油藏地质规模有不同的分类方法，一般采用的分类如图1-1所示。
图1-1 油藏描述规模（据H H Haldorsen,1983）
由图1-1可见，体积规模可以分为4级，每一级研究的对象以及相应的剩余油所包含的内容和研究方法可以概述如下。
1.“微规模”（Micro）——颗粒规模
孔隙大小及分布、孔壁的粗糙度、充填的结构、孔喉类型、孔隙度类型、矿物学、胶结物及类型以及在扫描电镜和薄片中可以识别的其他特点。剩余油方面主要研究剩余油在孔隙内部的分布、数量和性质。扫描电镜、薄片、光刻微物理模型、原油性质分析是研究的主要方法。
2.“小规模”（Macro）——岩心规模
在这个规模上，通常确定储层岩石特性，孔隙度、渗透率、相对渗透率、毛细管力和饱和度关系，岩石的沉积构造及非均质性。此规模剩余油研究的内容是含油饱和度，研究方法主要是各种岩心观测及试验，包括驱替试验和饱和度测量等。
3.“大规模”（Mega）——单层规模
此规模包括计算网格中的单元，代表一个连续的地质范围中离散化的形式。在此规模内，主要研究水力单元和流体流动的主要障碍。建立油层的厚度、形状、延伸方向、空间的布局和间隔。剩余油研究的内容是油层的分布状况和平均含油饱和度。其主要研究工作为一些油藏工程测量如压力测试、示踪剂测试、测井研究等。
4.“宏规模”（Giga）——油藏规模
剩余油研究的内容和范围更大，是油藏级规模的各类参数的平均结果，采用物质平衡等方法研究。
剩余油研究的目标应和不同级别的规模相对应。根据国内外研究，可把剩余油研究分为三大部分（图1-2）。
图1-2 剩余油研究方法及内容
第一部分是剩余油宏观分布研究，它对应的是宏、大或小规模，主要研究剩余油在平面上和纵向上的宏观分布状况，为提高注入剂的波及状况服务。它包括驱油效率与波及系数计算、三维地震方法、油藏数值模拟方法、动态分析方法、沉积微相研究方法以及检查井观察井研究方法等方面的研究。
第二部分是剩余油微观分布研究，它对应的体积规模是微规模，主要是在几微米到几毫米的数量级上研究剩余油的分布状况与组分变化。研究内容包括微观物理模型、剩余油物理化学性质及组分研究和孔隙结构及微观驱替机理研究等。在当前，剩余油的宏观分布研究是重点。
第三部分是剩余油饱和度研究，即定量地确定剩余油的饱和度。根据这一研究，确定剩余油的开采动态，对提高采收率方法进行经济分析与效果评价。
根据现有资料，剩余油饱和度确定方法有11类：
（1）取心法；
（2）示踪剂试井法；
（3）测井法；
（4）试井方法；
（5）井间测量法；
（6）驱油计算法；
（7）压缩系数计算法；
（8）水油比计算法；
（9）物质平衡法；
（10）生产拟合法；
（11）数值模拟法。
这些方法测量的范围不同，对应着不同的体积规模，从地层中的岩心到井筒周围一定距离的平均值再到整个油藏的平均值。从应用角度看，取心法测得的地层岩心规模的剩余油饱和度代表性较低，用于经济评价和动态计算精度较低，但研究剩余油的变化特点价值较大，主要应用于剩余油分布研究，而不用以确定剩余油饱和度值。示踪剂试井和测井方法主要是确定井筒周围一定距离的平均剩余油饱和度。它的计量范围比较适中，用于油田经济评价和动态计算比较合适，因此使用价值较大，应大力研究发展。其他方法主要是确定油藏大平均的剩余油饱和度，可进行宏观的经济评价与动态计算，但作为提高采收率方法方案设计显得太粗，仅能供参考，使用价值较小，其重要性远不如取心、示踪剂试井和测井方法。当前我国急待研究和建立一套比较完整的适合我国油田特点的剩余油饱和度确定方法系统。
剩余油研究方法
1. 剩余油概念
在剩余油研究之前，首先要明确什么是剩余油。一般地讲，在可采储量中未采出的那一部分原油，笼统地称为剩余油。严格地讲，注水开发后地下的剩余油应该包括两部分，即剩留油和残余油。
剩留油是指由于波及系数低，注入水尚未波及的区域内所剩留下来的原油，即局部死油区内的油。例如，构造高部位注入水未波及的油层；河道边部低渗透层内的剩余油；井间未被钻遇到的透镜状砂体中的原油；局部不渗透遮挡 （如正断层、逆掩断层、逆牵引断层等） 处的原油等。这部分油在宏观上是连续分布的，其形成与油藏平面和纵向的宏观非均质性、注采井网的布置以及注入剂的流度等有关，因此常采用调整注采井网系统、增打加密井、调整注入工作液的流度等办法扩大波及体积来挖潜。
