水驱油藏剩余油分布特征研究
水驱油藏特高含水期微观剩余油渗流特征研究
水驱油藏特高含水期微观剩余油渗流特征研究在水驱油藏特高含水后期，原油采收都比较困难。
为了提高剩余油采收率，通过试验和计算发现，将剩余油流动形态分成五种类型：分别是为多孔流、膜状流、簇状流、滴状流和柱状流，同时从微观上分析原因，找到了微观剩余油流动特征及变化规律，对特高含水期油藏提高剩余油动用程度和采收率是一个很有效果的办法。
标签：水驱油藏；特高含水；微观剩余油；渗流特征挖潜流动的剩余油对原油产量具有一定的增产作用，对水驱油藏特高含水期的原油挖潜应该从研究微观剩余油的流动特征及变化规律入手。
特别是特高含水后期，饱和度半对数曲线和油水相对渗透率的纸币的关系不同之前，不再是线性关系，因此，研究動态剩余油变得更有意义。
1 玻璃刻蚀模型可视化实验实验室研究一般都是通过玻璃刻蚀模型可视化实验微观渗流的。
在这个实验中，为了对特高含水期微观剩余油流动形态及变化规律进行研究，我们设计了多种概念模型和均质、非均质实际模型，从孔喉半径、孔喉比等特征参数方面，在不同原油黏度和驱替条件下进行了微观水驱油实验。
1.1 进行驱替实验驱替试验是在一定条件下，用油或水以一定的流量，利用渗透作用，置换水或油的实验。
在特高含水后期，孔隙特征参数、流体性质以及注入条件等因素是否对剩余油流动有影响是我们研究的目的，试验研究的结果要广泛实用，通过设计不同孔隙特征参数，进行不同流体黏度和注入速度的驱替实验。
我们模拟油由不同比例原油与煤油配制而成，黏度分别为二、四、六毫帕每秒；模拟实验用水为地层水；玻璃刻蚀模型尺寸二厘米乘以一点五厘米；实验设备是微观驱替装置和恒压恒速泵。
1.2 驱替实验的步骤第一步，用试验用注射装置缓慢将模拟地层水注入模型中，使模拟水充分饱和在模型孔隙中。
第二步，将一定黏度的模拟油用试验用注射装置缓慢注入饱和水的模型中，使油驱出孔隙中的流动的水，并充分占据模型孔隙，这时模型在束缚水和饱和油的状态。
第三步，将恒压恒速泵设置为一定的驱替速度，利用微观驱替装置水驱模型。
边底水稠油油藏多轮次吞吐后期剩余油分析
研究区块经过多年开发，地层亏空大，受边底水侵入和高轮次吞吐等因素影响，开发效果变差。
复杂河流相稠油油田局部隔夹层较发育, 为高渗稠油油藏。
优化水平井参数, 为辅助蒸汽吞吐, 采用高效油溶性复合降黏剂, 充分利用其协同降黏作用、混合传质及增能助排性能, 大幅度降低注汽压力、扩大吞吐波及范围。
一、不同区域剩余油分布规律分析1.典型井组选取根据研究单元不同区域的储层厚度、原油物性、构造位置、周期生产效果、水淹类型等的差异，平面上划分了4个区域：（1）受边底水影响西北部受到馆陶弱边水影响，部分井高含水；平均单井日液33.5t，单井日油1.9t，综合含水94.3%，平均动液面209m。
（2）受潜水底水和南部区域注入水影响的中部井区受到南部区域边水、潜山底水侵入，高含水问题突出；该井区井况问题突出，储量失控严重。
管外窜问题严重，制约老井利用（3）高泥质较高东部井区层薄物性差，产能低；油井主要表现为注汽压力高的特征，一般注汽压力达18.0MPa～19.5MPa。
单井平均周期生产效益较差。
（4）水平井区一是井筒附近采出程度高，周期递减大，二是非均质性强，井间热连通，汽窜严重。
