油藏工程课程设计最终版

《油藏工程课程设计最终版》由会员分享，可在线阅读，更多相关《油藏工程课程设计最终版（29页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、精选优质文档-倾情为你奉上西安石油大学油藏工程课程设计 制作者 郑英博 王 超 刘 海 高 瑞 班级 石工 1102 目录第一部分 油田概况1.1油田地理位置交错，村庄遍布，交通便利。年平均气温14，四季分明。该块为新增储量区，没有形成开发井网,周围无井站和集输管网及配套设施，M2向北2.2公里（穿过两条100米宽河道，水深3-5米）可进入最近的配套集输设施覆盖区HE（由此可接入到较大的集输场站，同时可交接油，也有足够的污水来源），M1向东沿河堤土路4.6公里上公路。再绕行10-12公里可到达HE。1.2 技术条件断块内钻探3口井，M2井,2009年10月完钻，Es33综合解释油层4.4m/2

2、层。试油射开40、41号层，井段2871.9-2881.6m，2层6.6m，压裂后8mm油嘴自喷，日产油19.93t，累产油135.5t，2010年5月投产，冲程/冲次，6m/3次，初期日产油15.2t，至2010年11月，累计产油1251.2t,水330.7m3。 M1井，2010年8月完钻，Es33综合解释油层3.0m/1层，2010年10月试油射开48、49、50号层，井段2892.7-2906.3m，3层8.0m，压裂后泵排15MPa，日产油5.7m3，累产油16.8m3。2010年11月投产，冲程/冲次，6m/2次，初期日产油6.98t，至2010年11月，累计产油150.9t,水1

3、83.3m3。M3井是1969年3月完钻的一口老井，测井系列为横向测井，Es33综合解释油层4.8m/1层。第二部分：油藏地质描述2.1油藏地质层序2.1.1地质层序总述XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系平原组，新近系的明化镇组、馆陶组，古近系的东营组、沙河街组以及中生界。新近系的馆陶组和古近系的东营组之间，古近系的沙三段和中生界之间均为不整合接触。在沙河街组内部，划分为沙一、沙三段，缺失沙二段地层，沙一下地层直接覆盖在沙三段地层之上。含油目的层为沙三段的沙三3油组。根据沉积旋回和油层分布特征，又划分为2个砂组。Es33 地层分布比较稳定，厚度70-100m，砂岩发育，岩性以浅灰色、

4、灰褐色细砂岩为主，泥岩为深灰色。Es33在XX油田钻遇井较少。2.1.2地层层序划分表地质分层设计分层系组岩性描述底界深度（m）厚度（m）第四系平原组黄色粘土及散砂255 255上第三系明化镇组明上段泥岩细砂岩互层1485 1230明下段泥岩、泥质砂岩、细砂岩、荧光细砂岩互层馆陶组上部为厚层浅灰色含砾不等粒砂岩与薄层泥岩互层；下部为粒砂岩、泥岩、荧光细砂岩互层，见薄层火成岩1830 345下第三系东 营 组 浅灰色中砂岩、粉砂岩与灰色、深灰色泥岩不等厚互层 2295 465沙河街组灰色、棕红色泥岩、细砂岩、荧光细砂岩互层3000 705中生界紫红色泥岩与紫红色砂质泥岩互层 3050 50详见上

5、图MM断块油藏埋深-2680-2913m，油藏中部海拔-2797m。故判断含油目的层为沙三段的沙三3油组。2.2构造构造位置：区域构造位置处于X坳陷中区HB断层下降盘，北、西为L凸起，南至QH10井断层。MM断块位于XX油田的南部，是受南侧L1、西侧L2，东侧L3三条断层夹持的向北西倾斜的断块圈闭构造。高点位于M1井以南，高点埋深-2680m，圈闭幅度320m，圈闭面积6.1km2。1XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系平原组，新近系的明化镇组、馆陶组，古近系的东营组、沙河街组以及中生界。新近系的馆陶组和古近系的东营组之间，古近系的沙三段和中生界之间均为不整合接触。在沙河街组内部，划分

