高含水油田面临的主要问题及提高采收率研究
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施高含水期油田指的是油井开采过程中，原油含水率较高，这不仅会降低原油的品质，还会降低采油效率，导致采收率下降。
为了提高采收率，需要采取一系列有效措施来降低含水率，以下是一些有效的措施：1. 技术改进：通过引入先进的开采技术和设备，如水平井、多级压裂和聚合物驱等，来提高采收率。
水平井可以增加油井有效开采面积，提高油田整体采收率。
多级压裂技术可以增强油井与油层的连接，提高采油效率。
聚合物驱可以改变油井与水的相互作用，提高原油对水的亲和力，减少含水率。
2. 固井修复：油井孔隙的固井损坏会导致水和油的混合，增加含水率。
合适的固井修复措施可以修复井孔缺陷，减少含水率。
可以使用高强度水泥或聚合物固井材料进行固井修复。
3. 人工抽采：人工抽采是一种将含水期油田的油井进行一定时间的抽水，以排除部分含水，提高油井的采油效率的方法。
通过人工抽采，可以降低油井周围储层的水压力，减少原油与水的混合，从而提高采收率。
4. 化学处理：化学处理是通过添加化学药剂，改变油井与水的相互作用，减少原油与水的混合。
常用的化学处理方法包括注入表面活性剂、聚合物和缓蚀剂等。
这些化学药剂可以降低原油与水之间的界面张力，提高原油的流动性，减少含水率。
5. 增施强制排水井：通过在含水期油田周围施工排水井，将地下水引流至其他地方，减少水对油井的影响，提高原油的采集效果。
排水井的设置需要结合地质情况进行合理布局，以确保排水效果。
6. 注水改进：在注水过程中，可以采取一些措施来提高注水效果，从而减少含水率。
如根据地下水流动分布设置合理的注水井，调整注入水质的温度、浓度和压力等参数，优化注水井的布置等。
通过技术改进、固井修复、人工抽采、化学处理、增施强制排水井以及注水改进等一系列有效措施，可以有效提高高含水期油田的采收率，降低含水率。
但需注意，措施的选择和实施需要结合具体的油田地质和开采条件进行合理布局，以取得良好的效果。
特高含水期油田开发
特高含水期油田开发的研究分析[摘要]：特高含水期油田开采程度、开发状况、开发规律较前一阶段发生了变化。
本文通过对特高含水期油田的开发各方面以及影响因素做了大量的调研，能够认识到特高含水期开发所面临的问题，对提高油区特高含水油田开发水平，具有非常重要的意义。
[关键词]：特高含水期，油田开发，影响因素中图分类号：o346.2+3 文献标识码：o 文章编号：1009-914x（2012）20- 0295 -01一、前言随着油价的飘升，国内原油需求爆炸式增长，对原油的需求与油田公司生产能力的矛盾日益突出。
合理完善的油田开发就显得尤为重要，它直接影响着油田的采油速度、采收率、稳产期限、以及油田综合经济效益，很多油田总体上己进入特高含水（含水90%以上）开发阶段。
由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因此，研究特高含水期油田的开发具有重要的意义。
二、油田开发阶段划分及开发特征油田开发阶段的划分有多种方法，一般可根据油田产量的变化或含水的变化来划分油田开发阶段。
根据含水率或含水上升率变化一般划分为低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个开发阶段。
（1）含水≤20%（水油比0～0.25）为低含水采油期；是注水见效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段，采取早期注水的开发方式，使油井保持较长的低含水开采期。
（2）含水20%～60%（水油比0.25～1.5）为中含水采油期；该阶段的特点是含水明显加快，液量上升幅度较大，地层中压力消耗与生产压差增加，油水分布逐渐复杂化，自喷能力不断下降，产能受到愈来愈大的限制。
该阶段一般由基础井网进行开发，层间干扰现象十分突出。