残余油是指注入水在波及区内或孔道内已驱过区域仍然残留的、未能被驱走的原油。例如，毛细管力束缚的残余油，它残留在工作剂通过的地带，而在细小的孔隙中完全被毛细管力束缚的油；或由于压力梯度小，油不流动；或岩石表面的薄膜油等。这类油的分布是微观的，且大多不连续，因此通常采用表面活性剂驱、微生物采油等清洗孔道中被捕集的油滴或颗粒表面上的油膜来提高驱油效率，改善开发效果。
2. 剩余油分布特征
研究剩余油分布是油田开发后期的中心工作，是搞好井网调整、注采调整及增产挖潜的基础。
美国有关专家认为：在已注水开发的油田中，估计有77％的剩余油残留在注入水未波及的油层中。前苏联专家认为水驱开发油田特高含水期剩余油分布有6种形式：(1)滞留带中的剩余油，形成于压力梯度小，原油不流动的油层部位；(2)毛细管力束缚的残余油，即原油残留在注入水通过的地带，细小的孔隙完全被毛细管力束缚的残余油所充满；(3)以薄膜状存在于岩石表面上的残余油 （薄膜油）；(4)低渗透层和注入水绕过带中的剩余油；(5)未被开发钻探到的透镜体中的剩余油；(6)局部不渗透层遮挡 （微断层、隔挡层） 造成的剩余油。
需要说明的是：这种划分方法中的(2)和(3)类为残余油，对于水驱开采来说是不可动用的，只有用三次采油方法提高驱油效率，才能采出这部分残余油。而其他几种类型，则可以通过各种调整方法和生产措施加以动用。
在国内，大庆油田综合运用各种动、静态资料深入开展了特高含水期剩余油分布研究，划分出10种类型的剩余油分布区。(1)井网控制不住型：主要是在原井网虽然钻遇但未射孔，或是原井网未钻遇而新加密井钻遇的油层中的剩余油；(2)成片分布差油层型：油层薄、物性差，虽然分布面积较大，但动用差或不动用而形成成片分布的剩余油；(3)注采不完善型：原井网虽然有井点钻遇，但由于隔层、固井质量等方面的原因不能射孔，造成有注无采、有采无注或无采无注而形成的剩余油；(4)二线受效型：新加密井钻在原采油井的二线位置，因原采油井截流而形成的剩余油；(5)单向受效型：只有一个注水受效方向而另一个方向油层尖灭或油层变差，或者是钻遇油层但未射孔，形成剩余油；(6)滞留区型：主要分布在相邻两三口油井或注水井之间，在厚层或薄层中都占有一定的比例，但分布面积相对较小；(7)层间干扰型：存在于纵向上物性相对较差的油层中，在原井网条件下虽然已经射孔，注采关系也相对比较完善，但由于这类油层的物性比同时射孔的其他油层物性差很多，因而不吸水、不出油，造成油层不动用，形成剩余油；(8)层内未水淹型：存在于厚油层中，由于储层内的非均质性，一般底部水淹严重，如果层内有稳定的夹层，其顶部未被水驱部分存在剩余油；(9)隔层损失型：在原井网射孔时，考虑当时的工艺水平，为防止窜槽，作为隔层使用而未射孔的层内分布的剩余油；(10)断层遮挡处的剩余油。
韩大匡 （1995） 根据国内现有各种分析，认为高含水后期剩余油的分布主要有以下几种类型：(1)不规则大型砂体的边角地区，或砂体被各种泥质遮挡物分割所形成的滞油区；(2)岩性变化剧烈，主砂体己大面积水淹，其周围呈镶边或搭桥形态存在的差储层或表外层；(3)现有井网控制不住的砂体；(4)断层附近井网难以控制的部位；(5)断块的高部位，微构造起伏的高部位以及切叠型油层的上部砂体；(6)井间的分流线部位；(7)正韵律厚层的上部；(8)注采系统不完善，如有注无采，有采无注或单向受效等而遗留的剩余油。
一般认为在宏观上剩余油主要分布在注入水未波及或波及程度比较低的部位，在微观上主要由于驱油效率低而遗留的剩余油，剩余油的形成与分布主要受沉积相、构造、储层非均质性以及井网条件控制。
平面上，剩余油饱和度大于50％的地区主要集中在断层附近、构造高部位以及复杂断块区；远离注水井的地区剩余油多，注水井附近少；沿河道主流线方向水淹程度高，剩余油分布少；若油层零星分布时，有效厚度较小和砂体尖灭附近剩余油较为富集；岩性、物性剧烈变化部位的有效厚度零线附近及油藏边界附近，油层厚度小，井网未控制，剩余油饱和度高。剩余油平面分布形态多为孤岛状或窄条带状。