6、为沙一、沙三段，缺失沙二段地层，沙一下地层直接覆盖在沙三段地层之上。含油目的层为沙三段的沙三3油组。（见M1、M2地层分层及岩性剖面）沙三3油组根据沉积旋回和油层分布特征，又划分为2个砂组。Es33地层分布比较稳定，厚度70-100m，砂岩发育，岩性以浅灰色、灰褐色细砂岩为主，泥岩为深灰色。Es33在XX油田钻遇井较少。2.3储层特性2.3.1沉积特征 沉积环境为近岸水下扇，储层岩性以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，成分成熟度低（石英含量25%40%），风化程度中等，分选性中-好，颗粒磨圆度以次尖-次圆为主，接触关系为点-线、线接触，胶结类型为孔隙式、孔隙-接触式，结构成熟度较低。胶结物以方解石为

7、主，其次为泥质。2.3.2储层岩性物性XX油田沙三3油组取心井5口，最大孔隙度21.9%，最小孔隙度7.1%，集中分布在10-18%之间，平均15.9%；渗透率最大值67mD，最小0.3mD，集中分布在0.3-5mD之间，几何平均3.4mD，为中孔、特低渗型储层。层位射孔井段m取样深度m压力MPa油层温度饱和压力气体平均溶解系数体积系数收缩率原油密度 t/m3粘度 mPas油压套压流压静压m3/m3MPa-1地层压力饱和压力地层条件地面条件油层压力饱和压力地面条件MPaEs333092.9-3111.01000.035.521179.88.0221.31381.354223.880.70840

8、.83532.111.794.692.3.3储层岩石敏感性（1）岩石酸敏性分析报告 酸敏指数：62.30 酸敏程度：极强酸敏（2） 岩石盐敏性分析报告临界盐度：10502.0 mg/l（3）岩石水敏性分析报告水敏指数：85.90 水敏性强度：强水敏（4） 岩石速敏性分析报告渗透率伤害程度：无速敏（5）渗透率伤害程度：无速敏 岩石碱敏性分析报告临界PH值：7.0 碱敏指数：53.19 碱敏性程度：中等偏强性碱敏2.3.4储层渗透性由上图纸束缚水饱和度为40%，残余油饱和度约为33%。2.4油藏性质2.4.1流体性质MM断块原油属轻质常规油。地面原油密度0.8366-0.8409t/m3，地面原油

9、粘度5.33-6.65mPa.s,凝固点20-26,含蜡10.14-11.28%，含硫0.09-0.1%，含胶量16.91-17.63%，初馏点80-86。据M1井Es33试油实际水分析，地层水属NaHCO3型，总矿化度13519mg/l，氯离子3155mg/l。渗透率几何平均k=3.4mD井段25502565m，预计钻遇厚度约20m油气层。沙三3：井段2860-3000m，预计钻遇厚度约20m油气层,由平均油层深度2743.75m计算油层温度T=117,查得水的粘度0.2373 mPas计算原油流度=0.5676mD/(MPas)地层水的粘度1 mPas,当地层水饱和度=0.6,由下列表格就

10、算流度比流度比M=204.662.4.2压力温度系统地温梯度为3.54/100m，压力梯度为1.09，为正常的温压系统。据M4井Es33高压物性分析，饱和压力9.80 MPa，地层压力35.52MPa。2.4.3油藏类型断块内钻探3口井，MM断块油藏埋深-2680-2913m，油藏中部海拔-2797m。M1、M2井试油证实为工业油流井，M3井为横向测井，录井为油斑显示，综合评价为油层，油层分布稳定,未揭示油水界面，油藏类型为层状构造油藏。油藏驱动类型为边水驱动。根据储层的压力温度判定该油藏属正常压力系统未饱和油藏。2.5储量计算2.5.1储层油层概述 根据储层压力预测知油气层段位为：沙一下：井

11、段25502565m，预计钻遇厚度约20m油气层。沙三3：井段2860-3000m，预计钻遇厚度约20m油气层。明化镇组250-275m井段、480-520m井段可能有浅层气分布顶深底深厚度孔隙度 含油饱和度泥质含量测井结论2871.82873.41.69.3151.629.64油层2878.82881.62.812.761.735.28油层29022905.63.6 11.3555.4510.73油层2914.629205.4 油层2.5.2含油面积确定经统计的共有217各方格。含油面积为：217/(7*7)=4.43km2 2.5.3有效厚度的确定根据下列两图，可大致将本区块划分为上、中、

