高含水期油藏综合调整研究
特高含水期综合调整方案效果评价及研究
参考文献 ：
（ ） ４．
１ 天然 气管 道 的运行 可靠 性评 价技 术 ［］ ＿ Ｊ． 夭然气 ：业。０１ Ｉ ２０ ： 为提高输气管道的可靠性， 在管道的设计和运行管理中主要 ［］ 刘雯．
（） １ 采用优质的耐腐蚀材 ， 国际标准化组 织最近 制订的 依据 Ｉ ３８｛ Ｓ １３石油天然气工业管线管交货技术 条件 》 管进行严 格 ０ 对钢
胜二 区 １ —２单元开油井 １３口， ２ 水井 ８ ２口， 日产油 水平 ７８ ０
首先 ， 油水井报废后直接导致部 分井 区注采 失调严重 ， 出现 只注不采或 只采不注 的局面 ， 同时 导致单 向受效 井增加 ， 严重加 剧 了平面矛盾 。例如胜二 区 ７ —８单元西北部 ２ ８ 、２ ５ ２ Ｘ ６ ３０ ２９ 、２ ８
三 口水井先后 因井 况问题停 注 ， 成该 井 区注采对应 状况变差 ， 造
吨， 含水 ９ ， 出程度 ３．５ ， 综合 ６ 采 ７４ 剩余 可采 储量 １９２ × ７． ２
１ ， ０ｔ地层压力 １． ６ ａ总压 降为 ６ ２ ＭＰ 。胜 二区 ７ ４ １ ＭＰ ， ．４ ａ —８单 元单元 开 油 井 ７ １口， 井 ６ 水 ３口，日油 水 平 ４ ９ ， 合 含 水 ４ｔ综
差。
的 ２．６ ， ５ ５ 开油井 ２ ３口， ９ 开水井 ２ ７口， １ 日油水 平 １ ３ ｔ 日注 ８８， 水平 ４ ４ ２ ３ 水驱储量 １ ８ ３ ， ０ ３ｍ ， １７ Ｘ１ ｔ可采储量 ４ ５ Ｘ １ 。 ０ ６ ８ ０ｔ １ 综 合调整前 开发状况分析
１ １ 开 发 生产 概 况 ．
中图分类号 ： Ｅ 文献标识码 ： Ｔ ３ Ｂ
高含水区域油藏开发及水驱方式研究
高含水区域油藏开发及水驱方式研究随着全球能源需求的不断增长，地下油藏的开发利用成为人类的关注焦点。
然而，随着时间推移，大部分油田开始进入高含水期，这对开采工程提出了更高的要求。
本文将讨论高含水区域油藏开发及水驱方式的研究，以有效提高油井的采收率和提高开采效益。
首先，我们需要了解高含水区域油藏的特点。
高含水油藏是指油井的产液中水含量高于50%的情况。
这种油藏通常具有较高的含水层位，油井的产液中含有大量的水。
高含水油藏的开发难度较大，因为水的存在会影响油藏中油的流动性，降低油井的采集率。
此外，油水井之间的界面张力也会影响水的排出速度，从而增加了开采难度。
针对高含水油藏的开发，有几种常见的水驱方式。
水驱是指在油藏中注入水以增加采收率的一种方法。
目前，最常用的水驱方式包括前驱水驱、顺序水驱和后驱水驱。
首先是前驱水驱。
前驱水驱是指在高含水油藏中，先注入大量的水以驱出油井中的原油。
这样可以降低油井中的原油黏附力，提高采收率。
前驱水驱的优点是操作简单，但需耗费大量的水资源。
此外，前驱水驱还有可能造成水侵，从而降低开采效率。
其次是顺序水驱。
顺序水驱是在前驱水驱的基础上进行的一种改进方法。
在顺序水驱中，我们根据油井的渗透能力和密度等条件进行分区，分别注入不同浓度的水来驱出油井中的原油。
这种方式可以更好地控制水的注入量和压力，提高采收率同时减少水的浪费。
最后是后驱水驱。
后驱水驱是指在油井开采过程中，注入低含水量的水来驱出油井中的原油。
后驱水驱的优点是节约水资源，同时以较低的成本提高采收率。
