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一、单元概况1.油藏地质概况胜二区东三5单元位于胜坨油田胜利村构造西南翼，北面、东面分别被7号断层和9号断层分割与三区坨21和坨11断块相连，西及西南与边水相连，呈扇形分布，为三角洲前缘沉积的中高渗亲水砂岩油藏。
东三5砂层组埋藏深度1610-1720米。
单元含油面积2.3平方千米，油层平均有效厚度20.3米，地质储量830万吨。
单元整体为三角洲前缘沉积，全区以水下分流河道微相为主，其次为道间沉积。
储层主要是中、细砂岩，其成分成熟度，结构成熟度都较低，岩石胶结类型为孔隙-接触式，胶结疏松，出砂严重。
共有5个含油小层，小层平均渗透率最大值2412×10-3平方微米，储层的整体变异系数均处于0.4-0.65之间。
平面上渗透率1000-3000×10-3平方微米，平面上有较强的非均质性。
各小层西南面受边水控制，5砂层组水侵系数1.26×104方/（月·兆帕）。
原始油层温度60-65摄氏度，原始油层压力16.7兆帕，饱和压力9.8兆帕。
地面粘度范围225-2661毫帕秒，地层水型为氯化钙，目前地层水矿化度17000毫克/升，总之，胜二区东三段5砂层组是一个构造简单、油层厚度大、渗透性较好、油稠、低温、高盐、出砂严重、边水活跃的构造油藏。
2.单元开发简历胜二区东三单元1968年10月投入开发，到目前主要经历了天然能量开发阶段；投入注水开发阶段；综合调整产能扩建阶段；综合治理减缓递减阶段以及综合调整细分阶段,共五个开发阶段。
目前处于综合调整细分阶段，2011年针对日益变差的井网，单元实施细分单元综合调整，将单元进一步划分为二区东三13、二区东三1-3不含13、二区东三4和二区东三5等4个细分单元，其中东三4及东三5实施综合调整，共钻新井26口，东三13实施水平井开发，钻新水平井9口。
实施综合调整后东三4主体部分投入注聚开发，并于2012年11月投产。
二、基础模型建立1.静态模型的建立首先统计了352口井的静态数据（井信息、分层数据、井斜数据、砂体数据、测井数据等），保证了油藏地层格架模型的准确性。
剩余油概念及检测方法剩余油是指石油储量中的剩余可采油量。
在地质勘探过程中，不是所有的石油都能被开采出来，一部分油气会由于地质构造或岩石性质等原因无法被提取出来，这部分无法被开采出来的石油储量就是剩余油。
剩余油的大小直接关系到石油储量的评估和开采效果的判断。
因此，在石油勘探中，准确估计剩余油量是十分重要的。
剩余油的检测方法主要有以下几种：1.地质勘探：地质勘探是评估剩余油的最主要方法之一、通过钻探、地震勘探等手段，获取地下油藏的地质信息，对储层状况、含油性、岩石性质等进行详细分析，从而估计剩余油的数量。
2.数学模型：数学模型是一种常用的评估剩余油的方法。
通过建立数学模型，模拟油藏地质特征、结构和流动规律等，预测剩余油的分布和规模。
常用的数学模型有物理模型、数值模型、统计模型等。
3.地球物理探测：地球物理探测是通过测量地下岩石的物理属性，如密度、磁性、电性等，来分析和判断剩余油的问题。
常用的地球物理探测方法包括地震勘探、电法勘探、磁法勘探、重力勘探等。
4.采油工程方法：采油工程方法主要是通过对已经开采的油田进行分析和评估，以推断剩余油的大小。
抽采油田的开采历史和生产数据，结合工程参数和地质参数，利用相关的数学模型和算法，预测剩余油的储量。
剩余油的检测方法虽然多样化，但每种方法都有其局限性。
因此，在实际应用中，通常会采用多种方法相互印证，以提高剩余油评估的准确性和可靠性。
剩余油的检测对于石油资源的合理开发和利用具有重要意义。
准确评估剩余油的大小，既可以帮助决策者制定科学的开发方案，提高石油开采的效率和经济效益，又可以为能源规划和资源管理提供参考依据。