综上，从4个典型区域选取了5个开发井组，共涉及井数62口，面积4.2km2，在历史拟合基础上，分析剩余油分布规律及影响因素。
2.地质模型建立三维地质模型采用Petrel软件，模拟层位为研究区块馆陶组3个砂组、5个小层。
3.数值模型建立利用CMG数值模拟软件，分别建立四个区域数值模型，并进行了历史拟合。
拟合过程中，依据岩心分析资料，首先对孔隙度、空气渗透率、含油饱和度进行了校正，并对相对渗透率在合理范围内进行了修正，对模型区含水进行了精细拟合使拟合含水上升趋势与实际一致，并对重点井进行了精细拟合，单井拟合符合程度达到85%。
4.地下三场规律分析（1）压力场分析研究区块原始地层压力9.5MPa，目前地层平均压力7.0MPa；其中A区块及东部区域整体地层压力偏低，西北及中部区域受边底水影响压力相对较高。
EBS油田油藏水驱油规律研究
88随着EBS油田石油资源勘探程度的不断深入、高低渗透储层的稳产状态的已经很难维持。
同时，低渗油藏的注水开发状况复杂，油藏油水分布规律难寻、不同井油水采出程度差异也比较大、再加上储层微观地质条件，水驱油路径与油藏剩余油展布规律认识不清，这都是造成油田增产难以实现的因素。
驱油效率直接影响油气采收率，影响油田的经济效率。
真实砂岩模型驱替实验能直观的发现油藏渗流特征的变化，有更好的科学性，实用性也更强。
同时，EBS在进入含水中期后，开发规律及驱油效率均发生变化，需要对渗流规律进行深入研究，从而指导油田后期的开发。
针对这些问题，本文从储层地质特征出发，结合真实砂岩水驱油实验，对伊拉克东巴油田油层的驱油效率的影响因素进行了分析研究。
一、研究区储层基本特征EBS油田位于巴格达市东北方向14km处，横跨巴格达、迪亚拉、瓦西特三省，占地面积约为658平方公里。
东巴格达油田位于伊拉克Diyala省境内，处于美索不达米亚盆地前渊内，油田面积为1900km2,发现于1976年，1989年投产。
实验最终可采储量4651.38×106bbl，天然气最终可采储量9385000×106ft3。
储集层为Hartha组，其岩性为石灰岩，沉积于浅海相环境，年代为白垩纪坎潘期－马斯特里赫特期，厚度为975ft，平均孔隙度20%；第二储集层为Khasib组，其岩性为石灰岩，沉积环境为浅海相，年代为白垩纪土伦期－康尼亚克期，厚度为300ft，平均渗透率为100mD；第三储集层为Sadi组，其岩性为石灰岩，沉积于深海相环境，年代为白垩纪土伦期－康尼亚克期，厚度为975ft；第四储集层为Tanuma组，其岩性为石灰岩，沉积环境为浅海相，年代为白垩纪土伦期－坎潘期，厚度为250ft，平均孔隙度20%；第五储集层为祖拜尔组，其岩性为砂岩，沉积环境为浅海相环境，年代为白垩纪欧特里夫期－阿普特期早期，厚度为1650ft。
圈闭为构造圈闭，是背斜和断层构造。
强天然水驱油藏高含水期剩余油分布规律及挖潜研究
强 天 然 水 驱 油 藏 高 含 水 期 剩 余 油 分 布 规 律 及 挖 潜 研 究
王建 淮 （ 石油 中国 南美公司， 北京 １０１） ０ ０ １
［ 要 ］ 以位 于 厄 瓜 多尔 奥 联 特 盆 地 东 翼 斜 坡 带 上 的 Ｄ Ｉ —ＡＮＮＹ 油 田 Ｍ１油 藏 为 例 ， 从 边 底 水 波及 摘 ＯＲ ＮＥ Ｆ
石 油 天 然 气 学 报 （ 汉 石 油 学 院 学 报 ） ２１ 年 ４ 江 ００ 月 第 ３ 卷 第２ ２ 期