然而，后驱水驱需要较高的工程技术支持，才能保证水的注入速度和压力的控制。
除了水驱方式，还有其他的开发方法可以应用于高含水油藏的开发。
例如，采用人工举升方法可以通过抽吸泵将油井中的原油抽出，可以快速提高采收率。
此外，也可以尝试使用化学驱等新的技术手段来提高采集效率。
总结起来，高含水区域油藏的开发是一个技术难题，并且需要根据油井的具体条件选择合适的水驱方式。
WLZ断块中高含水期开发特征及综合调整研究
２１２ 注 、采井 喜为 多层台注合采 ，开发矛盾逐 步凸现 该阶 ．．
Ｅ ：主要发 育三角 洲前缘河 口坝相 ， 自西 南向东北 延伸 ，厚 度 ． Ｃ 在４ ｍ以上 ．最厚达 ｌｍ。岩性 为长 石石荚 粉 砂岩 ．主要 分 布于 ， Ｏ ｌ Ｗ１ 井 一 井一带。 ７ Ｗ４
１２ 由层物 性 特征
油 田ＷＬ 断 块为一北 侧被北 东 向西 Ｉ断 层遮挡 的断 鼻构造 ， Ｚ 『 ｌ 探 明 含 油 面 积 １ ６ ｉ ，地 质 储 量 １４ ０ 。 主 要 生 产 层 系 日产油能力２ｔ ． ．ｌ Ｅ ‘ ． ７，日产液能力１０ ｔ ３ ，综 Ｉ
合含 水７ ％，历年累产 油３ ． ×１ Ｏ ｓ １ ４ ０ｔ １ 、地质 储量 采油速度 ０ ％， ． ６ 采出程度 １．％。 ６９
１ 油 藏 地 质 特 征再 认 识 １１ 极 相 类 型 与 砂 体 展 布 ．
特 高 含 水 阶段 （＝ ０ ９ ％） ＷＬ 断块 １９年４ ｆ９％一８ Ｚ ９０ 月投 入 注水 开 发 ， １９年 ８ ９３ 月断 块 综 合 含 水 上 至６ ＋ ６ ％，随 着 油藏 开 发 的 深 ｓ 入 ，注 采系统不适应 、水驱方向单一 、产 出削面不均 、 油层难 以 羞 动片的矛盾越来越 突出 ．１９年至２０年结合动态变化对该块进行 ｊ ９ ， ０３ 了不 断 调整 ，阶段 中期含 水有所下降 ，凶此 ，白１９年底至今 。油 ９３
升至７ ． ８ ％，阶段含水上 升率１ ９ 为 了减缓台水上升速度 ，提 高断块 注水开发效果 ，２ ０ 年 开展此课题 ，主要运用油藏工程 方 ４ ４％ ０５ 法并结合 生产实际 ，对 开发特征 、阶段 含水 上升规律ｉ ￥ ｇ，分析 目前 开发 中存在 的 主要 问题厦潜 力，提 出针 对性 的调整 意 ￣４ Ｎ 见。立足于以井组为单元进行治理 ，开发效果得到改善 关键词 含 水上升 开发特征 并组单元 治理 调整效果
河14断块高含水期剩余油研究及挖潜对策
河14断块高含水期剩余油研究及挖潜对策摘要：河14断块经过30多年开发，已经进入高含水开发后期。
2010年在精细油藏描述及剩余油分布规律研究基础上，通过钻新井、转注、大泵提液等工作，优化产液结构和注水结构，见到了明显的控水稳油效果，有效提高了开发水平。
关键词：高含水期精细油藏描述剩余油挖潜1.概况河14断块位于现河庄油田的东北部，含油面积4.5km2，石油地质储量842×104t，构造上属于中央隆起带西段郝家鼻状构造的东北翼，构造复杂，主力含油层系为沙二段的5、9、10砂层组，是早期东营三角洲前缘自东向西推进时形成的滑塌浊积砂体，岩性以长石砂岩为主，孔隙度为20-25.1%，渗透率为50-800×10-3μm2，为中孔、中低渗储层。
断块自1972年投入开发，到2009年综合含水94.7%，采出可采储量的76.13%，剩余可采储量的采油速度14.2%。