总之，剩余油是一个关键的概念，对于石油勘探和开采具有重要意义。
通过地质勘探、数学模型、地球物理探测和采油工程方法等多种手段，可以对剩余油进行有效检测和评估。
但需要注意的是，在实际应用中应综合多种方法，并根据矿田实际情况和地质条件，灵活选择合适方法，才能获得准确可靠的剩余油数据。
常用的剩余油分布研究方法主要包括如下六类：
1、应用检查井密闭取心资料评价油层水淹状况技术；
2、常规测井水淹层评价技术；
3、生产测井法研究剩余油技术；
4、动态分析法研究剩余油技术；
即利用新井（老区内所钻的调整井或更新井）投产和老井卡堵水资料、含油带的宽窄、储层展布资料综合研究剩余油的技术。
5、油藏数值模拟技术；
通过流体力学方程应用计算机及计算数学的求解，结合油藏地质学、油藏工程学、热力学、化学来重现油田开发的全部实际过程，达到搞清油藏剩余油分布，进而通过由不同措施组成的多种方案进行优化来解决油藏有效挖掘剩余油的实际问题。
6、模糊综合评判和神经网络模式识别技术；
在对影响剩余油分布的各种地质及开发因素分析的基础上，通过对油田中高含水期及高含水期后期检查井各类油层水淹状况的解剖，分析研究了各类油层水淹程度与其各种影响因素（注采关系、砂体类型、连通状况及注水状况等）的关系，并利用模糊综合评判方法和神经网络模式识别技术，实现小层任意井点处水淹程度的自动判别，进而确定各小层的剩余油平面分布。
⑴、模糊综合评判法及神经网络模式识别法实现逐层逐井水淹程度的自动判别，特别是那些缺少监测资料的
井点；为高含水后期剩余油研究提供新思路。
⑵、由于剩余油分布的多样化及复杂性，目前剩余油描述的精度及量化程度还有待进一步提高。
⑶、神经网络模式识别法不受样品数限制，但样品越具有代表性，判别的精度越高。
⑷、由于储层物性及开发条件迥异，判别油层水淹程度时，若资料充分应建立各自隶属关系图版及学习模型，
利于保证判别精度。
检查井资料不足时可用单层试油或测试资料。
油田常用剩余油分布研究方法油田储量和剩余油分布研究是石油开发过程中的重要环节，可以提高油田开发效率和经济效益。
为了研究油田的剩余油分布，需要采用多种方法和技术进行综合分析。
以下是一些常用的剩余油分布研究方法：1.地质统计学方法：通过对油田地质参数进行统计学分析，了解剩余油的分布规律。
这些参数包括油田面积、厚度、孔隙度、渗透率等。
利用地质统计学方法可以确定剩余油的展布模式和区域。
2.试油方法：通过在油井中进行试油实验，了解原油储层的剩余油分布情况。
试油方法主要包括油藏压力测试、油藏渗透率测试、饱和度测试等。
通过试油方法可以得到剩余油饱和度、剩余油储量、剩余油的垂向分布等信息。
3.地震方法：通过地震勘探技术，包括地震反射法、地震折射法等，可以获取地下岩层的结构和性质信息。
通过地震方法可以确定油层的厚度、构造特征、岩石类型等，进而推断剩余油的分布情况。
4.流体流动模拟方法：通过建立油藏流体流动模型，模拟剩余油在地下的迁移过程。
这种方法可以定量分析剩余油的分布规律，包括剩余油的垂向分布、水驱油和气驱油效果、油藏压力分布等。
5.岩心分析方法：通过对岩心样品的物理化学性质进行测试，了解剩余油与储层岩石的相互作用和影响。
这种方法可以确定储层的孔隙度、渗透率、孔隙结构等参数，进而推断剩余油的分布规律。
6.数值模拟方法：利用计算机技术，建立油藏数学模型，对剩余油的分布进行数值模拟。
通过数值模拟方法可以分析剩余油的变化趋势、储量分布、开发方案等。
综上所述，油田常用剩余油分布研究方法包括地质统计学方法、试油方法、地震方法、流体流动模拟方法、岩心分析方法和数值模拟方法等。
通过综合应用这些方法，可以深入了解油田储量和剩余油的分布规律，为油田开发和管理提供科学依据。
数值模拟方法在剩余油分布研究中的应用油藏中的原油，经过多次不同方式的开采之后，仍然保存在油藏之中的原油即为剩余油。