（3）含水60%～90%（水油比1.5～9）为高含水采油期（其中含水60%～80%为高含水前期，含水80%～90%为高含水后期）；该阶段一般为快速提液阶段，随着液量的上升，含水快速上升，油水运动与分布已变得复杂，剩余油比较分散，采油指数很低，耗水量急剧上升，开采难度加大。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着石油资源的逐渐枯竭，石油地质工程中注水开发成为提高油田采收率的关键技术。
随着注水周期的延长和高含水期油田的出现，注水开发遇到了越来越多的挑战。
本文将针对高含水期油田注水开发中存在的问题，分析一些改善措施，并探讨其实施效果及未来发展方向。
一、高含水期油田注水开发存在的问题高含水期油田是指地质条件复杂，油层中含水率较高的油田。
这类油田注水开发存在以下问题：1. 采收率低：由于高含水期油田油层中含水率较高，注水前往往需要进行水驱或气驱开发，使得油层中的原油难以有效提取，采收率较低。
2. 地层压力不足：地层压力是维持油田正常开发和产出的重要条件，而高含水期油田往往地层压力不足，难以实现有效开发。
3. 油水混合物净化困难：高含水期油田中原油和水混合在一起，难以有效分离。
4. 能耗高：由于地层条件复杂，注水开发需要大量的能源支持，能耗较高。
以上问题严重影响了高含水期油田的注水开发效果和经济效益，因此需要采取一系列的改善措施。
二、改善措施的分析1. 优化注水方案采取合理的注水方案是提高高含水期油田注水开发效果的关键。
优化注水方案可以通过提高注水井的布置密度、调整注水层位、增加注入压力等方式来实现。
还可以通过精确的地层模拟和水驱试验来确定最佳的注水方案。
2. 加强地层改造地层改造是指通过在地层中注入化学剂、微生物或其他改造剂，改变地层物性和渗透性，从而提高地层的油水分离效率和原油采收率。
针对高含水期油田的特点，可以采用多种地层改造技术，如聚合物驱油技术、微生物改造技术等。
3. 提高注水效率提高注水效率是通过改善注水设备和技术来实现的。
可以通过更新注水设备，提高注水管道的输送能力，增加注水泵的压力等方式来提高注水效率。
还可以通过使用先进的注水技术，如水平井注水技术、自动调节注水技术等，提高注水效率。
4. 净化油水混合物针对高含水期油田中油水混合物难以净化的问题，可以采取一系列的油水分离措施。
高含水后期分层采油技术的应用
高含水后期分层采油技术的应用摘要：高含水后期分层采油技术是油田开发中的重要策略，旨在提高采收率和降低环境风险。
本研究探讨了高含水后期分层采油技术在实际油田应用中的效益和关键因素。
通过分析多个案例，发现该技术能够有效提高含水油层的采收率，降低注水量，减少水油混采带来的环境问题。
关键因素包括地质条件、注水方式、采油方法等。
关键词：高含水后期；分层采油技术；采收率；注水量；环境风险引言随着油田开发进入高含水后期，传统采油方法逐渐面临着采收率下降和环境风险增加的挑战。
在这一背景下，高含水后期分层采油技术崭露头角，成为提高采收率、降低注水量、减少环境问题的关键策略。
这一技术的应用不仅能够提高油田的经济效益，还有助于可持续发展和资源保护。
高含水后期分层采油技术的核心理念是根据油层特性和地质条件，将含水层和含油层进行有效隔离和管理。
通过精确的注水和采油控制，可以最大程度地提高含水层的采收率，减少非生产性注水，降低水油混采带来的环境影响。
一、高含水后期分层采油技术的需求和挑战随着时间的推移，许多油田进入了高含水后期阶段，这意味着含水层中的水分占比逐渐上升，而油层中的油分逐渐减少。
这一阶段的油田开发面临着一系列严峻的挑战和需求，需要采取创新的技术手段，其中高含水后期分层采油技术崭露头角。
需求：1. 提高采收率：高含水后期油田的主要问题之一是采收率下降。
传统的采油方法往往无法有效地从含水层中提取油，导致大量的油资源被浪费。
因此，需要一种能够提高采收率的技术来充分利用有限的油资源。
2. 降低注水量：为了维持油田的生产，通常需要注入大量的水以维持地下压力。
