毕业论文设计--水驱油藏剩余油分布研究方法及发展趋势.doc

目录
1 绪论 2
1.1 研究的目的和意义 2
1.2 国内外研究现状 3
1.3 论文主要研究内容 4
2我国高含水油藏剩余油分布特征分析及评价 4
2.1 资源分布特征 4
2.2 注水油田剩余油分布特征 8
2.3 我国水驱油藏剩余油分布评价 10
3高含水期剩余油分布研究方法 12
3.1 地质方法 12
3.2数值模拟方法 14
3.3 室内试验技术 14
3.4 工艺技术 15
4高含水期剩余油分布研究发展趋势 17
4.1剩余油分布研究发展方向 17
4.2中国注水开发油田未来技术发展方向[18] 18
5结论与建议 20
5.1 结论 20
5.2 建议 21
参考文献 22
致谢 23

1 绪论
1.1 研究的目的和意义
我国东部注水开发的许多主力油田已进入中、高含水期。一方面新增储量日益困难，勘探程度高，新发现油田规模总体呈变小趋势，而且新增探明储量中的低渗透与稠油储量所占比例逐年加大，储量品质变差，新增及剩余储量可动用性较差；另一方面，我国注水开发油田“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，还有大量石油不能采出。这种开采程度高采收率低的严峻局面对石油开发领域的研究提出了更高要求。我国油田地质情况复杂，原油性质差异大，水驱油过程不均匀，到了勘探开发的后期，尤其是在那些勘探程度较高的老油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30%左右，这意味着有60%~70%的剩余石油仍然残留在地下成为剩余油，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2至3年的石油消费量
目前，国内外已达成共识的方法是按储层的非均质规模来研究剩余油，建立不同级别的非均质模型：（1）油藏规模的非均质模型，（2）油层规模的非均质模型，（3）流动单元模型，（4）岩心规模的非均质模型，（5）孔隙结构非均质模型。
以上5个由大到小不同层次的非均质模型，是研究油藏中油气水分布不均及剩余油形成模式的控制因素和地质基础。每一级模型之间都有内在的联系一、二级非均质形成的剩余油，是在高含水期后期和特高含水采油阶段，提高注水波及体积将要涉及的问题，据国内油田统计，这类剩余油占全部剩余油的60—86%，是当前研究剩余油的重要领域。而第三、四、五级较微观，即砂体内、岩心和孔隙规模非均质所形成的剩余油，则主要是三次采油进一步提高采收率的问题。
1.2 国内外研究现状
剩余油分布规律研究是一项世界性难题，也是地质、地球物理和油藏工程等不同领域的前沿性研究课题。很久以前国内外研究者就已认识到了这一课题的重要，曾经开展过岩心水驱油实验、平面乃至立体物理模型实验、油藏模拟、矿场检查井取心分层找水等工作，为剩余油分布提供了宝贵的资料[2]。注水开发油田的剩余油量是油田开发方案调整和提高采收率的物质基础，各个国家都非常重视剩余油分布的研究。美国于1975年成立了剩余油饱和度委员会，从宏观上将剩余油饱和度度量分为单井、井间和物质平衡法3种。前苏联在杜玛兹油田专门打了24口评价井来研究油田水淹后期的剩余油分布的方法。现代地质技术、测井技术和油藏工程技术，特别是现代测井测量技术和处理解释技术的迅猛发展，为剩余油分布研究提供了更为有利的条件。国外一些公司如Schlumberger、Shell公司近年推出了测井数据处理软件、地层评价软件和地层测试数据处理软件，为剩余油预测和油气评价提供了新的思路和技术。国外研究剩余油主要包括岩心分析、示踪剂测试、数值模拟、测井、试井及电阻率等多种方法，近年来提出了“以定时、定位、定量计算剩余油饱和度为依据，设计加密井位置”的新设想。目前，国际上确定储层中剩余油的分布仍然是石油工业迄今尚未得到完善解决的重大课题描述宏观及微观非均质性储层中驱替后剩余油分布已成为各种国际会议讨论的主题。20世纪90年代以来，主要产油国重视了密闭取心的分析和第一手资料的收集，完善了动态监测系统，加强了油藏经营管理，使剩余油饱和度分布的研究精度有较大提高。在油田开发过程中，特别当油田进入中后期开发时，了解和掌握油藏中剩余油饱和度的宏观和微观的时空分布，是油藏开发调整和改善油藏开采现状的直观再现，是油藏经营管理决策的重要依据。我国的剩余油分布研究工作早在“六五”期间就已开始，相继开展了油田、油藏、区块、单井以及岩心等不同地质规模下剩余油的空间位置、形态、数量以及剩余油随时间变化的研究工作，主要采用了油藏数值模拟、井间示踪剂、神经网络、沉积相、测井、灰色理论及数理统计等技术研究剩余油分布规律，为油田方案调整提供了依据。
