2.1.3 高分辨率成像技术

高分辨率成像技术是指利用扫描电镜、激光共聚焦技术及CT扫描技术等获得高分辨率岩心图像，从而直观表征微观孔隙中原油组分的变化规律、剩余油的分布特征及剩余油分布与黏土矿物之间的关系等。结合驱替设备，能够提供不同驱替时刻下岩心模型中的油水空间分布信息，定量分析剩余油饱和度。由于微观剩余油尺寸较小，影响因素复杂，高分辨率成像技术是未来剩余油微观分布研究的主要手段。其技术优点在于针对孔隙结构相对单一的岩心中的微观剩余油形成机理、赋存量以及空间分布规律研究效果显著。对于大尺度非均质储层微观剩余油特性的研究是该技术未来发展需要考虑的问题。

2.1.4 核磁共振成像技术

核磁共振成像技术原理是基于核磁共振现象测定岩石中的核磁信号，并据此推断地下储层中的油水含量。刘凡等应用核磁共振成像技术研究聚合物驱前后剩余油在岩心孔隙中的微观分布规律。结果表明：驱替结束后，剩余油主要分布在中低渗透层未波及到的区域，以及低渗透层中、小孔隙中。张顺康等基于核磁共振二维谱开展水驱油实验研究，对比分析了不同驱替阶段的油水变化规律。结果表明：随着水驱进程的发展，连片状剩余油比例不断降低，但与网络状、孤岛状剩余油相比，其体积绝对量在水驱后期相当，仍具较大的开发潜力。

核磁共振成像技术对流体运动的敏感性和大尺寸样品的适用性，使其对驱替过程的剩余油微观分布研究具有无可比拟的优势，缺点在于由于信噪比的限制，核磁共振成像技术的空间分辨率目前低于CT扫描技术。未来该技术在剩余油微观分布特征研究的发展方向在于提高分辨率及复杂油藏条件下的成像分析。

2.2 剩余油宏观分布研究方法

2.2.1 数值模拟方法

数值模拟方法是目前在油藏尺度研究、预测剩 余油饱和度的最广泛的方法，常用的数值模拟软件包括CMG，ECLIPSE，Tnavigator，VIP，SURE， GrandTM等。权勃等基于小尺度地质体等效表征的方法，即通过设置单元间网格传导率，达到在油藏数值模拟中精细表征薄夹层对渗流效果及剩余油分布的影响。结果表明：该方法能有效提高单井历史拟合精度及井间剩余油分布预测精度。针对水驱开发油田进入中高含水期后，储层渗透率以及油水相渗曲线会发生较大变化的问题，魏峰开发了一套能完整考虑多种渗流参数实时变化的时变模拟框架，并将此新模拟技术应用于某海上高渗透疏松砂岩油藏，根据此区块已有的渗流时变规 律，研究了在考虑时变情况下的剩余油分布、最终采收率预测及挖潜措施。

   油藏注水开发后期，剩余油的分散程度越来越高，逐步由连续相转变为多孔状、滴状、膜状等非连续相，其动用及运移难度也逐渐增加，此时再用达西定律来描述其运移规律已不合适，应考虑其非连续相渗流特征。基于大量的室内物理模拟实验结果，建立了高含水期考虑非连续相的非线性渗流特征数学模型。该模型主要包括2个方面：一是由于流动速度导致的非线性特征，可以用拟合非线性压差与理论线性压差比值（M_nl）进行表示；二是由于油相非连续导致的油相启动压力梯度，其代表对于特高含水期剩余油可以运移所需要达到的最低压力梯度门限值。

M_nl根据实际流动速度进行判别：

非连续油相启动压力梯度和剩余油饱和度二者的关系可以拟合为：

基于matlab进行数值模拟计算，建立一注一采典型数值模拟模型，渗透率为200mD，原油黏度为2mPa·s，采用定液量20 m³/d生产2400d。对比油相饱和度模拟结果（图2，图3）可以发现，考虑非线性渗流后，随着剩余油饱和度的降低，油相启动压力增大，剩余油越来越难以驱出，已波及区域内剩余油饱和度要大于不考虑非线性渗流的模拟结果。从波及范围来看，考虑非线性渗流模型的波及更差，对主流线两侧剩余油驱替效果更低，在模型主流线两侧还有剩余油富集，含油饱和度可达到0.7 以上。同时，对比生产动态曲线（图4，图5）发现，非线性渗流模型模拟结果的含水率上升更快，比常规模型早约100d到达90%以上，采出程度比常规模型低近4百分点。模拟结果更加符合油藏实际，有效提高了高含水油藏的数值模拟精度。

数值模拟方法的优点在于针对油气渗流规律的模拟全面直观，能够在不同的驱替阶段和空间分布上定量分析、预测剩余油饱和度的变化。缺点在于数值模拟结果的准确性极大依赖于基础资料、软件平台和研究者的经验及水平。数值模拟方法的发展趋势在于对数值模拟方法进行改进，更快、更准确地预测剩余油；发展新的数值模拟技术，例如分子模拟、人工智能等。

2.2.2 四维地震技术

四维地震技术是利用反射波和地震波的变化来监测油藏内部岩石和流体性质变化。该技术主要用于油藏压力、流体移动和岩石物性变化的监测，并可识别死油区、开展加密井部署、校正油藏地质模型等，为优化采油方案提供重要数据和指导意见，提高采油效率。

四维地震技术在剩余油研究上的优点在于可以通过长时间的监测，提供地下储层随时间变化的高分辨率图像，量化储层中剩余油的分布和流动状态。缺点在于四维地震技术需要长时间的监测和大量的数据处理工作，成本较高。对地下储层的地质条件要求较高，在非均质性强的陆相沉积储层难以实施。该技术未来的发展趋势主要包括数据处理和解释技术的提升，与地质学、地球物理学、计算机科学等领域进行多学科交叉应用及新型监测技术的发展。

2.3 剩余油饱和度定量分析研究方法

2.3.1 测井技术

测井技术是直接探测剩余油的有效手段，根据井况条件，测井技术可分为裸眼井测井和套管井测井。如表2所示，对不同测井技术的主要技术特点和适用条件进行了归纳和总结。在充分认识现有测井方法的技术特点和适用条件的基础上，应遵循地质约束测井、岩心及动态生产刻度测井、测井服务于地质及开发的原则，开展剩余油测井方法的选择及技术工作部署。

测井技术的优点在于采集信息多、覆盖面广、采样密度大、能实时反映地层条件下的各项参数。缺点在于针对岩性复杂、长期注水的地层条件，单一测井方法难以适用于各类储层。测井技术的发展趋势主要体现在研发新的测井技术、裸眼井测井与套管井测井协同工作以及将现代数学方法引入到剩余油测井解释建模中。

2.3.2 示踪剂技术

20世纪80年代初，我国在大港油田和胜利油田开始研发应用示踪剂技术，截至目前，已发展了化学示踪剂、放射性同位素示踪剂、稳定性同位素示踪剂和微量物质示踪剂4代技术。示踪剂技术的原理是从注入井注入的示踪剂跟随流体运动进入油藏内部后，在监测井进行取样分析，结合地质模型和数值模拟等方法进行示踪剂解释，从而获得区块流线、分层、非均质性特征、剩余油饱和度等重要信息，为油田开发调整提供数据依据。

示踪剂技术的优点在于相较于分布式光纤和连续油管电缆等机械式检测装备，其成本较低、操作简单。缺点在于对地下水和环境可能会造成一定程度的影响。未来示踪剂技术的发展趋势在于通过提高示踪剂技术的精准度、效率、环境友好度和智能化，拓展其在油田开发中的应用范围。