然而，这会导致非生产性的水油混采，不仅浪费了水资源，还增加了处理和处理成本。
因此，有必要降低注水量并提高水油分离的效率。
3. 减少环境风险：高含水后期的油田往往伴随着环境问题的加剧，如地下水污染和土壤退化。
非生产性的注水和水油混采可能会导致这些环境问题的加剧。
因此，需要采用更环保的方法来减少环境风险。
强边底水油藏高含水期提高采收率研究
一、前言研究区块构造位置处于凹陷东部断裂带中部吴①断层上升盘，为一屋脊式断块油藏，油层紧贴断层高部位，呈条带状分布，主要含油层系为K2t1层。
油藏埋深为1435～1520m，油藏类型为边底水活跃的底水油藏。
二、剩余油定量化描述研究1.储层地质建模以精细构造解释、储层反演、沉积微相及测井解释结果为基础，利用Petrel 软件，运用砂地比以及各属性图件进行约束，采用相控随机建模方法，建立了构造模型和属性模型。
对研究区块沉积微相做了大量研究，建立完整的沉积微相数据体，离散化后在构造模型基础上，通过设置适当的变差函数，对物性的空间分布规律进行有效约束，建立孔隙度、渗透率、含油饱和度等模型，使孔隙度、渗透率等属性的变化更加直观的反映到各沉积微相之上，从而形成基本完整的地质模型。
2.油藏数值模拟在储层地质建模的基础上，考虑砂体分布特征及研究的精细程度要求，对储层精细模型进行网格优化。
利用已知井的岩石及流体测试参数，通过单井属性曲线粗化和正态变换，利用分层建立的变差函数模型，按照一定的插值方法对每个三维网格进行赋值，完成了油藏数值模型的初始化。
3.剩余油分布特征及规律研究区块纵向上划分为3个砂层组共11个含油砂体。
根据数值模拟得到的含油饱和度分布图，各砂层组平面上靠近北部断层的顶部位置剩余油饱和度较高，在0.56以上，中间区域呈油水过渡带状况，饱和度相对较低，南部区域呈现未动用剩余油，剩余油饱和度基本上与构造线平行，呈现集中分布；纵向上，含油面积内上部剩余油饱和度整体高于下部剩余油饱和度，剩余油分布规模变小。
三、提高采收率技术对策研究1.优化方案设计，突出水平井的规模化应用通过油藏工程研究和剩余油分布规律分析，认为研究区块具备通过开发调整来提高采收率的物质基础。
在调整挖潜方案优化设计上，为充分发挥水平井在底水油藏中提高剩余油储量控制程度、提高单井产能、提高采收率和防止底水锥进的技术优势，围绕水平井筛选条件、经济技术界限和水平井参数优化设计，开展了大量基础研究工作。
深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨
深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨发布时间：2022-06-23T07:12:02.350Z 来源：《中国科技信息》2022年第33卷2月第4期作者：鲁金凤1, 闫旭光2, 王欢欢2, 刘启2 [导读] 随着社会的不断发展，石油行业也是越来越受到人们的重视鲁金凤1, 闫旭光2, 王欢欢2, 刘启21.延长油田股份有限公司下寺湾采油厂勘探开发研究所，陕西延安，7161002. 西安阿伯塔资环分析测试技术有限公司，陕西西安, 710000摘要：随着社会的不断发展，石油行业也是越来越受到人们的重视，而在石油行业中，高含水油田的开采一直都是一件较为重要的事情，只有在深度开发高含水油田的时候保证采收率的提高，才能够更好的推动石油行业的发展。
因此本文将通过高含水油田概述、深度开发高含水油田的阶段性特点分析、高含水油田深度开发过程中存在的问题以及深度开发高含水油田提高采收率的具体措施等几个方面对其进行具体的研究分析，希望能够为高含水油田开采工作更加顺利的进行贡献自己的一份力量。
关键词：高含水油田；采收率；问题；具体措施石油作为战略性资源之一，其在国家建设发展中所能够起到的作用越来越重要。
而针对现阶段石油行业来看，高含水油田的开发对于整个石油行业发展都有着极其重要的意义，但同时在深度开发高含水油田的过程中也面临着提高石油采收率的问题，而也只有采取相关措施提高了高含水油田的采收率，才能够更加有效的推动石油开发工作的进行。