1.3 论文主要研究内容
① 我国高含水油藏剩余油分布特征分析及评价
② 高含水期油藏剩余油分布研究方法
③ 高含水期油藏剩余油分布研究发展趋势
2我国高含水油藏剩余油分布特征分析及评价
2.1 资源分布特征
根据2003年底已开发的268个油田统计，注水开发油田储量占全部开发储量的82.69%，注水采油量占82.37%按开采程度分类统计来看，可采储量采出程度大于60%，综合含水率大于80%的“双高”油田，其可采储量占已开发油田总可采储量的87.7%，年产油量占79.6%，剩余可采储量占71%[4]。这充分说明，陆相油田注水开发仍是主要方式，注水开发提高采收率仍是主导技术。同时应当明确，已开发油田总体上进入高含水高采出程度阶段，研究高含水期水驱提高采收率的基础就是客观的评价与估计高含水期油藏活油层剩余油分布的形式与资源潜力。此阶段剩余油饱和度低，累计注入水已占孔隙体积的0.5倍左右（占烃类地下体积CPV的0.68倍），对原开采层系的油层进行整体调整，新井含水与老井趋近，股份公司2003年老区调整井含水仅比平均值低13.5个百分点，并且含水上升很快。新井单井产油量低，新增可采储量减少， 2003年大庆老区调整井单井日产3.4吨，每口仅增可采储量3000吨左右。
表2-1 陆上主要油区驱油效率
油区
驱油效率（％）
油区
驱油效率（％）
大庆
喇、萨、杏
52-62
华北
华北地区
42-55
外围
42-52
二连地区
37-42
胜利
45-55
江汉
50-60
辽河
38-52
长庆
37-50（平均48）
吉林
44-56
玉门
52
大港
48-58
新疆
克拉玛依
45-60
中原
50-56
差储层
40
河南
52
吐哈
56-67
表2-2 陆上油田主要沉积类型驱油效率
沉积相
驱油效率（％）
最小
平均
最大
河流相
52.1
60
68.1
三角洲相
58.2
60.4
69.3
扇三角洲
50.6
58
61.5
湖底扇（浊积）相
50.3
58
65.3
冲积扇相

58.2

滩坝
44.2
53
61.8
中国陆相储层的驱油效率都不高，属于中—低的范围，一般值在50～60％左右，低值在40％左右，高者可达68％。统计上述陆地油区各油田不同沉积类型的驱油效率，表明各类储层驱油效率的大小都比较接近，大体在50～60％之间。说明影响驱油效率最重要的因素是储层微观结构及其表面性质，从中也可以看出中国油田水驱状况的概貌以及剩余油分布与开发的潜力。
表2-3 “中国石油”油田采收率状况（2001年标定）
油区
地质储量（万吨）
采收率（％）
可采储量（万吨）
大庆
568340
42
237066.4
吉林
93817
23
21013.4
辽河
213810
23
47939.7
华北
111330
27
27914.9
大港
87830
25
21245.5
冀东
10750
20
2110.4
新疆
175669
24
40855.5
塔里木
26506
31
8116.9
吐哈
25289
27
6704.3
玉门
10915
33
3577.6
青海
26641
21
5504.0
长庆
96386
21
19880.9
西南
6796
6
357.8
南方
218
19
40.6
中国石油
1454079
30
442287.3
从表2-3中看出各油区采收率存在较大的差异。从储层角度分析，各类沉积相的储层平均采收率差别不大，只有浊积岩采收率仅25.6％，占陆上开发储量2/3的河流、三角洲相储层的采收率为31～32％。上述标定的采收率值，表明在现有技术状态下，油田可能达到的采出量数值。但从前述我国目前注采井网下，各种水驱参数的分析表明，最终还要高得多，预计一般中高渗砂岩油藏可以达到40～45％以上（甚至超过50％），而低渗透油藏也可以达到30％以上。但需要更长的水洗时间。所以，在特高含水期以后，重要的是经济有效地把现标定剩余储量采出来，实现水驱后的提高采收率的接替技术，并进一步把更多的可动用储量动用起来，提出适合我国国情的高含水期提高采收率技术的可行性做法及发展方向，为股份公司制定下一步聚合物驱后提高采收率技术的发展战略规划提供技术支持。