断块目前存在的主要问题是水淹严重，注入水沿高渗带水窜，造成剩余油高度分散。
2.剩余油分布规律研究针对该断块综合含水高、剩余油高度分散、油层动用程度高、稳产基础薄弱的实际情况，以油藏研究为核心，应用三维地震技术、隐蔽油藏描述技术、精细油藏描述技术、测井多井储层评价技术、三维数值模拟技术，开展剩余油分布规律研究。
2.1应用三维地震技术，精细构造研究断块具有窄条带，多油层的特点，进入油田开发后期，剩余油以高度分散状分布于储层之中，要挖掘其潜力，首要的任务是利用地震—地质综合解释成图技术，建立精细的构造模型。
具体的做法：利用7个非标准层做图，通过对构造和断层综合两个方面的校正，用10米间距做出控制断层的断面图，用4米间距做出了13个层的顶面构造图，用1米间距做出了主力储层单元的局部微构造图。
通过精细构造研究，发现构造高部位沿断层向北偏移200-300米。
2.2利用精细油藏描述技术，建立精细沉积模型综合岩性、岩相、电相、粒度、沉积构造、古生物、测井曲线及其组合等方面的特征，结合区域沉积背景，从剖面、平面上研究了厚层砂岩的沉积特征。
尕斯库勒N1-N21油藏中高含水期调整挖潜技术研究
长江大学学报 （ 自然 科 学版 ） ２１ 年 ９ 第 ７ 第 ３ ：理工 ００ 月 卷 Ｊ ｕ ｎ ｌ ｆ ａ ｇｚ ｎｖ ｒ ｔ Ｎ ｔ ｃ Ｅ ｉ Ｓ ｐ ２ １ ．Ｖ １７Ｎｏ ３ ｃ ＆ Ｅ ｇ ｏ ｒ ａ ｏ ｎ ｔ Ｕ ｉｅ ｉ Ｙ ｅ ｓ ｙ（ ａ ｉ ｄ ） Ｓ ｔ ｅ ．０ ０ ｏ． ． ：Ｓ ｉ ｎ
［ 图 分 类 号］ ＴＥ ５ 中 ３７
［ 献标 识 码 ］ Ａ 文
［ 文章 编 号 ］ １ ７ ６３—１０ （０ ０ ３ ４ ０— ３ ４ ９ ２ １ ）０ 一Ｎ ９ ０
尕 斯 库 勒 油藏 开 发 概 况
尕斯 库勒 Ｎ 一 藏位于 柴 达 木 盆 地西 部 南 区 ，构 造 位 于 柴 达木 盆地 芒 崖 坳 陷 区尕斯 断陷 亚 区， Ｎ 油
２ 开 发 中 存 在 的 主 要 问题
１ ）油 水井连通 性差 ，水 驱控 制程 度 低 尕 斯库 勒 油 田 Ｎ 一 ；油 藏 油 层 分 布 、厚 度 及产 状 比较 复 Ｎ
杂 ，具 有 “ 、多 、 散 、杂 ” 的 特 点 。 除 少 数 油 层 连 片 分 布 外 ， 多 数 油 层 在 平 面 上 连 续 性 较 差 ， 为 零 薄 ］
（ 国 石 油 青 海 油 田公 司 ，甘 肃 敦 煌 ７ ６ Ｏ ） 中 ３ ２ ２
王 新海 杨 云 杨 洋
／
（ 庆 钻 探 工 程公 司测 井 二 公 司 ，吉 林 松原 １ ８ ０ ） 大 ０ １ ３
［ 要］ 尕斯 库 勒 Ｎ 一 摘 Ｎ５油 藏为 低 渗 透 砂 岩 油 藏 ，经 过 了 ２ Ｏ多 年 的 开 发 ， 目前 已进 入 中高 含 水 期 ，调 整 和 挖 潜 难 度 增 大 。其 主要 特 征 是 天 然 能 量低 ，地 层 能量 难 以得 到 保 持 ，储 层 非 均 质 性 强 ，层 间 干扰 严 重 ， 注 水 利 用 率 差 。利 用 油藏 工 程 方 法 对 其 开 发 特征 进 行 研 究 ，分 析 其 存 在 的 主 要 问 题 ， 并 针 对 其 潜 力 提 出 了采 用 合 理 的 井 网形 式 ，合 理 加 密 井 网 ，调 整 注 采 系 统 ， 开 展 老 井措 施 等 综合 调 整 策 略 。 现 场 生 产 实 践 证 明 ， 应用 效 果 良好 ，所 取 得 的研 究成 果 对 油 田开 发 具 有 较 强 的 指 导 意 义 。 ［ 键 词 ］ 中高 含水 期 ；低 渗 透 油 藏 ；挖 潜 技术 ；尕 斯 库 勒 Ｎ 一 ；油 藏 关 Ｎ