剩余油开采难度较大，但作为中后期油田提高产能的可靠途径，是不少油田企业必须面临的问题之一。
本文简要讨论了剩余油研究的现状，希望可供研究人员参考。
标签：剩余油;分布;影响因素;数值模拟以往在油田开发、动态分析、方案编制等工作中，主要应用原始的测试等资料，采用油藏工程常规方法分析潜力、拟定措施，这种定性研究难以满足油田特高含水期精细分析、精细挖潜的要求。
而油藏数值模拟技术就是一种更快速、更直观、信息处理更加迅速进行油藏精细描述、油藏定性评价的一种手段，对剩余油分布等研究达到量化描述水平，为油田特高含水期的精细挖潜提供有利条件。
剩余油研究，作为中后期提高油田产能的可靠途径，备受研究者关注。
简要分析了影响剩余油分布的两个因素：地质因素与开发因素，同时对剩余油分布研究中的方法，结合实例进行了简单探讨。
最后对数值模拟研究结果的不确定性进行了讨论，以提升数值模拟方法的精度。
1.剩余油分布的影响因素1.1地质因素沉积微相的展布是控制油水平面运动的主要因素。
研究发现，剩余油分布因素主要为以下几点：1）空间中的砂体几何展布形态。
砂体顶--底界面的起伏形态、油层的构造控制着剩余油的形成分布，除此之外，还影响着油井的生产。
2）存在着不同的微相物性。
不同的微相物性之间存在差异，此种差异会影响油井的生产能力。
3）砂体内部结构。
砂体内部结构呈现出向上的韵律性。
研究发现，在正韵律的油层顶部易形成剩余油富集，在反韵律油层的底部易形成剩余油富集，在复合韵律层垂直向上会出现渗透段，易形成剩余油富集。
1.2开发因素1）井网分布不均匀。
对于整个开采区没有分层系开采，而是采用一个井网，这种情况会引起层位井网的不均匀，容易形成剩余油。
当井网分布不均匀时，一些油藏区域中分布有井网，一些油藏区域无分布井网，则这些无井网油藏区域会存在较多的剩余油。
1 剩余油成因类型地质条件是形成剩余油的客观 素，而开发因素是形成剩余油的主观因素。
所谓地质条件，是指储层本身表现出的物理、化学特征。
从沉积物开始沉积到油气运移、聚集、成藏以及成藏后期的改造，破坏作用的全过程。
地质条件包括(油藏的类型、储集层的非均质性、粘土矿物敏感性、流体性质、油藏驱动能量等)开发因素包括(井网密度、开发方式、布井方式等)。
1．1 地质条件是形成剩余油的先决条件血)地质条件相同的油田采用的井网和井距不同，剩余油的分布状况就存在差异。
相反，相同的井网对不丰廿同的油藏来说其剩余油的数量和类型也不一致。
不同沉积类型的油田，剩余油分布表现出各自的特点。
孤岛油田中区馆3—4层系为曲流河相沉积，高含油饱和度区分布零散，平面上以镶边状或点状存在，纵向上受井网控制和油层边界、断层影响明显、小层储量主要集中在主力油层中，剩余储量仍然以主力油层为主 主力油层以其面积大、厚度大、所占储量多的优势而继续成为开发调整挖潜的重点。
辽河欢26块为扇三角洲沉积，剩余油在平面上主要分布在中部和东部的构造较高部位，呈零星状或局部小面积片状和零星点状分布。
1．2 开采条件是决定剩余油分布状况的外部因素对一个具体油田而言，地质条件是客观存在的，客观条件一定后，不同的井网和井距以及开采方式就决定了剩余油的存在形式。
从剩余油分布的一般规律来看，富集在现有井网未控制作的边角地区、注采并网不完善地区以及非主流线的滞流区的剩余油，主要是受到了开采条件的影响所致。
在大庆油田，注采不完善是形成剩余油的最主要原凶，若把二线受效型、单向受效型及滞留区则也包括在内，其剩余油所占比例在4o 以上，辽河油田欢26块西部，存在相对较大面积的高含油饱和度区，主要是由于该地区注采系统不完善造成的1．3 剩余油成因类型大体分为两类平面剩余油成因类型有：①在注采井之间压力平衡带(滞留区)形成的剩余油；②落井网失控的剩余油；③ 由于注采系统不完善形成的剩余油；④薄地层物性极差和薄油层形成的剩余油；⑤在主河道之间或油藏边缘薄地层形成的剩余油；⑥断层阻隔形成的剩余油；⑦ 低渗透带阻隔或岩性尖灭带所形成的剩余油；⑧高度弯曲河道突出部分剩余油；⑨微结构顶部的剩余油。