我国一些主要油田进入高含水期开采以来，为了改善开发效果，采取了加密、调整等一系列增产措施，并钻了大量密闭取心井，同时为确定剩余油的分布，对一些区块进行了数值模拟研究。所有这些资料表明，在油田进入高含水期后，油层的水淹面积可以达到90％甚至更高。例如扶余油田在1979～1981年，钻密闭取心检查井（8口）时，油田综合含水53％～62％，检查井钻在水淹区内的主流线区、非主流线区和滞留区，取心资料显示，各层都有不同程度的水洗，说明水淹区的水淹面积接近100％。胜坨油田一区，在注水13年后，综合含水达73.5％，经数值模拟计算，水淹面积可达0.91。

图2-1 大庆萨葡油层不同含水时期水洗厚度图

图2-2 厚油层水淹厚度分布图
大庆油田赵永胜根据最新资料包括了大庆油田不同开发时期、不同含水率阶段85口查井的数据(图2-1，2-2，2-3)。大庆油田将有效厚度大于或等于2m的油层定义为厚油层，对这些厚油层进行统计，85口检查井中共有64口葡萄花、萨尔图油层的检查井的149个小层水淹厚度大于70％，其中水淹厚度在70％～80％的有55个小层，占统计层数的36.9％，80～90％的共有45个小层，占30.2％，90％以上有49个小层，占32.9％，单层水淹厚度达90％以上，甚至100％。这些数据足以说明当井网加密到一定程度，重力和层内的非均质性对最终水淹厚度的影响并不大，单层的水淹厚度完全可以达到90％以上，并且在油层含水超过80％以后，水淹厚度仍能显著增加。因此可以看出：对于厚油层的开发，只要创造良好的开采条件，保证注入足够孔隙倍数的水量，依靠水驱每一层完全可以达到较高的水洗程度，厚油层上部的原油是完全可以依靠常规注水方法采出的。
统计了自1994～2001年钻取的23口密闭取心井水洗资料，结果表明，油层厚度大，其水淹厚度也相对较大。有效厚度大于2m的油层平均水淹厚度为65.16%，有效厚度在0.5～1.9m的为58.2%，有效厚度小于0.5m的油层为55.33%特低渗透层水淹厚度只10.8%，其最高值也不超过20%，并且随含水上升看不到有增长的趋势，这是由于特低渗透储层孔喉结构的特点所造成的。而对于中高渗透油层，随着开发时间的延长、累计注水量的增加，油层的水淹厚度也会随之增加。

图2-3 不同厚度储层水淹厚度百分数与含水变化图
2.2 注水油田剩余油分布特征
（1）大尺度非均质剩余油分布[5]
主要是指宏观沉积相带控制下的储层物性分布规律。油田开发初期布署的基础井网和注采系统下，井距比较大，一般采用300～500米的注采井网，对一些中、小砂体控制不住，其控制的可采储量大体只有油田最终可采储量的80％左右，而对中等面积的砂体往往出现注采不完善，水驱控制储量也只有70％左右。这种井网对砂体整体控制程度较差的宏观潜力，通过井网加密，细分开发层系已基本解决，老油田井网加密以后，注采井距一般在150～250米左右，根据陆相油层砂体展布的规律分析，老油田注采井网已有效控制了绝大部分砂体，未被控制的砂体已是极少数。从实际资料分析，经过井网加密，井网密度一般都在18～20口/Km2以上，这时通过加密井网提高砂体控制程度，增加采收率的幅度已很小。
（2）中尺度非均质与剩余油分布
主要是指在井间规模内的储层非均质，是与沉积成因有关的宏观非均质的几种类型。包括沉积成因单元边界和砂体形态的变化和多样性。按一定几何形态部署的注采井网与平面上不规则的砂体形态相结合，产生了对砂体局部不可能有效控制的状况。这部分剩余油在构造相对比较简单的油田内，主要受砂体规模和形态的影响，如注采不完善和井间尖灭的砂体，以及边角井不能有效控制的砂体的边角部分，在剖面上剩余油分布主要受层间差异的控制。还包括构造成因引起的剩余油滞留。在构造比较复杂的地区，例如在复杂断块油藏中，断层和微构造是井间剩余油分布潜力比较集中的地区。例如大港枣园油田枣1219断块含油层位为枣Ⅴ油组，面积为0.27 Km2，石油地质储量141万吨，有油井10口，开井8口，日产水平75吨，综合含水83.3％，采出程度仅11.8％。2001年，结合三维地震资料，重新修改分层13处，增加断点6个。