层间剩余油主要分布在储层物性差，储量丰度小的流动单元中。
在层内，不同沉积韵律的油层在开发过程中，会出现不同的剩余油分布形式：(1)对于正韵律油层，由于注入水沿底部突进快，因此，上部水淹差，剩余油分布多；(2)对于反韵律油层，注入水则首先沿顶部推进，加之重力和毛细管力的作用，水驱厚度逐渐增大，下部中、低渗透层逐步受到水驱，造成纵向上水线推进比较均匀，水洗厚度大，因此反韵律油层上的油井具有产量高、递减慢、含水上升速度小的特点，一般进入高含水期后，剩余油分布少；(3)对复合韵律油层，油层内剩余油相对富集部位一般为厚油层渗透率较差的部位、水驱效果差的薄油层以及部分均质油层的上部。
3. 影响剩余油分布的因素
影响剩余油分布的因素很多，通常划分为两类：地质因素和开发因素。地质因素主要包括：储层非均质性、构造、断层等；开发因素主要包括：注采系统的完善程度、注采关系、井网形式、生产动态等。
受地质因素影响的剩余油富集区主要涉及油层自身和构造两方面：断层及油层边角地带的滞留区；构造高部位及正向微型构造区；油层非均质性严重的部位，剩余油多；油层厚度大，内部夹层发育，往往造成多段水淹，局部层段富集剩余油；油层物性差，往往剩余油多。由于地质因素在开发过程的短暂时间内不会发生变化或变化甚微，受人为影响小，成为影响剩余油分布的主要因素。据此部署的加密井，常能保持高产稳产。
在所有的开发因素中，最重要的就是注采系统的完善程度以及它和地质因素的处理关系。不稳定砂体分布、小砂体或井网控制程度低都可能导致注采系统的不完善 （没有生产井或没有注入井），从而形成剩余油。注采关系也是影响剩余油分布的一个主要因素。在主流线上的储层发生严重水淹，而在非主流线上的储层则水淹程度较轻。当地层性质不发生变化时，水驱井网也对剩余油的分布起着很大的影响。生产动态油水井产液与吸水能力，影响其周围井区油层的储量动用状况。油水井产液与吸水能力差意味着其周围油层储量动用状况差，剩余油多。
按研究内容分类的剩余油研究方法
剩余油通常用剩余可动油饱和度或剩余可采储量来表征。为了求取剩余可动油饱和度或剩余可采储量，国外现有确定剩余油饱和度的测量技术可分为3类：单井剩余油饱和度测量、井间测量、物质平衡法。单井剩余油饱和度测量包括岩心分析 （常规取心、海绵取心）、示踪剂测试、测井 （裸眼井测井和套管并测井）、单井不稳定测试；井间测量包括电阻率法、井间示踪剂测试；物质平衡法是利用注、采的动态资料来求取油藏的剩余油饱和度。
美国和前苏联等国非常重视油田开发后期的剩余油分布研究。美国于1975年组织有关专家编写了 《残余油饱和度确定方法》一书，系统介绍了各种测量方法，并对其进行了分析比较。前苏联研究油田水淹后期剩余油分布情况主要采用了以下方法：(1)物质平衡法；(2) 以岩心分析及注水模拟为基础的方法；(3)地球物理方法；(4)水动力学方法。
我国许多老油田在剩余油分布研究方面做了许多工作，主要是应用水淹层测井解释、油藏数值模拟、油藏工程分析及地质综合分析等4项技术，搞清剩余油的层间、平面、层内分布及其控制因素，寻找油藏开发的潜力所在，提出油藏调整挖潜措施。
1. 常规测井资料求取水淹层剩余油饱和度
开发后期含水饱和度Sw是评价水淹层的基本参数，So＝1-Sw则为相应的剩余油饱和度。它们都是研究储层水淹后含油状况最直接的参数。
在测井解释中，阿尔奇公式仍是电阻率法求饱和度的基本公式：
油气田开发地质学
式中：Sw——含水饱和度，％；φ——岩石孔隙度，小数；So——含油饱和度，小数；Rt——地层真电阻率，Ω·m；a，b——与岩性有关的系数；Rz——油层水淹后变成混合液电阻率，Ω·m；m——孔隙指数，与岩石孔隙结构有关；n——饱和指数，与孔隙中油、气、水分布状况有关。
为了省去确定方程中a与m，将上式变为：
Sw=[F·b·Rz/Rt]1/n
式中：F——地层因素，即为100％饱和水的岩石电阻率与地层水电阻率的比值。
根据胜坨油田二区40块岩样岩电实验资料研究，发现F值不仅与φ有关，而且与Rz有关。通过多元回归分析，建立的关系式为：
F=eK
式中：K1，K2，…，K5——经验系数，由回归统计得。