12、下三层，其中上下两层为油层，中间层为干层，根据测井结果三层厚度如下表井上部油层（m）干层（m）下部油层（m）M11.62.32.8M22.31.23.6M32.01.05.4表中列出的，仅仅是三个小层在井附近的厚度，为建立完整的构造模型，还需要各小层在全区块内每一点的厚度。但因为没有其他数据，所以只能通过表中的数据来计算区块其他部分的小层厚度。同时，由于仅有三个点的数据， 无法采用地质统计学方法对其他点的厚度进行计算，故采用距离加权反比方法计算其余点的小层厚度。加权距离反比方法的公式为： 其中，i 代表M1、M2、M3 三口井所在位置；Hi 为井所在位置的小层厚度； w 为权；a 为所需要求的

13、点；Ha 为所求点处的小层厚度。上层油层厚度等值线图下层油层厚度等值线图由上图可得，上部油层较薄1.2m-2.2m，下部油层较厚3.2m-5m。我们取中间数值进行计算，上部油层取1.7m，下部油层取4.1m。2.5.4计算储量结合每个网格块的体积、孔隙度等，可计算出该区块面积为4.43km2中油区总体积为经计算含油区体积V=(1.7+4.1)4.43=25.694，又给出的数据油区平均孔隙度15.9%；总孔隙体积为4.09 ，假设初始油相饱和度为60%。 得到储层基本参数表区块面积S（km2）孔隙体积V（） 油饱和度So 体积系数Bo 原油原油密度 （t/） 4.434.09 0.61.313

14、80.8353则根据上表可以求出原油地质储量为：=156t2.5.5计算地质储量丰度地质储量丰度P为：P=M/S=35.21t/地质储量丰度分类标准地质储量丰度3003001001005050评价高丰度中丰度低丰度特低丰度根据上表结果可知该区块属于特低丰度油区预定单井年产量Q=390/年，生产压差P=9 Mpa，油层平均有效厚度H=5.8m一年按330天计算，得到如下数据产能指数J=Q/(PH)=0.029t/(dMPam)产能指数(dMPam)1.511.50.510.5评价高产能中等产能低产能特低产能由上表我们知道，本开发区块，属于特低产能油区第三部分 油藏工程设计3.1开发原则3.1.1

15、由储层物性分析XX油田沙三3油组取心井5口，最大孔隙度21.9%，最小孔隙度7.1%，集中分布在10-18%之间，平均15.9%；渗透率最大值67mD，最小0.3mD，集中分布在0.3-5mD之间，几何平均3.4mD，为中孔、特低渗型储层。3.1.2中孔、特低渗型储层的开发原则为：（1）技术经济论证的基础上采取低污染的钻井、完井措施，早期压裂改造油层，提高单井产量。（2）具备注气、注水条件的油藏，要保持油藏压力开采。3.1.3分析:油藏饱和压力为9.80MPA，地层压力35.52MPa，属正常压力系统未饱和油藏，MM断块原油属轻质常规油。地面原油密度0.8366-0.8409t/m3，地面原油

16、粘度5.33-6.65mPa.s,凝固点20-26，即不考虑注气和热力采油，以注水保持储层压力为开发原则。由于酸敏实验反应酸敏指数62.30，表现为极强酸敏，故改造地层选择压裂措施。3.2开发层系划分含油目的层为沙三段的沙三3油组。沙三3油组根据沉积旋回和油层分布特征，又划分为2个砂组。Es33地层分布比较稳定，厚度70-100m，砂岩发育，岩性以浅灰色、灰褐色细砂岩为主，泥岩为深灰色。Es33在XX油田钻遇井较少。由于两套层系间隔不大，温度压力变化不明显，Es33在XX油田钻遇井较少的原因决定使用一套开采井网同时开采以节约布井及管理费用。3.3开发方式弹性采收率由公式 NpBo=NBoiCe

17、ffP Ro = Np/ N Ceff=SoiCo+SwCw+CP1-Sw得 Ro =SoiCo+SwCw+CP1-Sw P根据相渗图可知Sw=0.4, 地饱压差P为35.52-9.80=25.72Cp用Newman胶结砂岩Cp- 经验公式Cp=0.(1+55.8721)1.42359Cw取5.010-4MPa-1Ro=7.883该值为储层不考虑启动压力波及效果等因素的最大理论值，实际仅用天然能量开采的采出程度大约为5%。3.4开发井网1.确定井网密度开发井网从经济效益以及我国社会需求出发，原则是在保证社会需求量的同时尽可能经济效益最大化。首先由经济指标确定井网密度。一定井网密度的经济投入：C