根据构造变化以及对油水层分布的重新认识，重新布署调整井8口，至2002年8月已投产7口井，钻井成功率100％，新井初期日产油5.5～23.1t，新建年生产能力1.34万吨，增加含油面积0.3Km2，新增石油地质储量50万吨。2002年10月，日产水平提高到93.1吨，综合含水下降到78％。主要是成因单元内平面和纵向相变引起的不均匀剩余油相对富集带。这种情况中，渗透率平面差异与前一种情况类似，而值得注意的是剖面上储层的非均质性在水驱过程中对含油饱和度的影响。典型的储层韵律性概念地质模型如图，分别代表了辫状河河道微相，曲流河河道微相和三角洲扇中微相的典型剖面。其中正韵律厚油层顶部往往是剩余油饱和度较高的地区。
（3）微细非均质与剩余油分布
微尺度非均质是指由于沉积结构、构造造成的层内小规模的不均匀性。包括交错层理、纹理以及微裂缝等。它们的发育规模在几厘米—数米范围内，在水驱以后的岩石中，由于受局部结构的变化的影响，在层理和纹理面附近渗透率和毛管力都发生较大的变化，形成原油相对富集的条带。

图2-4 非均质剖面模型图

图2-5 层内结构非均质性
微观非均质对剩余油的影响是复杂的，取决于岩石表面性质、孔隙结构的非均质性以及油水粘度比。一般来说，由于微观非均质性而形成的剩余油，在高含水层段是呈不连续相分布的，存在于孔隙岩石表面或以微小的油滴存在于孔隙之中，这是所谓的剩余油高度分散。其中除由于油水粘度比大而引起的驱油非活塞性而形成的剩余油，大量微观、不连续相剩余油要依靠三次采油的方法才能采出来。
2.3 我国水驱油藏剩余油分布评价
20世纪80年代前苏联专家对油田注水开发剩余油分布作了估计，他们将剩余油分布分为6类：按其在剩余油总量中所占比例依次排序为[6]：
第一位注水绕过的差油层和注入水沿局部变差部位边缘绕流而形成的剩余油，估计占27％
第二位在水动力滞留区的剩余油占19.5％
第三位未钻遇的透镜体中的石油，占16％
第四位滞留在小孔隙中受毛管力束缚的石油，占15％
第五位在岩石表面呈膜状态的石油，占13.5％
第六位滞留在区域性屏障附近的石油，占9％
显然，处于第一、二、三、六位的剩余油属中尺度非均质控制的范围，它们剩余油的总量占71.5％。
针对我国国情，从我国注水油田储层状况、目前层系井网、现有注采方式等实际情况，结合密闭取心、各类油层钻遇率以及有关油藏地质模型的物理、数学分析，对目前注水开发油田剩余油分布状况具有以下特点。
（1）砂体在注采井网下边角损失、低渗透带的绕流和透镜体等形成的剩余油仍占主导地位。
其中包括由于断层、局部微构造所形成的石油富集区。根据大庆及其它油田密井网的解剖，由于几何损失、砂体注采不完善等因素造成的储量损失，大约仍占投入开发地质储量的15％（较好的储层）～25％（差储层或构造复杂区）。这种未被控制的砂体，以30％的钻遇率，或其0.3左右的钻遇概率估计，预计可以提高采收率4.5～7个百分点。换句话，即使在目前较密的注采井网下，未动用或基本未动用的石油储量，仍占总开发储量的1/4～1/6。
（2）正韵律厚油层，在水驱油过程中受原油粘度、渗透率变异系数、垂向渗透率等因素的影响[7]。
假设地层油水粘度比为60，变异系数为0.5，油层厚度为5m，垂向渗透率与水平渗透率的比值为0.3，进行单层的概算，当油井含水达到98％时，油层波及系数可以达到0.9。若降低油水粘度比，或提高垂向渗透率，均可达到更高的波及程度。换言之，厚油层在一定注采井网下，可以达到较高的波及程度。如果以河流相储层占总开发储量的40％，其中油水粘度比大于60的厚油层剩余油占总已开发石油地质储量不超过1％。
（3）小尺度非均质和微观非均质所形成的剩余油不好估计。
但通过三次采油实践表明，聚合物驱一般可以提高采收率5-8％。即可以使以改善油水粘度比为主要形式的驱替方式，通过调节小尺度非均质性，达到宏观上的扩大波及体积，并改善驱替剂驱替过程中的非活塞性，增加了采收率。因此，可以认为在注水开发的后期，小尺度和高度分散的剩余油大体上可以占到石油地质储量的5-8％，这部分油可以通过长期水冲刷、高效二次采油技术或三次采油才能开采出来。
从以上三个方面的估计表明，在特高含水阶段或者在油田开发后期，在现注采井网和开采方式条件下，相对集中分布的剩余油仍占优势。随着注水开发向后期发展，井网加密对储层控制程度的增加，集中分布的剩余油所占比例会逐步减少而以小尺度和微观非均质控制的高度分散的剩余油逐渐显现出来。它们一是分布在相对较差、水淹程度低的储层中二是分布于弱水洗的油层部位。