1 高含水油田概述在普通油田中，水的含量和石油含量是相差无几的，这种油田中的石油会和水进行充分的融合，水层也比较薄，开采起来石油的质量也无法得到保证。
而当对普通油田进行一定程度的开采之后，其便会进入高含水时期，高含水油田中的水层厚度则要高于普通油田，这主要是因为纯度越高的石油，密度便会越大，自然而然也就不会与水溶于一起，而是出现分层的现象。
高含水油田中的水层比较厚，石油纯度也比较高，在这种油田中开采出来的石油质量将会更好一些，不过高含水油田的深度开挖同样也会受到多方面因素的影响，只有保证了高含水油田的深度开发采收率，才能够更好的实现石油资源的有效利用，因此在石油行业中深度开发高含水油田提高采收率一直都是一件比较重要的事情。
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施随着油田开发的不断推进，高含水期油田的开采已经成为了当前油田开发的一个重要问题。
高含水期油田的开采效率低、采收率低是目前油田开发面临的一大难题，怎样有效地提高高含水期油田的采收率，已经成为了许多油田开发者所迫切需要解决的问题。
采取有效措施提高高含水期油田的采收率具有重要的意义，以下是一些有效的提高高含水期油田采收率的措施。
一、合理确定开采方案在高含水期油田，由于油水井混采和注水采油比例高，导致采收率低，首先需要合理确定开采方案。
合理确定开采方案，可以提高油井的单井产量，降低生产成本，提高含水期油田的开采效率。
在确定开采方案时，需要充分考虑油藏地质特征、油藏物性、含水层分布等因素，采用合理的开采技术，采取合理的注水周期和注水量，加强生产管理和控制，提高采收率。
二、加强油藏改造在高含水期油田，由于地表水对油藏的影响，使得油藏中的有效油层被水淹没，导致采收率低。
加强油藏改造，是提高高含水期油田采收率的有效措施之一。
油藏改造主要包括油藏调整、提高复杂油藏采收率、提高含水油藏采收率等方面。
通过合理采用各种注水压力、注水量和注水周期等技术手段，调整油藏的产油构造，提高含水期油田的采收率。
三、提高采收系统效率在高含水期油田，采收系统效率低也是造成采收率低的一个原因，为了提高高含水期油田的采收率，需要提高采收系统的效率。
提高采收系统效率，需要采用先进的采收技术，改进生产工艺，提高油田的开采效率。
注重提高采收系统的自动化程度，加强对采收系统的管理和维护，对采收系统进行地面设施改造与提升，以提高采收系统的效率，从而提高高含水期油田的采收率。
四、加强注水管理在高含水期油田，加强注水管理也是提高采收率的一个关键。
注水是高含水期油田采收率低的主要原因之一，加强注水管理，有效控制注水量和注水周期，减小油藏的含水量，提高油水比，提高高含水期油田的采收率。
注水管理包括注水井的选址、注水井的生产工艺、注水井的控制等方面，需要充分重视，加强管理，提高注水效率，提高高含水期油田的采收率。
油田高含水期稳油控水采油工程技术
油田高含水期稳油控水采油工程技术1. 引言1.1 油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性油田高含水期是指油田产量中水含量较高的阶段，通常是指油井产水量超过50%的阶段。
在油田开发中，高含水期是一个非常常见的阶段，而如何有效地稳油控水、提高采收率成为油田管理者和工程技术人员面临的重要挑战。
稳油控水是保证油田生产经济效益的关键。
在高含水期，油井产水量增加，油井产油量减少，如果不及时采取措施稳定油井产量，将导致油田整体产量下降，进而影响油田的经济效益。
稳油控水可以延长油田的生产寿命。
高含水期对油田产量的影响是不可避免的，但通过有效的稳油控水技术，可以延缓油田产量的下降速度，延长油田的生产寿命，充分挖掘油藏潜力。
稳油控水还可以降低油田生产中的安全风险。
在高含水期，油井产水量增加，可能引发油井失稳、油田漏油等安全问题，通过稳油控水技术可以有效降低这些安全隐患，保障油田生产安全。