大港油田港西剩余油分布规律研究的开题报告一、选题的背景和意义大港油田是中国最大的陆上油田，也是世界著名的油气田之一。
港西油田是大港油田中最重要的油层之一，自1958年投产以来，已经探明了当下的工业储量和上部储量，但是这些储量中的剩余油储量分布规律、剩余油的油藏分布模式等问题还存在一定的争议和研究不足。
随着科技的不断发展，采集和处理大量的地质资料变得更加容易，为深入研究港西油田剩余油分布规律提供了条件。
这些研究成果可以为油田勘探和开发提供指导，同时对于优化资源配置、促进地方经济发展等方面也具有重要的意义。
二、研究内容和方法1. 研究内容本研究的主要内容是通过采集港西油田的地质资料，分析剩余油的分布规律以及其油藏分布模式。
具体来说，本研究将关注以下几个方面:（1）研究港西油田的地质条件，包括地层结构、构造属性、沉积环境等方面的特征。
（2）综合采集的地质资料，分析港西油田内现有油藏的分布规律及其空间位置。
（3）研究港西油田中的剩余油分布规律，分析其与油藏及地质条件的相关性。
（4）分析港西油田的油藏分布模式，提出系统的解决方案。
2. 研究方法本研究将主要采用以下方法进行:（1）文献调研法：通过分析已有文献和数据资料，掌握港西油田有关地质特征和油田勘探开发方面的现状和问题。
（2）野外实地调查法：通过实地考察，记录港西油田地表地貌、岩相、微地貌、水文地质、煤层地质等各种地质要素和各种地下构造的特征，为后续研究提供必要的数据。
（3）物理化学分析法：利用化学分析、活化分析、光谱分析等加以推测和预测，确定剩余油分布规律及其空间位置。
（4）地质模型构建法：利用3D建模技术，根据采集的地质资料建立沉积地质模型、构造模型和各种油藏模型，进一步分析油藏分布及其空间位置。
（5）统计分析法：归纳总结各类地质、地质学因素与剩余油分布规律之间的关系，以及建立相应的统计模型，为港西油田的剩余油勘探、发现提供科学依据。
三、预期研究结果和实际应用1. 预期研究结果通过深入研究港西油田的地质资料，本研究预期能够达到以下目标:（1）研究港西油田的地质条件，揭示其地质属性和沉积环境的特征。
剩余油分布规律和研究方法通过对目前剩余油形成与分布研究的调研来看，国内外对研究剩余油的形成与分布都是十分重视的，存留在地下的剩余油是未来开发石油资源的主要对象。
本文将对剩余油主要研究方法和技术进行讨论，简述剩余油形成与宏观、微观分布规律。
将目前剩余油形成与分布的研究方法分为地质综合分析法、地震测井综合解释法、油藏数值模拟法和油藏工程综合分析法等。
通过宏观和微观两个角度来研究剩余油形成与分布，综合多学科理论知识，探讨新方法，保证剩余油研究向高层次、精细化方向发展。
关键词：剩余油；分布规律；宏观；微观1引言在一般情况下，人们仅采出总储量的30％左右，这意味着还有大约2／3的剩余石油仍然被残留在地下。
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，提高采收率无异于找到新的油田。
剩余油研究是油田开发中后期油藏管理的主要任务,是实现“控水稳油”开发战略的重要手段[1]。
随着勘探难度和成本的增加,提高原油采收率就显得更加迫切和重要。
因此，从出现石油开采工业以来，提高油田的采收率一直是油田开发地质工作者和油藏工程师为之奋斗的头等目标。
油藏中聚集的原油，在经历不同开采方式或不同开发阶段后，仍保存或滞留在油藏不同地质环境中的原油即为剩余油，这就是广义剩余油。
其中一部分原油可以通过油藏描述加深对油藏的认识和改善油田开采工艺措施、进行方案调整而可被开采出来，这部分油多称为可动油剩余油，也就是狭义剩余油。
