《油层物理》复习总结题答案-1191426571547934

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1、远程教育学院《油层物理》考试复习资料答案一、判断题16-20.对错错错错36-40•对错对对对16-20.CBBCC01・05•对对对错错21・25•对错对对对41・45•错错对对错二、单选题01-05.ABDDC21-25.DDCDB三、多选题06-10.错对对对错26・30•对对错错对46・50.错对对错对06-10.ABCBB26-30.CBDAA11-15.M错错错对31・35•对错对对错51・55•对对错错错11-15.CBBBA31-35.BBADC!1!填空题（1）重碳酸钠水型（2）硫酸钠水型（3）氯化钙水型（4）氯化镁水型LABCD2.ABCD3.ACD4.ABCD

2、5.ABD6.ABC7.ABC&ABC9.ABCD10.ABCILAB12.BCD13・ACD14.ABCD15.ABCD（详见教材82・84页，4・2地层水的高压物理性质）2.A代表气藏，B代表凝析气藏，C代表挥发性油藏，D代表油藏（详见教材52页，图3・10各种油气藏相图的相对位置）3.高于小于左上泡点线（详见教材52・55页，3丄4典型的油气藏相图特征）4.基底胶结，孔隙胶结，接触胶结，大（详见教材98・100页，5・1・3砂岩的胶结物与胶结类型）（详见教材113-1145・3・1孔隙度的定义）6.Si束缚水饱和度s2残余油饱和度s3交点含水饱和度Kri束缚水饱和度下油相的相对

3、渗透率Kr2残余油饱和度下水相的相对渗透率A区单相油流动区B区油水同流区C区纯水流动区(详见教材256-259页，10.2.2相对渗透率曲线特征)五、计算题1.答：(B)解：判断1价离子的当量比:[Na+]/[Cr]=(4663.94/23.00)/(6111.63/35.45)=202.78/172.40>1,初步判断可能是硫酸钠水型或重碳酸钠水型。(10分)([Na+]-[Cr])/[SO42]=[(4663.94/23.00)-(6111.63/35.45)]/(591.14/4&03)=(202.78-172.40)/12.31=30.38/12.31>1,故该油田水型为重碳酸

4、钠水型。(详见教材82・84页，4.2地层水的高压物理性质)2.答：HDBA解：组分质量组成分子量质量分数/分子量摩尔分数体积分数甲烷0.7116.00.0440.850.85乙烷0」430.10.0050.090.09丙烷0.0944.10.0020.040.04丁烷0.0658.10.010.020.02合计1.000.0521.001.00(详见教材15・18页，2・2天然气的视相对分子质量和密度)3.答：(D)解：组分组成Zj,摩尔分数饱和蒸气压Pvj,MPaZj*Pvj丙烷0.6102.4121.471正丁烷0.2800.7230.203正戊烷0.1100.2550.028合

5、计1.000Pb=XZj*Pvj=1.702MPa(详见教材55・64页，3・2汽液相平衡计算)4.答：(1)A⑵C解：(1)天然气地层体积系数二天然气在油气层条件下的体积/天然气在标况下的体积Bg=VR/Vsc=215/35800=0.006(2)在地面标准状况下，通常认为天然气近似理想气体，即压缩因子Z=1Vsc=nRTsc/Psc①在油藏压力为P、温度为T的条件下Vr二ZnRT/P②①②两式联立可得，Z=(293PBg)/(Psc(273+t))=293*18*0.006/0.1/(273+68)=0.928(详见教材28・29页，2・3・1天然气的地层体积系数)5・答：(1)A

6、(2)C(3)B(4)A解：设T岩样质量为W1；饱和煤油后在空气中的质量为W2、在煤油中的质量为W3.岩石空隙体积为：y]^=33.8973_32.0038=2.353亦卩p0.8045亠”“八中皿宀v/W333.8973-22.29463岩石的外表体积为：V.=———==14,422cm3p0.8045孔隙度：o==23536=0.1632=16.32%匕14.422、门宀心Wj32.0038ccscuh/3视出度：。押=——==2.21905破/cmk%14.422(详见教材115-118页，5.3.4岩石孔隙度测量)6.答：(B)解：VOV0.2（详见教材153页，公式6・51）

7、7.答：（C）（B）解：（1）转化为油藏条件下非湿相饱和度为50%毛管压力公式为:(详见教材232-235页，924不同测定方法的毛管压力换算)&答：l.C2.AE解：采收率二(0.75-0.30)/(1-0.3)=64.3%Ko=K*Km=150x10氓0.05=7.5xW3umKw=K*二150xl0"*0.30=：45xl0'3um（详见教材269-272页，10.3.5计算驱油效率和油藏水驱采收率;254-256页，10.2.1相对渗透