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。
火山岩油藏高含水期稳产治理对策研究及应用
火山岩油藏高含水期稳产治理对策研究及应用火山岩油藏结构复杂、储集空间多样，主要有砾间孔隙、溶蚀孔洞、裂缝、气孔等，由于这些储集空间分布的非均质性极强，造成岩石的储集性能差异较大，在精细落实油藏顶面构造形态的基础上，结合测井、岩芯、薄片进行裂缝发育规律认识，搞清安山岩的孔、洞、缝在空间中的展布特征，建立以注采井网调整、注水政策调整及采油井管理制度调整等一系综合治理对策，实施后见到良好成效。
标签：火山岩油藏；高含水期；治理对策1 油田开发概况及存在的主要问题1.1 油田开发概况阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，于1989年10月同步注水投入开发，迄今为止已开发了近30年。
在经历了早期产量上升，弹性开采；边底部注水见效，高产稳产；内部注水导致产量大幅递减，油田低速开发等三个开发阶段。
断块面临诸多问题和矛盾制约着进一步深度调整治理。
1.2 火山岩油藏存在主要问题注水易形成沿裂缝水窜，阿北安山岩油藏从宏观上看是一个块状连通体，但由于安山岩体内是以角砾结构为主的缝孔层和块状致密层交替出现，因此阿北裂缝性油藏注，水驱油成效不好。
水后，注入水极易沿裂缝水窜，造成油井暴性水淹，采出程度较低，形成暴性水淹地层压力保持水平较低，目前阿北油田的地层压力分布差异较大。
裂缝方向认识不清对裂缝的认识仅仅局限于注采见效关系的分析，裂缝认识具有很大局限性，对裂缝的展布规律及无井区的裂缝分布情况均没有整体的认识，导致综合治理难度大，对井网调整依据不足。
2 稳产治理对策研究2.1 开展了阿北火山岩油藏的地质特征再认识开展火山岩期次的划分与对比选取地层厚度大，喷发期次全的井作为标准井，阿三段安山岩分为三期喷溢，第Ⅰ期喷溢规模最大，第Ⅱ期喷溢规模其次，第Ⅲ期喷溢规模最小。
第Ⅰ期喷溢Ⅰ+Ⅱ类有效厚度分布不均。
精细地震资料解释、落实阿北火山岩顶面形态阿北安山岩顶面构造，整体为一背斜，受多条断层的切割而造成破碎。
从而形成了安山岩顶面整体上以背斜为特征、以断垒为主要格局、高点呈北东向分布的形态特征。
流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究现状与发展趋势
流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究现状与发展趋势特高含水期油藏是指水含量高达70%以上的油藏，由于含水率高，这类油藏在开发过程中会面临诸多挑战。
流固耦合理论是研究流体和固体之间相互作用的理论，近年来在特高含水期油藏开发中得到了广泛的应用。
本文将对流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究现状和发展趋势进行探讨。
一、特高含水期油藏的挑战及对流固耦合理论的需求特高含水期油藏的开发面临着诸多挑战，主要包括以下几个方面：1. 残余油的开发难度大。
