度均等于最大许用强度 2.等强度设计方法
PLi100%
PL1PL2......PL应保持较高的数值，以更有效地
使用抽油杆 抽油杆柱设计步骤①首先选定抽油杆的材料,确定抗张强度，并在0.8～1的范围内确定设计许用最大应力范围比。
②根据现场实际情况确定最小杆径，第一级(最下一级)杆径，取泵深L为杆柱长度
③将杆柱分为小段，计算各小段顶端面的应力范围比。若最后一小段顶端面的应力范围比大于设计许用最大应力范围比，则停止杆柱设计，杆柱为单级杆； 若第一小段顶端面的应力范围比即大于设计许用最大应力范围比，说明此杆强度不够，需换大杆重新设计； 若中间某小段顶端面的应力范围比大于设计许用最大应力范围比，且则可内插求得对应顶端面应力范围比为许用最大应力范围比的第一级杆长度。④将杆径增加3mm(我国抽油杆尺寸系列的直径差)作为第二级杆，若杆径大于28mm，则停止杆柱设计，说明此组抽汲参数太大，超应力范围比；否则可取剩余长度为第二级杆。
用（3）计算各小段顶端的应力范围比，若第二级抽油杆最上面应力范围比小于许用应力范围比，且两级抽油杆顶部应力范围比接近，则停止杆柱设计，杆柱为两级杆；
若两级抽油杆顶部应力范围比差异过大，则可减小许用最大应力范围比，重新设计杆柱。
⑤若中间某小段顶端面的应力范围比大于设计许用最大应力范围比且则可内插求得对应顶端面应力范围比为许用最大应力范围比的第二级杆长度。增加3mm作为第三级杆径，设计方法同第二级杆柱。
一般最小杆径取19mm，最大杆径取=25mm，两级抽油杆顶端面应力范围比的最大允许差值为0.05，每段长度一般为50～100 m，深井多采用三级或四级杆柱。
二有杆抽油井生产系统设计有杆抽油系统设计内容
(1)油井流入动态计算；(2)采油设备(机、杆、泵等)选择；(3)抽汲参数(冲程、冲次、泵径和下泵深度等)确定(4)工况指标预测。有杆抽油系统设计目标： 经济、有效地举升原油。有杆抽油系统设计依据： 油藏供液能力 有杆抽油系统设计理论基础： 有杆抽油系统设计基础数据： 油藏供液能力 节点系统分析方法(1)油井和油层数据；(2)流体物性参数；(3)油井生产数据。
定产量有杆抽油井生产系统设计思路：(1)IPR计算(3)温度场计算(2)Qi-qwfi(4)Pwfi-Pin-0(5)计算 Hf(6)初设杆径Pt-Pout(7)给定泵径和初定泵效确定冲程与冲次若不满足要求重新选择抽汲参数或换抽油杆(8)泵效分析(9)得多满足产量的所有组合(10)工况指标计算
三．Vogel 方法
qp2
wf
q10.2pwf
利p0.8omax
rpr
用Vogel方程绘制IPR曲线的步骤 已知地层压力和一个工作点：a.计算
qomax
b.给定不同流压，计算相应产量：
c.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。
组合型IPR曲线（prpbpwf 时的流入动态）当 时，油藏中全部为单相液体 流动，流入动态公式为：当
prpb 时，油藏中全部为单相液
体流动，流入动态公式为：
流压等于饱和和压力时的产量qb为
当
pwfpb时，油藏中为气液两相流
动，流入动态公式为：在pwfpb点上述两个导数相等即：
将J=代入得
综合IPR曲线的实质: 按含水率取纯油IPR曲线和 水IPR曲线的加权平均值。当已 知测试点计算采液指数时，是 按产量加权平均；当预测产量 或流压时是按流压加权平均。
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