油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性不言而喻，只有通过有效的技术手段和管理措施，才能更好地应对高含水期带来的挑战，实现油田的稳定生产和持续发展。
1.2 油田高含水期的定义和特点油田高含水期是指油田产液中水含量大幅度增加，达到一定阶段的时间段。
在油田生产运行过程中，随着时间的推移，原油中水含量逐渐增加，导致油水比逐渐下降，特别是在油井长时间生产后，油井的产液中水含量逐渐增多，进入高含水期。
油田高含水期的特点主要包括以下几个方面：油田产液中水含量明显增加，原液品位下降，导致采收率降低，产量逐渐减少；油藏渗透率下降，原油粘度增加，采油难度增大；油井产液中水含量不均匀分布，造成油井产量差异，影响整体采收效果；高含水期持续时间较长，对油田的整体开发与产量影响较大。
针对油田高含水期的特点，需要采取相应的稳油控水技术，以保证油田的稳产和高效开采。
2. 正文2.1 油田高含水期稳油控水采油技术的原理和方法1. 油层物理化学特性分析：在油田高含水期，油层的物理化学特性会发生变化，影响油水分离效果和采收率。
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高含水油田面临的主要问题及提高采收率研究
【摘要】针对高含水油田开发中面临的问题，结合高含水油田的特点及实践经验，认识剩余油和三次采油等新技术不断改善开发效果，提高高含水油田开发效益。
【关键词】高含水油田剩余油采收率
随着油田开发的发展，高含水和超高含水期储层逐渐增加，如何充分利用储层，不断改善储层开发效果是储层在高含水期面临的主要问题。
1 高含水期剩余油分布
通过控制储层平面非均质性对剩余油分布的几何形状，即砂体，砂体连续性，异质性，结构和流动单元和其他因素的控制；另一方面也通过挖掘井网分布过程的影响。
1.1 断层附近
在开发初期，地质条件限制和钻井技术都收到限制，因此井的距离约100米井位置的总体设计，同时也为层状油藏屋盖结构的复杂断块油藏，主断层，一般在40 ～ 50度小断块倾角方位，所以施工现场方位设计不完善，高位置很难在注采系统或采油生产层不对应的角度形成断层，水驱动用程度低，剩余油富集，是最大的剩余油潜力区。
1.2 ii、iii类油层
由于都是大陆相沉积油田，油层层系多，层之间的差异比较大。
在开发初期和中期，要对油层进行划分，从而水驱的动用程度不一
样，比较低下，剩余油比较丰富，在一些小薄层中剩余油也比较富集。
1.3 注采井网不完善区
是因为注采井网不够完善造成的，一是改变断错结构，断块内的小分割减少井网不完善和采油生产操作不当造成的问题；二是发展时期，由于技术和经济原因，井况套管恶化，未能及时维修和更新。
1.4 局部微构造高点区
在沉积相地层中，因为砂体的压实的作用，在沉积环境和构造方面的因素共同影响，容易对圈闭的油水的局部分布情况形成小的构造，在一些鼻状构造和小突起中都是剩余油分布比较富集的地区。
1.5 井间滞留区
主要存在两种形态，一是第一线见效的油井和第二线油井之间的效率低，水驱动用程度，残余油饱和度高；二是相同的之间注入井控制油井间的非主流区的波及区域，非主流线区域，注入水难以蔓延到该地区。
2 高含水油田面临的主要问题
2.1 高含水油田复杂的地质条件。
我国油田地质情况复杂，表现多样性：
（1）油层砂体都是在平面分布的，连通性比较差，砂体颗粒分选性差，孔隙结构不一，物性不一变化大，油层的非均质性强；对于沉积相的砂体，压实作用造成了综合成藏条件差，由于受到沉积环境和构造的影响，比较易形成小的砂体构造，在油水分布上容易
形成小砂体和小鼻状凸起。
（2）沉积的多个周期，油在纵向层次多，有的多达几层或100层以上，层间差异大；差异很大的内部渗透油，特别是河道砂体渗透率呈正韵律分布特性的上部，下部高，再加上的重力，注入水从下窜向上流动。