由于含水率高，残余油往往被水包围，油水界面模糊，难以准确确定残余油的位置和分布情况。
2. 油水混产严重。
在开采过程中，由于油水界面的不明显，会导致油水混产现象严重，降低了开采效率，增加了开采成本。
3. 地质构造复杂。
特高含水期油藏地质构造复杂，地层中存在大量裂缝、孔隙和岩石间隙，影响了油藏的渗流性能。
针对这些挑战，流固耦合理论的应用成为了特高含水期油藏开发的重要手段。
流固耦合理论可以帮助我们更加准确地了解油藏的流体运移特性和固体结构特征，从而指导油藏的开发工作。
1. 流固耦合数值模拟方法的研究。
通过数值模拟方法，可以模拟油藏中流体和固体的相互作用过程，从而预测油水流动规律、确定油水分布情况等。
2. 流固耦合实验研究。
通过在实验室中建立流固耦合实验模型，可以直接观察油藏中流体和固体的相互作用过程，从而深入了解油藏的开采规律。
3. 流固耦合理论在油藏地质调查与评价中的应用。
流固耦合理论可以帮助我们更准确地评价油藏地质构造、确定油藏渗流性能等，为后续的开发工作提供重要依据。
1. 流固耦合理论与人工智能的结合。
将流固耦合理论与人工智能技术相结合，可以更加准确地预测油藏的开发规律，为油藏开采过程提供更精确的指导。
2. 流固耦合理论在油藏监测与控制中的应用。
通过流固耦合理论，可以实现对油藏开采过程的实时监测与控制，提高开采效率，降低开采成本。
3. 流固耦合理论与新材料技术的结合。
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高含水期油藏综合调整研究
针对茨13块油藏综合含水高、常规水驱达不到标定采收率等问题，近年来结合动静态资料，开展区块精细地质研究，在剩余油分布及注水见效规律等方面取得一定认识。
在此基础上，制定了完善注采井网并配合深部调驱的工作思路。
通过综合调整，取得较好开发效果。
标签：剩余油分布;完善井网;深部调驱
1 概况
茨13块构造上位于辽河盆地东部凹陷北部的茨榆坨构造带中段，含油面积6.3km2，石油地质储量649×104t，标定采收率14%，主力含油层位S32，油层埋深在-1670～-1830m。
该套储层属陆上冲积扇砂体沉积，为一套成熟度低，分选差含砾粗砂岩，以正韵律沉积为主。
储层物性为中孔中渗。
茨13块1988年9月采用300×300m正方形井网正式投入开发，1990年底转入以边部注水为主的注水开发，经历了上产、快速降产、低速稳产阶段。
截止综合调整前，区块为常规注水开发，日产油21t，综合含水87%，采油速度仅为0.11%，已进入高含水开发期。
2 存在问题
2.1 层间矛盾突出，水淹水窜严重
茨13块属正韵律厚油层，储层非均质性强，造成平面和纵向上储层物性相差较大，纵向上變异系数0.32-1.07，渗透率级差2.25-260.1，导致注入水沿高渗层位突进，油井含水上升快，严重制约了油田注水开发效果。
2.2 注水方向性强，平面压力差异大
受茨13块整体地层倾角较大（7-12°）的影响，区块注水方向主要由构造高部位向低部位突进，导致高部位油井注水受效差，生产表现为液量低，压力低。
低部位油井水淹严重，生产表现为液量高，含水高，压力高。
出现高低部位注采比不均衡的现象。
3 主要做法
3.1井震结合，落实区域地质体
针对茨13块地质体不落实，通过优选标志层，对区块已完钻井采用“由下至上”的地层对比模式，井震结合，精细地层对比和构造解释，开展剩余油分布及注水见效规律研究[1]。