为了确定含水饱和度中的b和n值，根据胜坨油田3口井40块岩样，模拟5种不同矿化度 （5256～92019mg/L） 的地层水，实验测定了258组数据，研究发现b和n为非定值，它们不仅与岩性和油、气、水在孔隙中的分布状况有关，而且与岩样中所饱和的地层混合液电阻率Rz有关，即：
b=A1eA
油气田开发地质学
式中：A1，A2，A3，A4——经验回归系数。
尽管阿尔奇公式是常规测井资料求取剩余油饱和度的理论基础。但是，由于注入水与地层水混合，求取地层水电阻率变成了求取注入水与地层水的混合液电阻率。目前，求取混合液电阻率仍是剩余油饱和度计算的难点。有如下几种方法供参考。
（1） 过滤电位校正自然电位研究与地层混合液电阻率计算
在目前常规测井资料中，自然电位是唯一能够较好反映地层混合液电阻率变化的测井信息。测井中测得的自然电位主要包括薄膜电位 （扩散吸附电位） 和过滤电位，当泥浆柱压力与地层压力之间的压差很小时，过滤电位可以忽略不计。根据国内外资料分析，当压差大于3.4MPa时，过滤电位对自然电位的影响已比较明显。此时，应着手研究过滤电位对自然电位进行校正和分析。从水淹层研究发现，水淹过程中地层压力下降较多，储层内压力变化较大。因此，必须研究过滤电位校正自然电位，以便能准确地计算地层混合液电阻率。
过滤电位大小可以由亥姆霍兹 （Helmholtz） 方程表示：
油气田开发地质学
式中：Uφ——过滤电位，mV；Rmf——泥浆滤液电阻率，Ω·m；ε——泥浆滤液介电常数；ξ——双电层中扩散层的电位降，mV；μ——泥浆滤液的粘度，mPa·s；△P——泥浆柱与地层之间的压力差，MPa；Aφ——与岩石物理化学性质有关的过滤电动势系数 （Aφ＝εξ/4π）。
由上式可以看出，过滤电位大小与压差ΔP有关，即泥浆压力减去地层压力。而泥浆滤液电阻率Rmf与泥浆性质、液体粘度有关。
考虑到ξ的确定困难，采用油田实际应用的实验方程：
油气田开发地质学
当地层有过滤电位时，自然电位幅度为：
油气田开发地质学
实际的自然电位 （扩散吸附电位） 为：
油气田开发地质学
自然电位取负值lg（Rmf/Rz）＝SSP/K，则：
Rz=10(lgR (SSP=SP-Uφ,K=64.7683+0.2372t)
式中：Rz——地层混合液电阻率；Ω·m；K——扩散吸附电位系数；t——井下温度，℃；ΔP——通过泥浆比重和选择压力系数确定。
（2） 利用冲洗带电阻率计算地层混合液电阻率
在高含水饱和度地层中，由于地层含水饱和度与冲洗带含水饱和度趋于一致（Sw＝Sxo），Rz还可以直接用下式计算：
油气田开发地质学
（3） 水样分析资料估算地层混合液电阻率
采用水样分析资料，以其离子浓度换算成等效NaC1离子浓度，再以相应图版转换成样本电阻率。利用各井有代表性的样本地层水电阻率，作为估算和确定地层混合液电阻率的基础资料。水样分析资料及其电阻率变化都比较大，为此利用上述过滤电位校正自然电位，结合水样分析资料，分两个阶段目的层段地层混合液电阻率 （Rz）进行估算选用。
2. 生产测井资料确定水驱油藏产层剩余油饱和度
油水相对渗透率和流体饱和度等参数的关系已有一些学者进行了研究，至今没有公认的二者之间关系的解析方程，在实际应用中大多采用经验公式。根据毛细管渗流模型和毛细管导电模型可以推导出亲水岩石油水相对渗透率和产层流体饱和度关系方程为：
油气田开发地质学
式中：SwD——驱油效率，SwD＝（Sw-Swi）/（1-Swi），小数；Sw——含水饱和度，小数；Swi——产层束缚水饱，小数；Sor——产层残余油饱和度，小数；n——阿尔奇方程中饱和度指数；m——经验指数。
油水相对渗透率与含水率的关系：
油气田开发地质学
得含水率与含水饱和度的公式：
油气田开发地质学
利用生产测井解释可以确定产层产水率fw，从而利用上式可计算出产层的含水饱和度Sw，进而得到产层剩余油饱和度So＝1-Sw。
（1） 产水率的确定
主要利用生产测井持水率 （γw） 资料转化为产层的产水率。对于油、水两相流，持水率主要由以下几种方法来确定。
1） 放射性密度计
油气田开发地质学
式中：ρm——测量的混合液密度，g/cm3；ρo和ρw——油和水密度，g/cm3。