通过上述分析表明，目前油田剩余油大体分两部分，一是现注采井网控制之下尚待开采的部分，开采这部分剩余油的技术方向，主要提高剩余油开采的经济性，有效地加快开采速度二是现有注采井网和开采条件不能控制或控制不好的石油储量，其技术方向是通过一定的技术措施，增加石油可采储量。注水开发油田技术措施的目的可以简单的概括为两个方面，对前者是提高采油速度，对后者是提高采收率。
3高含水期剩余油分布研究方法
3.1 地质方法
（1）开发地质研究方法
开发地质学是研究剩余油形成与分布的基础和主要方法之一。该方法主要研究微构造、沉积微相、储层非均质性以及利用密闭取心资料计算剩余油饱和度，主要侧重于间接的、定性的和静态的研究。
（2）层序地层学研究方法[8]
高分辨率层序地层学是从成因地层学入手，对中间储层进行较为精细的对比，在油田或油气藏范围内，主要通过关键界面的认识和对比进行研究[22]。该方法主要根据沉积基准面原理，详细划分对比储集层，建立高分辨率层序地层框架，此时等时地层格架与一定级次的流动单元相一致，控制了砂体储集层内一定规模的流体流动，同时由于沉积物的体积分配与相分异的结果，砂体储集层的非均质性特征与基准面之间存在对应关系[9]，为注水对应分析及剩余油预测提供了依据[23]。通过研究发现油田开发中后期剩余油的分布与基准面旋回之间具有一定的对应关系:处于中长期基准面最低位置附近的砂体分布较为广泛，物性好，多具有高孔高渗特征，但非均质性较强，原始地质储量较大，在开发过程中易发生强水淹，剩余油多呈透镜状零星分布；处于中长期基准面最高位置的砂体一般面积小，物性差，开发过程中易成为未波及地带，因此剩余油呈连片分布；在中长期基准面上升时期所形成的砂层组多呈正韵律特征，厚度大，水驱过程中易在砂层的上部形成剩余油分布；而在中长期基准面下降时期形成的砂层组则具有反韵律特征，水驱相对均匀，但一般厚度较薄，易成为单层未动用剩余油区。
（3）地震技术
大量的现场试验证实，井间地震技术因其作业方式的特殊性而能够使获得的资料具有其他地震资料无法比拟的分辨力，是解决油藏特性描述、生产动态监测和确定剩余油分布等问题的理想方法。其作用主要体现在2个方面:①解决油藏特性描述问题过程中，井间地震资料可提供更为准确的储层形态和内部特性检测结果，帮助优化油藏模型，提高整个油藏描述的精度，从而提高油藏地质建模和数值模拟的精度，为修改开发方案和加密井布井设计提供可靠依据[4]；②油藏开采期间使用地震监测方法可以进行多次高精度重复测量，且保持处理过程的一致性，以便根据随时间变化的地震响应，确定增产措施对油藏的波及效果，为了解增产措施的纵向和横向波及范围、储层非39均质性效应和剩余油分布提供重要信息。
（4）岩石物理相方法
近年来，在油气储集层描述中出现了一个重要的概念———岩石物理相，岩石物理相是各种地质作用的综合反映，是沉积作用、成岩作用以及构造作用和流体改造作用下形成的成因单元[10]，国外学者D·R·Spain[5]，国内学者熊琦华[6]等较早地进行了岩石物理相方面的研究。岩石物理相最终表现为现存的孔隙网络特征，包括储层宏观物性及储层孔隙结构模型[7]。该方法根据平面渗透率与剩余油的关系、主要流动孔喉半径与剩余油的关系等，应用地质统计学方法，将研究区划分为多个级别的岩石物理相，研究不同岩石物理相对剩余油形成与分布的控制作用，从而确定剩余油分布的岩石物理相区域。
（5）储层流动单元法
流动单元是由C·L·Hearn于1984年首次提出的研究储层特征的概念，认为流动单元是横向上和垂向上连续的储集带，在该带内，岩石的特点和影响流体流动的岩石物理性质在各处都相似。W·J·Ebanks认为流动单元是储集层岩性、物性和微观孔喉特征的综合反映，是地下流体渗流的基本单元。该方法主要根据反映流动单元特征的储层参数，运用地质统计学方法将储层划分为不同级别的流动单元，在不同级别的流动单元中油水渗流是有差异的，水淹特征各不相同，反映剩余油的分布是有差异的，从而对剩余油的平面分布做出判断和预测。
（6）人工神经网络方法