另一部分是当前工艺水平和开采条件下不能开采出来的、仍滞留在储集体中的原油，这部分油常称为残余油。
2 剩余油研究的方法和技术剩余油研究和预测是一项高难度的研究课题，目前已形成一系列成熟的剩余油研究和预测的方法技术，但每种方法技术均存在局限性。
2.1地质综合分析法地质综合分析是研究和预测剩余油的有效手段之一，该方法在综合分析微构造、沉积相、储集体非均质等地质因素的基础上，结合生产动态资料对剩余油进行综合研究和分析，预测剩余油分布。
剩余油研究目前，我国的大部分油田经过几十年的开发，先后经历了上产期、稳产期和递减期，已进入高、特高含水开发阶段，增储上产、稳油控水的难度越来越大。
具体表现为：①勘探程度高，新增储量日益困难，剩余储量可动用性较差；②注水开发油田综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，矛盾突出；③油田地质情况复杂，水驱油过程不均匀，大部分油田仍有60％左右的剩余油残留在地下。
因此，加强剩余油分布规律研究、搞清其分布特征、采取有效对策提高原油最终采收率已成为油田提高采收率的必由之路。
剩余油研究的内容不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，还要搞清楚剩余油的成因以及分布的特点，从而提出挖潜措施，其中剩余油分布位置和数量是剩余油研究的技术关键和难点。
1.现阶段陆相老油田储层特征及剩余油分布按沉积类型将我国碎屑岩储集层可划分为6类：河流相；三角洲相；扇三角洲相；湖底扇(浊积)相；冲积扇相；滩坝相。
据统计，我国油田92%的储层为陆相碎屑岩沉积。
其中湖泊环境(三角洲相、扇三角洲相、湖底扇相、滩坝相)和冲积环境(冲积扇相、河流相)沉积的碎屑岩储集层又分别占我国总开发储量的43%和49%，几乎各占一半。
其中河流相和三角洲相储集层是我国石油资源的主要载体,分别占我国总开发储量的42.6%和30.0%,几乎近2/3。
其它依次为湖底扇(浊积)相占6.3%，扇三角洲相占5.4%，冲积扇(包括冲积)河流相)相占6.4%，滩坝相占1.4%，另外还有8%的储量在基岩中。
这些碎屑岩储层的特征如下：（1）近源短距离搬运和湖泊水体能量较小等基本环境因素，导致了陆相湖盆碎屑岩储层相对海相同类环境储层砂体规模小、分布零散和连续性差，非均质性更为严重，表现为矿物、结构成熟度低，孔隙结构复杂。
（2）湖泊水进水退频繁，使河流一三角洲沉积呈明显的多旋回性，油田纵向上油层多，纵向上砂体相互交错，平面上相带频繁叠加，形成了含油层系十分复杂的沉积体系。
（3）断陷盆地中断层极为发育，油田被切割成很多大小不等的断块。
大多为面积很小的断块。
断层的复杂性大大的增加的地质条件的复杂性。
（4）原油多属石蜡基原油，含蜡量高，粘度大。
我国各类碎屑岩储集层中可动剩余油分布差很大。
从表1中可见，河流相储层中剩余油所占的比率达46.4%，加上其他沉积类型中的河控沉积，其比率超过甚至大大超过50%，其中很多是油藏开采中的主力层。
这是因为河流相沉积一般来说其砂体宽度较小，而且形状曲折多变，井网对它难以控制，常留下较多的剩余油。
因此，从储层沉积条件上看，在河道砂体构成的主力层中寻找剩余油富集区，将是一个重要方向。
表1 我国储层各沉积类型中剩余油比率与海相油田相比,我国陆相油田的地质条件要复杂得多，砂体分布零散，平面连通性差，且颗粒分选差，孔隙结构复杂，物性变化大，非均质性严重；沉积呈多旋回性，油田纵向上油层多，层间差异大；油田内部渗透率级差大，特别是河道砂体渗透率多呈上部低、下部高的正韵律分布特征，加上重力作用，注入水易从下部窜流;断层极为发育,尤其在我国东部渤海湾地区，断块小，差异大;原油多属重质油，石蜡含量高，还有一批重质稠油;油田的天然水供给受限制，天然能量不足，需要注水补充能量。