一是茨13块地层由原认识平行不整合接触转变为角度不整合接触;二是剩余油主要分布在井间、层内水驱不到的区域以及受断层和剥蚀
面遮挡的局部剩余油富集区域;三是注水见效方向主为高部位向低部位见效。
3.2 完善注采井网，有效动用剩余油潜力
茨13块目的层S23段地层与上覆S1地层为角度不整合接触，储层由低部位向高部位逐渐被剥蚀，为有效挖潜井间剩余油，在油层厚度大、剩余油富集区域实施产能井4口。
鉴于茨13块注水见效方向主要为高部位向低部位见效的特点，在注水效果较好的井组低部位实施油井侧钻3口。
同时为解决部分井组高部位无注水井控制以及注水井因出砂井下事故停注的问题，实施注水井新井1口，侧钻4口，控制油井12口，水驱储量控制程度从61%上升至75%，对应油井注水见效7口，日产油由6.2t增至12.2t。
3.3 合理注采参数，有效控水稳油
为解决由于地层倾角较大，注水方向性强、注入水突进严重的问题，对茨13块整体实施分区域、分层系注水。
对构造高部位低液量、无有效能量补充油井增大注水量，提高井组注采比，通过对M井上调配注量，增加水驱油效率，对应三口油井见到注水效果，注采比由1.31调整为1.04，阶段累增油183t;对构造低部位高液量、高含水油井减少注水量，调低井组注采比。
通过对M井下调配注量，有效减缓形成较大水流通道，对应三口油井见到注水效果，注采比由1.31调整为1.04，阶段累增油1360t。
3.4 持续深部调驱，提高水驱储量动用程度
针对茨13块厚层块状油藏，储层非均质性强，注水突进严重，隔层不发育分注条件差的问题近年来应用深部调驱，改善注水开发效果[2]。
一是在一定深度范围内封堵强吸水层，使吸水剖面发生改变，减缓层内指进;二是后续注入的交联聚合物具有一定的粘度，降低了油水粘度比，在地层深部形成微观堵塞，减小了平面矛盾，提高了水驱效率。
茨13块近年共实施4个调驱井组，共计5轮次，开发效果较好，调驱后共增加吸水层位60.1m/13层，限制强吸水层位36m/10层，控制油井10口，见效10口，日产油由24t增至39t，含水由88%降至85%，见效比例100%，水驱储量动用程度从70%上升至78%。
4 实施效果评价
区块通过实施调整井和深部调驱，区块日产油由21吨上升至45吨，实现产量翻番;自然递减率由13.98%降至-7.9%，区块稳产基础增强。
通过完善注采井网并配合深部调驱，有效改变了注水结构，综合含水由87%下降至84%，目前含水上升率为-2.0%，含水上升速度得以有效控制。
并一定程度上削弱了层间矛盾，改善了纵向吸水状况，水驱储量动用程度由70%上升至78%，水驱储量控制程度由61%上升至75%，注水开发效果得以改善。
5 结论及认识
①通过完善注采井网，可有效动用区块剩余油潜力;②调整区块注采参数，实现了对构造低部位油井稳油控水;③深部调驱可有效解决层内矛盾，提高水驱储量动用程度。
参考文献：
[1]刘立支等.正韵律厚油层高含水期挖潜方法研究[J].胜利油田职工大学学报，2005，12（3）：31-32.
[2]韩圆庆.油藏高含水后期剩余油分布规律及措施研究[J].经济师，2011（4）：291.
卢先红（1986- ），男，中级工程师，2009年毕业于重庆科技学院石油工程专业，学士学位，现工作于辽河油田茨榆坨采油厂地质研究所，从事石油地质开发工作。