人工神经网络方法以丰富可靠的检查井资料、测井资料为基础，利用神经网络识别技术，实现任意井点薄差油层水淹程度的自动判别(定性判别)。用神经网络模型判别薄差层水淹程度精确程度的高低取决于两个因素:利用检查井资料建立一个可信的、判别精度高的模型:从储层剩余油影响因素中选取输入和输出的参数应该是主要因素。该方法的缺点是需要有足够数量的检查井提供资料，对剩余油分布的预测仅仅是定性的判别，此外由于各油田、各井区薄差油层的沉积环境、沉积特征、油水分布规律以及油水层的动用程度的差异等，使得该方法的应用具有区域性，局部性的特点。
（7）微构造对剩余油分布的影响
微构造是指在油气藏构造背景上油层本身的微细起伏变化所显示的局部构造特征及不易确定的微小断层的总称。在重力分异作用下，剩余油富集区不仅仅局限于高部位大型背斜内，低部位的正向微构造和小断层遮挡所形成的微型屋脊式构造也是剩余油集中部位。低部位的正向微构造包括油层的微小隆起(构造幅度小于10 m)和处于油气运移通道上的侧向开启而垂向封闭的微小断层(断距小于10 m)。因此对于以上这两种微构造发育的油田来说，应该应用较密的井网资料和小间距等高线进行微构造研究，结合油水运动规律，寻找剩余油富集区域。
3.2数值模拟方法
油藏数值模拟是进行油田开发设计、预测动态变化和进行机理研究的有效手段[11]。目前我国绝大多数油田均应用该方法进行剩余油分布的定量研究，实践证明，通过数值模拟技术确定的剩余油饱和度分布未完全体现研究人员所期望的实用价值。这是由于数值模拟技术从其模型本身来讲比较完善，但其研究精度在很大程度上取决于地质建模的精度。油藏地质模型是在油藏描述的基础上建立的，而油藏描述难以做到精确的程度[12]。因此，在应用数值模拟方法时必须充分考虑油藏的非均质性，真正实现精细地质建模与油藏模拟模型之间一体化，提高数值模拟的精度。
3.3 室内试验技术
室内模拟技术通常借助现代科技手段(如核磁共振等)用实际岩心和原油在室内进行流动实验，该实验在模拟油层条件下测定或推断残余油饱和度。对流自吸试验、毛细管压力和动态相对渗透率实验也可以获得剩余油饱和度资料。但是，由于与油藏实际采收率等指标无法对应，因此，国外许多学者认为实验结果只能作为参考。
（1）微观渗流模拟
微观渗流模拟技术是通过微观物理模型(光—化学刻蚀的仿真玻璃模型和真实砂岩微观模型)上的微观驱油实验来研究水驱油的微观驱油机理，实验过程的图像既可以通过图像分析系统录入计算机中对结果进行计算，又可以对实验过程进行全程录像然后进行动态分析。通过这些图像的定性分析和定量计算，可以详细了解水驱油及其他各种驱油方式在不同条件下的微观渗流机理、水驱剩余油特征及驱替效果，从而为油田注水开发和三次采油研究提供重要手段。
（2）岩心分析
岩心分析技术是应用含油薄片确定剩余油饱和度的方法，是唯一能够直接测量油藏岩石参数和流体特性的方法，能够对取心井所在区域进行水淹程度和剩余油饱和度评价，为间接预测微观剩余油饱和度提供必要的参数[13]。该技术的关键是对检查井进行取心时应密闭、保压，即尽可能地保持岩心在地下的真实面貌[14]。虽然密闭取心作业中很难做到完全密闭，但岩心分析结果是极为重要的数据，用这些资料作出的剩余油饱和度剖面可以作为标定标准剖面，这是油田研究剩余油饱和度分布不可缺少的重要资料。
3.4 工艺技术
（1）化学剂示踪法
井间(化学)示踪剂测试技术在石油工业中的作用日趋重要[15]。化学示踪剂测井技术测残余油饱和度应用的是色谱原理，在油藏实施EOR技术之前可以提供油藏区块、流线、分层、非均质性分布和剩余油饱和度等方面的资料。该技术始于20世纪60年代后期， 1970年美国的Cooke首次提出用井间示踪剂试验测定井间残余油饱和度的方法。1990年该技术首次在美国阿拉斯加州的普鲁德霍湾油田使用并取得了良好的效果，随后，该技术发展很快，这主要是因为现在拥有了性能更好的示踪剂和测试结果解释技术。
（2）测井方法
表3-1 研究剩余油饱和度的测井方法
测井方法
亚类Ⅰ
亚类Ⅱ
优点
缺点
裸眼井测井
电阻率测井
常规电阻率测井
简单.易采用
精度低.地层因素影响较大
电阻率测-注-测法
消除地层因素应影响.精度相对较高
注入化学剂驱油有可能造成储层伤害
核磁测井
核磁注-测法
精度高，技术简单准确，适用正常油藏
需要原油中无溶解气释放，原油体积无变化，其精度取决于孔隙度的估算以及信噪比
常规核磁法
适用于稠油油藏，精度较高
介电常数测井

与深探测密度测井等其他测井方式组合测井精度较高