18、in=ASID+IB+IC(1-R)T2该井网密度的总产出：Cout=NERWiPID平均单井钻井投资，104 元/井；IB单井地面建设投资，104 元/井；IC采油工程投资，104 元/井; 取（ID+IB+IC）=500A 含油面积，km2; S 井网密度，井/km2;R 投资贷款利率； 6.4%T 开发评价年限，a； 取10年Wi可采储量采出程度 取十年70%ER水驱油采收率 取15%P税后原油利润，元/t; 取2500总利润：G=Cout-Cin可计算出经济极限的井网密度：13.58 井/km22. 确定开发井网类型：开发井网包括网形式和井数（井距、井网密度）。井数由上一部分从经济的角

19、度已经确定了大致的范围，这里确定井网形式。开发井网的基本形式分为三种；排状注水、环形注水和面积注水。由于油藏大致呈平行四边形，所以从排状注水和面积注水中选择合理的开发井网。由于是低渗透油藏，为满足保持原始地层压力和优化水驱油波及系数的需求，选择注水井与采油井成1；1的关系。即281.3m的井距可以满足。由于是低渗透油藏，为满足保持原始地层压力和优化水驱油波及系数的需求，选择注水井与采油井成1；1的关系。排状注水注采井数比为1；1时较为合理的是一排注水井一排采油井的方式进行正对排状切割注水开采，两（三）排注水井两（三）排采油井的方式会出现内部井排不容易受效，也就是两（三）排采油井之间的地层压力没

20、有充分的补给。面积注水注采井数比为1；1选取的思想是：其他方式的注采方案（九点法、反九点法、七点法、反七点法）注采井数比为不相等，虽然对于油藏开采方动用方面可能比注采井数比为1；1的五点法要好。但是容易造成油藏早期开采不均匀，地层含水率不均匀，对于后期井网加密，注水方式改变存在着危机。容易造成高渗透率（西北边）地层早期局部水淹而报废油藏。拟定56口井.井网密度12.64井/米，井距281.3米，通过渗流力学压降漏斗，平均有效厚度5.8m，平均渗透率3.4mD，流体平均粘度6mPa/S，年产出程度1.05%计算平均单井（年产330天）可计算出当（Pe-Pw）为6MPa时单井控制面积能达到846.

21、8m。Q=2khPe-Pwlnrerw正对排状切割注水和五点法注水的比较：从历史经验上可以得出。在相同流度和含水率的条件下，五点法注水的面波及系数方面优于正对切割排桩注水。由于油藏采收率为油藏面波及系数、油藏垂向波及系数和水驱油效率的乘积，而且在油藏条件和注入水（水质、注水量）不变的情况下油藏的垂向波及系数和水驱油效率是相同的，那么提高了油藏的面积波及系数就等于提高了油藏采收率。从简单的几何模拟方面考虑，正对排状切割注水和五点法注水井距相同的情况下，注采单元面积是相同的。注水井单井水驱控制面积也相同，但是由于布井方式不同井网完善程度也产生了差异。五点法注水的井完善程度为0.7071，直线正对的

22、井网完善程度为0.5。可以发现五点法在几何模型考虑也优于正对排状切割注水。可以看出五点法与正对排状注水的采油井和注水井的井距不变，但是采油（注水）井和采油井（注水）之间的距离增大，相同类型的井间干扰减小，驱油效率会增加。3.5开发动态指标预测3.5.1单井产能评价由于储层的厚度、孔隙度、渗透率在油藏上从东北到西南递变，单井产能评价分为三个区：A、B、C区。井号A33M1B24M2C16有效厚度(M)6.555.305.955.203.90孔隙度(%)13.0012.7011.5011.3510.50渗透率mD27.0022.0015.0013.549.00含油饱和度60%体积系数（Boi）1.