2） 压差密度计
油气田开发地质学
式中：ρm——压差密度计读数，g/cm3；θ—油层倾角，（°）。
3） 高灵敏度持水率计直接测得
得到持水率后，将其转化成产层产水率。目前在实际中大多采用滑脱速度模型，根据该模型产层的产水率公式为：
fw=1-(1-γw)(1+γw·VS/U)
式中：Vs——油水滑脱速度，常根据经验图版确定，m/s；U——油水混合液总表观速度，由流量测井求得，m/s。
4） 由地面计量产水率转化到产层产水率
对单一产层或单一砂组情况，也可由地面计量产水率fwd经油、水地层体积系数Bo和Bw转化到油层产水率：
油气田开发地质学
（2） n和m
n和m值的确定对于利用fw计算So起到较大的影响。利用岩心分析油水相对渗透率资料和生产动态资料确定n和m值的方法如下。
首先根据岩心分析油水相对渗透率资料分别求得n和m值：
油气田开发地质学
但由于岩心分析油水相对渗透率资料有限，不可能每个油层都有，利用取心点处的相渗代表整个产层或整个砂组的相渗可能会产生较大的误差，因此必须对已求得的n和m值进行修正，使之更具有代表性。对于每套开发层系，平均含水饱和度可以表示成：
油气田开发地质学
式中： —某套开发层系平均采出程度，小数； ——某套开发层系平均束缚水饱和度，小数。
因此，根据生产动态资料可以做出某套开发层系的平均产水率和平均含水饱和度的关系图版，进而对岩心分析资料确定的n和m值进行验证和修正。
（3）μo和μw的确定
在泡点压力以上的产层原油粘度可以根据Vazques和Beggs经验公式确定：
μo=μob(p/pb)b
b=956.4295p1.187·exp(-0.013024p-11.513)
式中：μob——泡点压力pb下的地层原油粘度，mPa·s，一般由地面脱气原油粘度和相对密度根据经验公式计算；p——产层压力，MPa。
产层水的粘度μw一般受产层压力影响比较小，通常由地面温度下分析值根据经验公式转化到产层温度下粘度。
（4） Swi和Sor
根据岩心分析数据和测井声波时差 （AC）、自然伽马 （GR） 回归经验公式计算获得。
3. 油藏工程分析研究剩余油分布
油藏工程方法很多如水驱曲线、递减曲线、物质平衡等都可以研究剩余油分布，下面列举几种常用的油藏工程方法。
（1） 利用甲型水驱曲线研究剩余油分布
甲型水驱曲线中b/a值能够反映水驱方式下的水洗程度：
No=blgNw+a
式中：No——累积产油量，104t；Nw——累积产水量，104t；a，b——常数。
当水驱油面积 （F）较大，油层厚度 （H）较厚，原始含油饱和度 （So） 较高时，水驱曲线中的常数a和b值都大，所以a和b应是F，H及So的函数。b值反映了水将油驱向井底的有效程度，b值大则驱油效果好。而a值反映了油藏在某种驱动方式下原油的通过能力。b/a的值小，水洗程度好，属于水淹区，反之则水洗程度差，属于潜力区。
剩余油饱和度 （So） 可以由下式获得：
油气田开发地质学
式中：Soi——产层原始含油饱和度，小数；R——采出程度，小数；fw—油田或油井的含水率，小数；N——动态储量，104t；A1，B1——常数，A1＝a/b，B1＝b。
动态储量 （N） 可由童氏经验公式计算：
N＝7.5/B1
如果编制开发单元各井的甲型水驱曲线，并利用测井资料计算出原始含油饱和度Soi，这样就可以求得各井的剩余油饱和度。
（2） 产出剖面资料计算剩余油饱和度
产出剖面资料能明确地确定井下产出层位、产量及相对比例，是一定时间、一定工作制度下油层产能的客观反映，必然与油层参数有内在联系。目前，由于直接测量评价产层剩余油饱和度方面存在困难，用产出剖面资料评价产层剩余油饱和度具有重要的意义。
在地层条件下，油、气、水层的动态规律一般服从混相流体的渗流理论。根据这一理论，储层的产液性质可由多相共渗的分流量方程描述。当储层呈水平状，油、气、水各相分流量可表示为：
油气田开发地质学
式中：Qo，Qg，Qw——产层中油、气、水的流量，cm3/s；μo，μg，μw——油、气、水的粘度，mPa.s；Ko，Kg，Kw——油、气、水的有效渗透率，μm2；A——渗透截面积，cm2；ΔP/ΔL——压力梯度，MPa/m。