误差大，探测浅，需要井眼环境好，冲洗带影响很大
电磁波产波测井

对薄层具有较高的分辨率矿化度敏感
矿化度敏感性差，适用于淡水地层，侵入带影响很大
套管井测井
脉冲浮获
中子测井
常规脉冲中子俘获测井
工艺简单
精度较低，硼化物难以进入低渗透或堵塞地层，裂缝层会漏失，影响测量精度
脉冲中子测-注-测法
精度较高，误差不超过2%~4%。
碳氧比测井

不受地层水矿化度影响，可以鉴定薄层
测试深度浅，井段短，对低孔隙度地层效果差
重力测井
常规重力测井

精度较高
测试深度浅，井段短，对低孔隙度地层效果差
重力测-产-测
方法
精度高，允许地层水密度变化
不能区分油水密度接近的油、水层，垂直分辨率较差
测井方法是目前现场进行剩余油饱和度测量的主要方法之一，旨在得到较为可靠的剩余油饱和度剖面，但是由于测量半径小，因此受射孔因素影响较大。根据井眼条件，在剩余油饱和度测量中有2种测井方法:①裸眼井测井，包括电阻率测井、核磁测井[16]、电磁波传播测井和介电常数测井；②套管井测井，包括脉冲中子俘获测井、碳氧比测井和重力测井。其中，裸眼井电阻率测井和套管井测井中的碳氧比测井是国内油田开发测井系列的主要测井项目。碳氧比测井自从上世纪七十年代首次投入使用以来主要用于确定套管井生产期间流体的饱和度，重新设计完井措施和优化油藏动态。在国内，为了克服井筒内流体对测量的影响，提高剩余油饱和度解释精度，胜利油田在碳氧比测井基础上首先开展了双源距碳氧比测井解释方法的研究，后来大庆、辽河、华北等油田也开展了双源距碳氧比测井解释方法的研究，均取得了良好的进展。
（3） 用井下重力仪确定剩余油饱和度
用井下重力仪确定剩余油饱和度法的原理，是在进行正式开采之前先用井下重力仪准确测出目的层段的体积密度，作为基准测井；开采之后需测量含油饱和度时，在此点对该井再次测井。密40度较高的水取代部分低密度的油的物理过程，使2次体积密度的测量值出现差异。采出的油越多，体积密度值越大。剩余油饱和度就是根据体积密度的变化决定的。该方法具有不受井眼附近环境影响、探测半径大、应用简单、测量精度高等诸多优点，还可以随时监测油藏内的含油饱和度。这种方法可用于各种岩性，包括砂岩和碳酸盐岩油藏，即可用于天然水驱又可用于注水采油。其缺点是正式开采前要进行一次基准测井，此外垂直分辨率差，仅限于直井[17]。
4高含水期剩余油分布研究发展趋势
剩余油是石油开采过程中巨大的潜在资源，国内外一直比较重视对剩余油形成、分布规律以及控制因素的研究。尽管石油开发地质学家们已经研究出很多种方法来试图解决这个问题，但剩余油的形成与分布仍然是一项高难度的研究课题。综合目前研究剩余油的多种方法来看，其发展趋势有如下几点:
(1)开发地质学方法的深入探索。应用开发地质学是目前研究剩余油形成与分布最广泛采用的方法，同时也是最有潜力最有发展的一种方法。油田进入中高含水期后，以储层沉积微相研究为基础，精细储层描述，综合运用多种研究方法进行剩余油分布的研究和挖潜，是开发地质学研究剩余油的发展趋势。其关键问题是要努力研究精细油藏描述方法，探索油藏描述后剩余油形成与分布的判断和预测方法，提高精度。
(2)综合多学科，探索新方法。仅凭单一学科研究剩余油的形成与分布存在很大的局限性，目前对剩余油的研究已经与多种学科的理论、方法和技术相结合，综合运用地质学、地球物理学、岩石物理学、油层物理学、流体渗流力学、油藏工程以及应用数学等专业学科的理论知识，充分利用计算机作为工具，探索新的研究方法，揭示剩余油的形成条件、分布规律和控制因素，是油田开发地质学家的首要任务之一。
(3)“微观”、“宏观”两手抓。对剩余油形成与分布的“微观”与“宏观”研究是同样重要的，微观剩余油同样是残留在地层中的剩余油的重要组成部分，具有巨大的挖潜潜力，也是提高驱油效率的首要任务之一。研究剩余油的形成与分布机理，必须从“微观”和“宏观”两方面入手，从本质上研究影响剩余油形成与分布的影响因素，从而提高驱油效率。
4.1剩余油分布研究发展方向
（1）一体化
剩余油的分布不仅受地层非均质因素影响，还受到驱油进程的影响，仅凭单一学科研究剩余油的形成与分布存在很大的局限性，因此必须应用多学科技术，尽可能多收集资料，进行仔细分析和解释。多学科综合一体化(如勘探开发一体化、开发试验一体化等)研究，通常能够取得比较令人满意的结果而在石油勘探开发中被广泛应用，其主要作法是组建包含多学科人员的协作组，以“高速”传递信息，加强各学科之间的交流，紧密配合，协同攻关。辽河油田在近几年的生产研究中运用一体化方法取得了良好效果，对油田稳油控水和持续高产稳产起到了非常重要的作用。