这些复杂的地质条件大大增加了开发陆相油田的难度，使得我国油田的水驱采收率偏低，提高采收率的潜力还很大。
2、目前剩余油研究方法传统的剩余油研究方法众多，新的研究方法也不断出现，各种方法都针对某些特定的问题取得了一些好的效果，但是给种方法之间缺乏互补性，并没有形成一套完整的体系。
剩余油的存在形式有宏观和微观这两种，所以目前国内外对剩余油的研究方法主要是从宏观研究、微观研究和剩余油饱和度这三个方向来研究的。
国内比较侧重于宏观研究，国外侧重于剩余油饱和度研究。
2.1 宏观研究方法主要包括油藏数值模拟、水驱特征曲线和功能模拟、物质平衡、单井出口端含油饱和度计算法、动态分析法、沉积微相法和检查井、观察井法等方法。
（1）油藏数值模拟是建立油藏数值模型，通过计算机模拟，可以计算整个油层中饱和度在空间上和随时间的变化，并可预测未来饱和度的变化，因此有很大的实用价值。
该方法可以实现快速的输出任何时刻、任何点上剩余油饱和度值。
但在使用上却受到一定限制，主要原因在于地质模型建立的精度和模拟运算需要大量的静、动态数据，拟合时间长，费时，对计算机的要求也比较高。
（2）水驱特征曲线法，国内外油田开发实践表明，注水开发砂岩油藏，当它已全面投入开发并进入稳定生产阶段后，含水达到一定值并稳步上升，此时在半对数坐标上，累计产油的关系将出现较好的直线段，表达式为：lgWp=A+BNp式中，Wp—累积产水量，104 m3；Np—累积产油量，104t；A,B—统计系数，f。
将（1）式数学处理后，得目前剩余油饱和度计算公式为式中，R—油藏采出程度，f；fw—油藏平均含水率，f；N—动用地质储量，104t；Soi—原始含油饱和度，f；Sor—目前剩余油饱和度。
（3）物质平衡法在注水保持地层压力开发的油田，由于注水占据采出油的孔隙体积，使含水饱和度增加，通过计算目前油田含水饱和度来宏观了解剩余油饱和度的大小。
含水饱和度公式如下：式中，V—油层孔隙体积，104m3；Swi—束缚水饱和度，f；Sw—目前含水饱和度，f；Wi—累积注水量104m3；Wp—累积采水量，104 m3。
（4）单井出口端含油饱和度计算法本方法要解决的一个重要问题是采油井点储量的确定，以往分析中大多数采用“单井静态储量”。
实践证明，此储量同采油井实际开发情况不符，而且还可能出现采出量大于控制地质储量的现象。
为此，本方法采用地质条件与开发条件相结合的水驱地质储量，作为采油井点的控制储量，并推导出生产井出口端含水饱和度，从而求得单井出口端含油饱和度，由此而绘制含油饱和度等值图。
（5）动态综合分析法利用油田生产的各种数据和测试资料，通过油井见水、产量、压力、含水率、油气比的变化情况油来研究剩余油分布，再结合测井资料推断地下油气水分布运动状况和变化趋势。
对吸水剖面进行整理，计算出各小层的吸水量及吸水半径，画出大概水淹范围。
计算公式如下：式中，Vm—小层累积注入量，m3；Qw—测试阶段内注水井的累积注入量，m3；λi—测试吸水剖面小层相对吸水百分数，小数；Vw—小层注入体积，m3；Vwo—小层采出水体积m3；R—以注水井为中心的水淹半径，m。
该方法有资料丰富、长期连续追踪分析、费用低廉等特点，因而应用普遍。
2.2微观研究方法主要是研究孔隙结构及微观驱替机理，包括微观物理模型研究、剩余油物理一化学性质及组分研究、孔隙结构及微观驱替机理研究；（1）微观物理模型根据油层的铸体薄片资料，利用光化学刻蚀工艺将孔隙系统刻蚀在玻璃表面，模拟地层的真实情况，然后进行水驱油实验。
在显微镜下观察。
该方法可以直观地反映出水驱油的过程和剩余油的分布情况。
主要用仿真模型和真实储层模型两种方法。
仿真模型是根据显微镜下储层孔隙结构特征(孔隙及喉道大小、形态、连通情况等)，在玻璃上照样刻画出孔隙特征作为假想的储层，进行水驱油模拟试验没，拍照、录像观测驱油效率和剩余油分布特征。