（3）断裂发育，尤其是在渤海湾地区，在中国东部，断块小，差异大；为层状油藏的屋顶结构复杂断块油藏，主断裂和断块小角度的故障一般在40 ～ 50度，所以构造高部位断层附近在难以形成注采生产系统或储层生产层不对应的角度故障，水驱动用程度低，剩余油富集，渐渐成为其剩余油潜力很大的区域。
2.2 剩余油零星分布状态，老区调整困难
大部分油田的主力油田稠油油藏，如近50年的发展有效厚度大于剩余地质储量75%米控制，一层水，但是水不均匀，纵向有效厚度30%不冲刷段，10% ～ 15%洗截面有效厚度弱，40%洗涤段的有效厚度，层内剩余油主要分布在顶部，厚层在高含水期层矛盾多层油藏已成为目前开发过程中的主要的矛盾。
2.3 以往的注采配套工艺，不能适应油田开发的需求
在油藏分布上有重大变化，综合含水达到90%以上，低渗带剩余油分布连片，形成了整体过度分散，局部相对富集的模式，我们针对这种油藏情况，要形成有效的对策，在开采过程中，我们要不断调整井网分布，由于长期加密井网开采方式的影响，对注采系统，化学剖面的调整都造成很多麻烦，在以后工作中，我们要采取新的
工艺措施，比如：射孔、酸化、解堵、堵水、大泵提液、等增产措施，来解决单井产量降低，起到提液增又的目的。
3 高含水油田提高采收率的方法
3.1 利用侧钻水平井提高高含水储层采收率
开钻侧钻水平井挖潜具有以下四方面的优势：
（1）与正常侧定向钻井，钻井套管开窗侧钻水平相比，开窗侧钻水平井单井控制面积大，可采储量大，产量高，投资回报率高。
（2）与垂直和水平相比，开窗侧钻水平井，侧钻水平井的经济可采储量低，剩余油储量，在剩余可采储量潜在的一个水库的穷人和分布的垂直叠加有很强的适应能力，有利于全面控制，剩余油的使用，提高采收率。
3.2 侧钻水平井部署目标区域是很重要的
侧钻水平井是不同于传统的垂直水平井和传统侧钻井，钻井储层使得它更大的回旋余地；而前者甚至出现偏差的设计是非常小的，可能造成地质报废。
因此，以准确的数据是侧钻水平井是成功实施的必要条件。
在中高渗透油藏水平井钻井的水平井是适合单储层剩余油潜力，可在高含水油藏剩余油平面潜力的地方使用，也可以在上部挖潜正韵律厚油层水驱剩余油，弱，更常见的侧钻井和常规发展威尔斯有更好的作用势。
同时，该技术具有投资少，风险低的特点，经济效益高，具有很高的应用价值。
3.3 储层精细描述技术
在油田开发中后期，由地震数据使得早期的构造图已不能满足油田开发的需要。
随着油田开发的发展，目标层（如储集砂体顶部，顶部）结构的地图，这就对地震资料的解释提出了更高的要求。
为了获得更好的和更精确的结果，地震数据处理的高分辨率的第一，主要采用剩余小波迭代反褶积和频谱展宽技术，通过治理，使地震资料的分辨率有了明显的提高，说明奠定良好基础的精细结构。
在高分辨率地震数据，网格分析方法和井震对比数据的高分辨率地震资料解释，为了获得储层层次构造图。
在油田开发中后期，控制剩余油的分布往往是沉积微相特征及其分布规律。
在这一点上，沉积微相研究应以小层为单元，特别是陆相储层变化频繁，经常需要更进一步的细分沉积微相，这是因为在同一微岩相岩性变化大，但也有较大的差异，对油气富集的影响程度。
利用细分微相预测富集区是关键。
3.4 发展三次采油为主的提高采收率新技术
对于石油富集丰富的油藏，潜力很大，对于这些油藏我们可以采取三次采油的方式，可以提高采收率8个百分点以上，其中聚合物驱是一种潜力巨大的方法。
也可以采取微生物采油的方法，微生物采油包括吞吐、驱、调剖堵水、清蜡等方法，在工艺应用中都可以起到提高采收率的效果。
也可以用生物活性剂和生物聚合物相结合的办法注入井内，起到驱和堵水的功能，总之对于提高采收率的三种新工艺，在石油开采中潜力巨大，但是在应用过程中，要选择合适井况，分析具体地层特性，不然会应为不适应带来投资风险和开
采风险。
参考文献
[1] 吕国祥，张津，刘大伟.高含水油田提高水驱采收率技术的研究进展[j].钻采工艺，2010，33（2）
[2] 白喜俊，王延斌，常毓文.高含水油田面临的形势及对策[j].资源产业经济，2009，11。