（2）精细化
地质建模和数值模拟一体化研究将成为最有前景的技术。确定剩余油饱和度的核心是精度，所使用的预测方法、工程项目及费用均与精度直接相关。从经济上讲，通常高于5个饱和度单位的误差对于三次采油都可能不被接受，而数值模拟技术则能够实现全方位动态描述和预测油藏，提供油藏整体解决方案。
4.2中国注水开发油田未来技术发展方向[18]
目前中国石油已开发油田的标定采收率为34.7％。按照驱油效率53％估算，剩余可动油为21. 63亿吨，提高水驱采收率仍有较大的余地。
我国油田开发技术的发展，经过五十年学苏联、六十年代自力更生自主发展，八十年代以来追踪西方技术，以引进和模仿创新为主。这些构成了我国油田开发技术的主体，基本满足了生产需要。从我国油田地质特征和目前遇到的问题来看，这些技术不完全适应目前和今后发展的需求。因为总体上看，国内油田开采的主要技术特征是以“复杂性”而有别于国外一般油田。这种复杂性表现为：一是储层以薄互层为背景的非均质性二是在水（气）驱油过程中多相流体交互分布，这种交互分布，既包括层间的，也包括层内平面和剖面上的多相流体穿插、错迭。这种复杂性决定了油藏描述的困难性，并影响到仪器、设备识别的准确性和工艺技术的有效性。这使得我国的油田注水注气技术逐渐走在国际的前列。
（1）周期注水
油田进入高含水期后，常规的注水开发效果变差，注水利用系数降低，这时可以采用周期注水、脉冲注水和改变液流方向等水动力学方法。水动力学方法的研究和应用已有比较长的历史，但是规模较大的现场试验始于50年代末、60年代初，主要是在前苏联和美国，取得了比较好的效果。据1988年的资料统计，前苏联已经在26个油田的43个试验区实施了周期注水，实验区基本上都是陆源储层，具有不同的油层储集特性，平均渗透率到范围内，平均空隙度变化范围为6～27％，地层原油粘度0.4～7.4mpa.s，周期注水矿场实验的主要结论是，统计的31个试验区资料中，周期注水不见效的仅仅占13％，周期注水累计产量小于1％的试验区占25％，高于5％的试验区占32％。
周期注水量与常规注水量之比为76％，在周期注水见效的26个试验区中，注水量比接近平均水平，粘增产油量1～2％。周期注水效果受油田的开发年限影响较大，注水开发前开发年限为20年的试验区，平均累计产油3.4％，开发年限小于5年的试验区，平均累计产油量达7.9％。
上述矿场资料表明周期注水的矿场实验成功率近90％，在周期注水的诸多影响因素中，周期注水量、剩余油饱和度是影响周期注水的两个重要因素。
与矿场实验比较，周期注水提高开发效果的物理机制相对薄弱，前苏联人指出，在层状不均匀油层中，周期注水提高水驱油的物理机制，主要是交渗驱油作用，即水滞留机理。他们的实验表明，油层压力降低的阶段，是毛管渗吸作用下，油层内的液体的重新分布，低渗透油层的滞留水的效率取决于降压半周期的延续时间，延续时间应随周期次数增加，周期注水速度随原油粘度的增加而降低，但影响并不明显，周期注水方法可以在能够注水开发，油层渗透率不均质的所有油田上应用，影响周期注水效果的主要因素是油层系统的弹性，渗透率的不均质性，岩石润湿性、各个小层的含水饱和度、和半个周期的延续时间。在物理极值研究的基础上，于70年代初建立周期注水的数学模型。
我国大庆油田在1982年开展周期注水，吉林扶余油田1981开始细分层轮换注水，都取得了日产油增加，含水率下降的增产效果，近十年来，有16个油田进行了各种形式的周期注水矿场实验，应该说在我国改方法具有广阔的应用前景。
水动力学方法的作用是改变注水量或产液量使不同渗透性的介质以不同的速度产生压力的重新分配，由于压力重新分布的差异性，使砂岩的各层之间和碳酸盐岩的裂缝和岩块之间，建立起可以引起流体流动的垂直压力梯度。同时，在压力的不稳定分布过程中，毛管力的平衡受到破坏，加上亲水油层的微观非均质性，就产生了油水逆向同时流动的毛细管对流条件。采用水动力学方法可以充分利用油藏的内部和外部的天然能量，充分发挥驱动压力、弹性力、重力和毛管力的综合作用来提高中低渗透层和岩块的潜力，从而改善油藏的整体开发效果。
大庆油田进入高含