为了解各相流体的流动能力，更好地描述多相流动的过程，往往采用相对渗透率，它等于有效渗透率与绝对渗透率的比值：
Krw=Kw/K,Kro=Ko/K,Krg=Kg/K
根据分流方程，可进一步导出多相共渗体系各相流体的相对含量，它们相当于分流量与总流量之比。对于油水共渗体系，储层的产水率可近似表示为：
油气田开发地质学
在油水两相共渗透体系中，琼斯提出了如下经验公式：
油气田开发地质学
则可推导出含水饱和度Sw的计算公式，进而就可计算出剩余油饱和度So。
（3） 小层剩余油饱和度的求取
水驱特征曲线法的出现已有30多年的历史，随着对油水运动机理认识的加深和水驱特性分析式在理论上的成功推导，该方法已突破油藏范围的使用，越来越多地应用到单井和油层组上。但一般在油藏开发中很少收集到自始至终的分层油水生产数据，故无法应用实际资料建立各生产层组 （下称 “目标层组”，可以是油层组，砂岩组或是小层） 的水驱特征曲线，所以以往使用水驱特征曲线法进行剩余油方面的研究，最多取得整个油层组的平均含油饱和度值，它作为剩余油挖潜研究显得太粗，实用价值不大。需进行 “大规模”级别上的驱替特征分析，确定目标层组上各油井出口端剩余油饱和度值。
以某油井j和第k目标层组为例进行讨论 （j＝1，2，…，m；k＝1，2，…，n，m与n分别是油藏生产井总数和j井所在开发层系划出的目标层组数目）。作为简化，下标j视为默认，不作标记。
根据油水两相渗流理论，可以由渗饱曲线系数推求单井水驱曲线系数：
油气田开发地质学
式中：μo，μw——地层油、水的粘度，mPa·s；Bo，Bw——油、水地层体积系数，小数；do，dw——地层油、水的相对密度；Soi，Swi——原始含油饱和度和束缚水饱和度，小数；N——单井控制石油地质储量，104t；Np——累积产油量，104t；B4，A4——j井渗饱曲线斜率和截距；B1，A1——J井甲型水驱曲线斜率和截距。
对于j井，它的第k目标层组的石油地质储量可以表示成：
油气田开发地质学
式中：hk——j井第k目标层组的油层厚度。
j井第k目标层组对应的水驱特征曲线斜率B1.k：
油气田开发地质学
式中：B4.k——j井k层组的渗饱曲线斜率，它和B4都可以由相渗资料分析得到的统计关系式计算：
油气田开发地质学
式中：a1，b1——统计系数；Kk，K——k层组j井点处的地层渗透率和j井合层的地层渗透率，10-3μm2。后者由各层组渗透率依油层厚度加权得到：
油气田开发地质学
第k目标层组甲型水驱曲线：
油气田开发地质学
式中累积产水Wp.k可以由乙型和丙型水驱特征曲线联立解出：
Wp,k=WORk/2.3B1,k
式中：WORk——k层组的水油比。水油比可由含水率fw，k计算：
Wp,k=fw,k/(1-fw,k)
含水率fw，k通过分流方程计算：
油气田开发地质学
式中下标k对应于第k目标层组。对一特定油藏，油水粘度比μw/μo相同。油水两相的相对渗透率之比Ko/Kw由与k层组对应的渗饱曲线计算：
[Ko/Kw]k=eA
渗饱曲线截距A4.k由相应的统计式根据该井点地层渗透率Kk计算：
A4,k=ea
式中：a2，b2——统计常数。
如果给定k层组j井点处含水饱和度Sw，则由上几式能分别计算出j井在k层组的累积产水量 （Wp，k）、累积产油量 （Np，k）、水驱曲线斜率 （B1，k）、渗饱曲线斜率 （B4，k），将它们代入根据单井水油比和含水率导出的出口端含水饱和度关系式，就可以计算出k层组j井点处的含水饱和度：
油气田开发地质学
对应的剩余油饱和度So为：
So＝1-Sw
总的说来，利用生产动态资料求取剩余油饱和度不失为一个简单易行的方法。但是，受含水率这个参数本身的局限，由此而求出的剩余油饱和度是绝对不能反映一个暴性水淹地区的真实剩余油饱和度的。至于根据各种方法将含水率劈分到各小层，从而得到各个小层的剩余油饱和度，则其可信度值得怀疑，只能说是有胜于无。
4. 油藏数值模拟