真实储层模型则是用全直径岩心磨成很薄的薄片，再用两块玻璃夹住，并用橡胶把模型薄片周围粘结起来，进行水驱油模拟试验。
一般而言，用真实砂岩模型作微观水驱油试验研究，效果更真实些。
但是由于实际的地质条件是十分复杂的，实验室内不可能模拟的十分精确。
(2) 孔隙结构及微观驱替机理研究在显微镜下观察含油岩心的薄片，直接研究岩石中剩余油的分布情况，结合驱替机理的研究，来预测剩余油的分布。
2.3国外剩余油饱和度研究剩余油饱和度研究是指从宏观、微观两种规模来研究剩余油。
国外对这个问题的研究非常重视，发展了各种新的测试方法。
（1）近年国外推出了新的海绵取心方法。
这种方法的原理是当岩心上提降压时，从岩心外流的流体被吸收在海绵内，在地面处理后将其折算回去，因而仍可获得比较准确的剩余油量。
这种技术成本较低，很有应用前景，缺点是不能测定气体饱和度数据。
（2）国外用于剩余油饱和度测井的非常规方法发展很快，已经研制了碳氧比测井、中子寿命测井、电磁传播测井、介电常数测井、核磁测井、重力测井等多种下井仪器和解释方法。
这些新的测井技术都各有其应用范围和优缺点。
经过多年研究和改进，国外现在碳氧比测井和中子寿命测井已趋于成熟，可以达到比较高的精度，其它的方法还需要不断改进。
（3）各种测井方法都普遍发展了测一注一测的技术来测定储层残余油饱和度，这个动向值得借鉴。
目前国内也有人提出神经网络技术法。
该方法的思路是,根据目前已经占有的动、静态资料中关于不同时期含水饱和度的信息，计算单井所在位置的含水饱和度变化率，该变化率与井点所在位置的动、静态参数存在一定的内在联系，把含水饱和度的变化率与各种动、静态指标通过神经网络技术建立起学习网络，从而可以对其他未知井区进行含水饱和度变化率的预测。
在已知原始含水饱和度的情况下，根据含水饱和度的变化率,就可以预测目前的含水饱和剩余油饱和度研究。
3、剩余油分布的影响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。
地质因素主要包括有：岩性、油藏非均质性、构造、断层等。
沉积条件决定了碎屑岩的沉积韵律特征、沉积层理类型，同时也控制了砂岩的空间分布、沉积微相展布、储层的非均质性、薄夹层分布等等地质因素。
其中储层的非均质性、沉积微相和小断层是影响剩余油的根本因素。
另外，由于后期的构造运动所产生的断层、裂缝、不整合面能够对油水运动产生影响，从而影响剩余油的分布。
开发因素主要包括有：注采系统完善程度、注采关系和井网、生产动态等。
特高含水期动态注采对应关系、波及系数是影响水淹及剩余油分布的主要因素；构造对剩余油分布的控制作用有所减弱，但在不同的开发单元影响程度不同；另外由于防砂工艺、生产压差、窜层窜槽及射孔等开发工程因素以及由于钻井设计、注采井网造成的油砂体形态发生变化等对储层的再认识方面都会对剩余油的形成与分布产生重要的影响。
最后，聚合物的注入也会对剩余油的分布产生影响。
地质因素属于内因,开发因素属于外因。
它们的综合作用就导致了目前剩余油分布的多样化和复杂化。
4、剩余油分布的分布特征综合剩余油在多个陆相油田中的分布，据其形成背景，可以将其分布为两类由地质因素形成的剩余油、由开发因素形成的剩余油。
在高含水后期和特高含水期,地下剩余油呈“整体高度分散、局部相对富集”的分布格局。
由地质这个内因形成的剩余油分布如下：（1）储层非均质造成的剩余油储层非均质包括层内，层间，平面，微观这四个方面，它们都会造成剩余油。
目前影响比较显著的因素有平面微相分布，夹层，韵律，孔隙结构等。
综观各种相的剩余油的分布，可知河流相的剩余油的含量最高，占全部剩余油的46.4%，这是因为其砂体宽度相对较小,而且形状曲折多变,井网对它难以控制,常留下较多的剩余油。