23、3138油的平均密度（t/m3）0.8353局部储量丰度（t/）32.4725.6726.1022.5115.61泵采单井产油（t/天）10.568.527.136.424.273.5.2预计建设规模注采井网管线线路设定以及每年每口井平均投产330天，采油速度为地质储量的1.05%单口井平均生产1.65t/天。3.5.3开发动态指标首先由中原油田的采油速度和稳产时间经验公式：t=85.206/e0.368v拟定1.05%、1.50%采油速度模拟。采油速度 （%/年）1.051.50稳产年限 （年）54稳产出程度（%）5.256.0015年产出程度（%）11.50612.24315年含水率（%）

24、46.90447.34620年产出程度（%）14.57112.66520年含水率（%）48.74347.599Jqo=atbe-cvtJqo递减期日产油量与稳产期日产油量比值t为递减期时间；v为稳产期平均采油速度；经验系数a=0.969 235，b=一0.105 6，c=0.003 746 7第四部分 油藏动态监测4.1 生产动态4.1.1 动态监测的原则 ： 根据油田的地质特点和开发要求确定监测内容。 油田开发动态监测系统按开发区块和层系建立。 监测井网的部署要采取一般区块同重点区块典型解剖相结合的办法。重点区块内要进行加密测试，定期监测，系统观察。 监测井点的部署。在构造位置、岩性、开采特

25、点上应具有代表性，在时间阶段上要有连续性、可对比性，应针对不同类型的油田确定监测井数。 监测系统部署采用固定与非固定的方法。 监测系统中各种测试方法、测试手段要综合部署，合理安排。 选定的监测井，其井口设备和井下技术状况要符合测试技术要求。 4.1.2动态监测井数的确定和安排 油气井地层压力与温度监测井数的确定 根据石油行业标准和动态监测原则，Es33油层井选取12口井作为测压井。 注气井吸气剖面的监测 注气井每年监测1次，时间间隔不少于9个月。 产液剖面监测 选采油井开井数的10%-15%的井测产液剖面，井数为12口，每年测1次，时间间隔不少于9个月。 裂缝延伸监测 为更准确地掌握各区块岩石

26、力学性质、地应力分布和人工裂缝延伸规律，本区应尽快开展地应力和裂缝的相关基础测试。 油水界面监测 为准确掌握油水界面的位置，建议通过试井或其他方法进行判断。 4.1.3动态监测方案实施要求 动态监测方案执行过程中如需要调整可根据油藏动态变化及时调整。 首先实施重点监测项目即油水井压力监测，注入及产出剖面监测。 4.1.4 M1 井和M2 井的生产动态对生产期（2010年11月30日后）的动态数据单独进行分析，可以得到M1 井和M2 井的生产动态曲线。 M1 井生产动态曲线 如图所示，M1 井共生产122 天，投产初期日产液6 m3/d， 平均日产液2.73 m3/d，投产初期日产油2.64 t

27、/d，平均日产油2.19 t/d，投产初期日产水3.8 m3/d，平均日产水量为0.54 m3/d，平均含水率17.80%，并呈缓慢上升趋势。油压和回压较为平稳，套压缓慢下降。 M2 井生产动态曲线 如图所示，M2 井共生产122 天，投产初期日产液14.8 m3/d，平均日产液6.47 m3/d，投产初期日产油10.95 t/d，平均日产油4.84 t/d，投产初期日产水3.46 m3/d，平均日产水量为1.60 m3/d，平均含水率24.93%，并呈缓慢上升趋势。油压和回压较为平稳，生产后期套压上升。 4.1.5油压，套压变化4.2试井4.2.1试井总述试井是了解油藏动态的重要手段，其目的

28、就是通过通过油气井的测试资料来评价油井或油藏的生产动态，获得下列地层参数：（1）推算地层的原始压力或平均地层压力。（2） 确定地下流体的在地层中的流动能力。（3） 油井进行增产措施后，判断其增产效果。（4） 认识油藏的形状，评价油藏能量作用范围。（5） 估算油藏地质储量和油藏的可采储量。4.2.2试井成果表M1井2009年10月完钻，M2井，2010年8月完钻，其试油结果如下表所示，获得的原油参数有：密度0.8366g/cm3（20），粘度：5.5mPas（50），凝固点：20。 M1、M2井试油成果表井号层位试油序号解释层号射孔井段 m厚度 m试油或措施日期工作制度压力 MPa日产量累产量温

29、度 试油结论油压套压静压流压油 t水 m3油 t水 m3测点深度 m静温流温M1Es33140、412871.9-2881.66.6压裂2010.03.16自喷8mm0032.6124.819.93/135.5/2824.93114.8116油层M2Es33148、49、502892.7-2906.38.0压裂2010.10.04泵压15MPa5.7/16.8/油层通过试油资料可以看出：（1）油藏初期单井产量低，初期单井日产量4.77-19.93 t/d，平均为12.35t/d，不产水；（2）M1井能形成自喷，M2井必须进行机械采油，说明地层能量不足；（3）储层渗透率较低，投产前要进行压裂。