油藏数值模拟技术从20世纪50年代开始研究至今，已发展成为一项较成熟的技术。在油田开发方案的编制和确定，油田开采中生产措施的调整和优化，以及提高油藏采收率方面，已逐渐成为一种不可或缺的主要研究手段。油藏数值模拟技术经过几十年的研究有了大的改进，越来越接近油田开发和生产的实际情况，油藏数值模拟技术随着在油田开发和生产中的不断应用，并根据油藏工程研究和油藏工程师的需求，不断向高层次和多学科结合发展，它必将得到不断发展和完善。
油藏数值模拟中研究的问题大部分为常规的开采过程，所用模型以黑油模型为主，组分模型的使用有增加的趋势。在混相开采的模拟中，尤其是在实验室研究阶段，也使用组分模型。当使用组分模型时，流体的变化由状态方程来描述。注蒸汽的开采过程模拟也较为普遍。但研究地层中燃烧的模拟少见，因为这种开采方式本来就少见，且难以模拟和费用高。大多数油藏数值模拟向全油田的方向发展，水平井模拟的研究也有较大的发展。
油藏模拟通过各种模型拟合生产历史，可以得出剩余油分布的详细信息，是目前求取剩余油分布的较好方法。但是也存在着模型过于简单、油田生产过程过于复杂、难以较好地拟合等问题。
剩余油分布研究目前最有效的办法仍然是动静资料结合的综合分析方法，只在准确建立各种河流沉积模型的基础上，深入研究储层分布对注采系统的影响，细致地开展油层水淹状况分析，才能对剩余油分布状况得出较正确的认识。
总之，油层的非均质是形成剩余油的客观因素，开采条件的不适应是形成剩余油的主观因素。
5. 数学地质综合分析法
影响剩余油形成和分布的各类地质及生产动态等因素是极其复杂的，因此在剩余油分布研究中需要考虑各种地质和动态因素，有助于提高剩余油预测精度。能考虑多种因素研究剩余油分布的方法很多，这里以多级模糊综合评判方法为例，建立剩余油潜力分析量化模型。
多级模糊综合评判是综合决策的一个有力数学工具，适应于评判影响因素层次性及影响程度不确定性项目。通过对储层剩余油形成条件、分布规律及其控制因素分析研究，剩余油形成主要受沉积微相、油层微型构造、注采状况等多种因素控制。这些因素共同确定了剩余油的分布状况，具体表现为剩余油饱和度、剩余石油储量丰度及可采剩余储量的平面和纵向差异性。
在考虑影响剩余油形成与分布因素的基础上，结合储层严重非均质性特点，选取剩余油饱和度、储量丰度、砂体类型、砂体位置、所处位置、连通状况、微型构造形态、注水距离、射孔完善程度、注采完善程度、渗透率变异系数等11项静态和生产动态指标组成评价因素集。在上述各因素中，剩余油饱和度与剩余储量丰度的大小是各类静态和动态综合作用的结果，是剩余油潜力评价的主要指标。因此，在实际评价中，首先圈定剩余油饱和度及其剩余石油储量丰度高值区，然后应用多级模糊综合评判的数学方法，对剩余油富集区进行综合评判。
在剩余油富集区评价中采用的数学模型为：
设U＝ ｛u1，u2，u3，u4，u5，u6，u7，u8，u9，u10，u11｝ 为评价因素集，V＝｛v1，v2，v3｝ 为剩余油潜力等级集，评价因素集与剩余油潜力等级集之间的模糊关系用矩阵来表示：
油气田开发地质学
单因素评价矩阵R＝［rij］n×m（0≤rij≤1），其中rij为第i因素对第j评语的隶属度。矩阵R中的R＝ ｛ri2，ri2，ri3｝ 为第i个评价因素ui的单因素评判，它是V上的模糊子集。隶属度主要根据检查井资料和单层测试资料分级分类统计求取。
由于影响剩余油的诸因素对剩余油潜力划分作用大小程度不同，因此必须考虑因素权重问题。假定a1，a2，a3，a4，a5，a6，a7，a8，a10，a11分别是评价因素u1，u2，u3，u4，u5，u6，u7，u8，u9，u10，u11的权重，并满足a1＋a2＋a3＋a4＋a5＋a6＋a7＋a8＋a10＋a11＝1，令A＝｛a1，a2，a3，a4，a5，a6，a7，a8，a10，a11｝，则A为权重因素的模糊集，即权向量。权系数的求取主要根据实践经验并结合剩余油富集特点综合考虑。
由权向量与模糊矩阵进行合成得到综合隶属度B，则通过模糊运算：
B＝A ·R
式中：B——综合评判结果；A——权重系数；R——单因素评价矩阵；·——模糊运算符。
据上式求出模糊集：
油气田开发地质学
根据最大隶属度准则，bi0＝max ｛bj｝ （1≤j≤3） 所对应的隶属度即为综合评判值，依据综合评判结果B值将剩余油潜力分为3类：B≥0.5为最有利的剩余油富集区；0.1<B<0.5为有利的剩余油富集区；B≤0.1为较最有利的剩余油富集区。