30、M1井2010.05.02开始试采，M2井2010.11.17开始试采，其试采数据如下表所示： M1、M2井生产数据表井号层位试采层号试采井段m层数层厚度m投产初期产量目前产量累积产量(截止10 年 11月底)日期工作制度压力 MPa日产量日期工作制度压力MPa日产量油t水m3油压套压油t水m3油压套压油t水m3M1Es3340、412871.9-2881.626.62010.05.026/30.950.215.23.82010.11.306/30.051.02.570.431251.2330.7M2Es3348、49、502892.7-2906.338.02010.11.176/21.10.

31、856.988.032010.11.306/21.10.510.953.85150.9183.34.2.3绘制试井曲线对试采期（2010年11月30日前）的动态数据单独进行分析，可以得到M1井和M2井的试采动态曲线。 如下图所示，M1井试采221天，试采初期日产液18.9 m3/d，平均日产液7.15 m3/d，试采初期日产油15.2 t/d，平均日产油5.66 t/d，试采初期日产水3.8 m3/d，平均日产水量为1.49 m3/d，平均含水率18.32%，各压力指标均出现不同程度的下降。 如下图所示，M2井试采25天，试采初期日产液16.01 m3/d，平均日产液15.02 m3/d，试采

32、初期日产油6.98 t/d，平均日产油量6.04 t/d，试采初期日产水8.03 m3/d，平均产水量为7.33 m3/d，含水较高，平均含水率达到59.79%，但一直呈下降趋势。 M1 井试采动态曲线 M2 井试采动态曲线 4.3示踪剂井间动态分析通过对示踪剂的产出情况的分析，可以解决注水开发中出现的问题：1. 评价油藏非均质性2. 确定井网的体积波及系数，水淹层的厚度及渗透率的大小，平均孔道半径，注采指标等。3. 核实断层及封闭性。4. 根据相邻井的示踪剂产出情况，判断射孔和层系间隔层性质，为层析调整提供依据。5. 分析开发调整措施的有效程度第五部分 结束语通过前期的研究，对MM断块注气开

33、发方案进行了编制，为合理有效地开发该断块提供了理论依据和技术支持。同时，取得了以下主要结论和认识： （1）该断块是重力驱动和边水驱动共同作用的油藏，油层较薄，储量丰度低。通过油层对比分析可以将储层划分为两个油层和个中间干层。处于油藏最下部油层为主力产层。 （2）M2井岩心敏感性分析实验表明，沙三组强酸敏、强盐敏、强水敏、无速敏、中等偏强碱敏，不适合注去离子水开发。 （3）本区开发目的层为Es33，油层厚度小，采用一套层系一套井网同步注地层水开发。 （4）M1井和M2井投产初期日产液分别为6m3/d和14.8m3/d，平均日产油分别为2.19t/d和4.84 t/d，平均含水率分别为17.80%

34、和24.93%。 （5）相对渗透率曲线表明，该油藏是典型的低渗透油田，后期含水饱和度上升较快。开发前期需要同时注水保持地层能量，后期调整时应以稳油控水，提高采出程度为目标。由于现有资料较少，构造及含油面积和厚度等难以确定，在开发程序上需要滚动开发，通过对新的钻井资料的认识，及时调整开发部署方案。在现有的认识下，开发顺序为前期构造底部位边水附近井先注水，中部采用面积井网，上部只有油井开采。由下向上逐步注水开发，将油向上驱动。当油井含水率较高时井网应逐渐将一部分油井转注，改变流动方向，逐步提高注入波及系数，从而改善单元开发效果。参考文献1.何更生，唐海.油层物理.北京：石油工业出版社，20112.王俊魁, 陈国勋. 面积注水井网的选择与调整. 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院, 黑龙江大庆,20053.肖建群.宫畅.黄振民.信伟采油速度、采出程度与水驱自然递减率的关系研究会议论文-20044. 王怒涛.钟飞翔.代万波.许小山.陈丁才确定合理采油速度的最优化方法期刊论文-断块油气田2005,12(4)5.李传亮.油藏工程原理.北京：石油工业出版社，20116.姜汉桥，姚军，姜瑞忠.北京：中国石油大学出版社，2006专心-专注-专业