分析各种影响因素可以看出，对剩余油潜力进行综合评价宜采用二级评价数学模型，在实际评价中，首先根据地质综合法和数值模拟结果，圈定剩余油饱和度和剩余油储量丰度高值区，进而对这些井区的砂体类型、砂体位置、所处位置、连通状况、微型构造形态、注水距离、射开完善程度、注采完善程度、渗透率变异系数等参数均按3类进行一级评判，对剩余油饱和度和储量丰度按不同层对各个井区归一化后赋值，然后从以下11个方面对剩余油潜力进行评判，分别为：剩余油饱和度A、储量丰度B、砂体类型C、砂体位置D、所处位置E、连通状况F、微构造形态G、注水距离H、射开完善程度I、注采完善程度J、渗透率变异系数K。
多级模糊综合评判的数学模型简单易行，关键是确定权系数及其评判矩阵。研究中根据影响剩余油富集的重要程度，采取专家打分和因子分析相结合的方法确定权重系数：A＝｛A，B，C，D，E，F，G，H，I，G，K｝＝｛0.2，0.15，0.12，0.06，0.08，0.05，0.05，0.07，0.08，0.09，0.05｝。由此可见，在各因素中，剩余油饱和度与剩余储量丰度、砂体类型是影响剩余油潜力的主要因素。其次，砂体连通状况、注采完善程度、射孔完善程度对剩余油富集具有重要的控制作用。在具体评价中，对影响剩余油富集的地质因素及注采状况等因素，如砂体类型、微构造类型、注采完善程度等非量化指标，对各种类型按最有利、有利、较有利分别赋予权值 （表8-7），非均质性、注水井距离等定量指标按其值范围赋予权值。
表8-7 剩余油富集区地质因素评价
对M油田A层剩余油富集区进行了多级模糊综合评价。首先根据油藏数值模拟结果和综合地质分析法圈定潜力井组，对各井组按上述11项指标分类进行二级评价，然后根据所建立的模糊矩阵，结合权向量进行综合评判，结果见图8-30。
A层Ⅰ类潜力区主要分布在F5-4，F5-5，F11-11，F9-11，F7-2，F11-4等井区，Ⅱ类潜力区主要分布在F11-5，F10-5，F9-4，F7-3，F7-6，F5-2，F3-2，F2-5等井区，Ⅲ类潜力区主要分布在F9-6，F1-4等油砂体边部，尽管储量动用程度低，剩余油饱和度较高，但有效含油厚度较小，因而潜力较小。
图8-30 A层剩余油潜力评价
按研究内容，剩余油研究方法包括：开发地质学方法、剩余油分布监测技术、动态方法以及挖潜技术等（表1-1）。其中，开发地质学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。剩余油监测技术有：3700测井系列、激发极化电位测井、地层测试器、碳氧比测井、单井示踪剂、井间示踪剂、玻璃钢套管监测等。动态方法中，水驱物模和微观物模法可用来预测区块规律；而水驱特征曲线法和物质平衡法能提供区块平均饱和度值；水驱特征计算法、单元储量丰度法、含水率法、油藏数值模拟法则以区块等值图的形式提供饱和度值；高效井区确定法可以评价区块剩余油分布的富集程度。在剩余油分布的基础上，通过开发层系调整、未水淹层开发、加密钻井、周期注水、消耗驱动采油、强化采液、改变液流方向、卡堵水、老井侧钻、化学驱油、调剖、水平井、人工地震等挖潜技术改善单井和区块状况、挖掘层内潜力，提高采收率。
开发地质学研究主要侧重于间接的、定性的和静态的研究，动态方法从其模型本身来讲是比较完善的，但其精度在很大程度上取决于地质模型的精度。因此，高含水期剩余油分布研究是一项系统工程，需要多学科综合研究。多学科综合研究要求最大限度地采用综合信息，地质、地球物理、油藏工程等不同专业的专家共享一个数据库，以统一的地质模型为媒介，以预测剩余油分布为目的，紧密配合、协同攻关。要求每一学科从其他学科不可替代的侧面为预测剩余油分布提供依据，而且允许各学科从自身角度出发来评价本学科和其他学科预测剩余油分布的结果是否一致。
表1-1 高含水期剩余油分布评价、监测及挖潜技术一览表
（根据杨景琦、魏斌等，1998，有修改）
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