Ｊ ｕ ｎ ｌ ｆ ｌ ｎ ｓＴ ｃ ｎ ｌ ｙ （ ． Ｐ ） Ａ ｒ２ １ Ｖ １ ２ Ｎ ． ｏ ｒ ａ ｏ ｄＧａ ｅｈ ｏ ｇ Ｊ Ｊ Ｉ Ｏｉ ａ ｏ ｐ．０ ０ ｏ ３ ｏ ２ ．
大 。针 对这种 情况 ，应 用地 质 、开发 和数值 模拟 一体化 技术 ，综合 研究 油水 运动规 律 ，定量 表征剩 余油
分 布特 征 ，探 讨强 天然 水驱 厚层 砂岩油 藏 高含水 期剩 余油 分 布 的主要 控 制 因素 ，制 定 相应 的挖潜 对 策 ， ，
提 高油 藏采 收率 。
［ 关键 词 ］ 强 天 然 水 驱 ；厚 层 砂 岩 油 藏 ； 高含 水 期 ； 剩余 油分 布 ；挖 潜
［ 图 分 类 号 ］ＴＥ ２ 中 ３７ ［ 献标识码］Ａ 文 ［ 章 编 号 ］ １ ０ ９ ５ （０ ０ ２ ３ ６ ３ 文 ０ ０— ７２ ２ １ ）０ —０ ０ —０
强 天然 水 驱 厚层 砂 岩 油 藏 的开 发难 点 在 于高 含水 期 的挖潜 。ＤＯＲ ＮＥ Ｆ Ｉ — ＡＮＮＹ 油 田 Ｍ１油 藏 为潮 ｒ 控河 口坝砂体 ，油 层 主要为 厚层 河流及 潮道 砂岩 ，夹有 零散 分布 的砾 岩 、泥 炭夹层 ，西 部下倾 方 向被边 水 封 闭 ，东北 部上 倾方 向被 断层 遮 挡 ，长 期 开采 后 油 水关 系复 杂 ，寻 找 高含 水 期 剩余 油 富集 区难度 很
稠油底水油藏剩余油分布研究及水平井开发调整
天津大学管理与经济学部工程管理系 ， 天津 ３０ ０ ） ０ ０ ０
摘
要
秦皇 岛 ３ ２
油 田西 区 Ｎ Ｉ 砂体 为稠 油底 水油藏 ， ｍ１１ 经过 ５年 多的定 向井开 发 目前 已经进入 高含 水期开 发 阶段。
首 先 通 过 生 产动 态和 生产 测 井 分 析 油层 水 淹 规 律 ， 后 进 行 精 细 油 藏 描 述 ， 立 油 藏 数 值 模 拟 模 型 ， 究 剩 余 油 分 布 规 律 。 然 建 研
⑥
２ １ ＳｉＴ ｃ． ｎｎ． ００ ｃ． ｅｈＥ ｇｇ
稠 油底 水 油 藏剩 余 油分 布 研 究 及 水 平 井 开 发 调 整
万小迅 陆正元 李廷礼 葛丽珍 廖 新武 杨 杰 ’
（ 气 藏 地 质 及 开发 工 程 国家 重 点 实 验 室 成 都 理 工 大学 ） 成 都 ６ ０４ ； 油 （ ， １０ １ 中海 石 油 （ 国 ） 限 公 司 天津 分 公 司 ， 中 有 天津 ３０ ５ ０４２
中图法分类号 Ｔ ｌ５ Ｅ５；
文献标志码
Ａ
破 ， 合含 水 率 高 达 ８ ％ 。底 水 能 量 充 足 ， 综 ５ 没有 转
１ 地质特征及开发 简况 油田
１ １ 地质 油藏特 征 ． 秦 皇 岛 ３ ２ 油 田西 区 Ｎ ｍ Ｉ １砂体 为 河 流相 Ｉ
注井 。定 向井实 施 提液 措 施 取 得一 定 成 效 ， 采 出 但
Ｅ－ ｉ ： ｎ ｘ Ｃ Ｏ Ｃ ｃ ｍ． ｎ。 ｍａｌ ｗａ ｘ ＠ ｎ Ｏ ． ｏ ｃ
Ｎ Ｉ 砂体小层 平面含水 等值线 图， 图 １ ｍＩ１ 如 所示，
颜 色越 蓝 的区域表 示 含 水 率越 高 ， 而颜 色 越 绿 的 区
动静态精细油藏描述及剩余油分布研究方法和技术
动静态精细油藏描述及剩余油分布研究方法和技术动静态精细油藏是指储层中油水分布与流动状况相对复杂的油藏。
在这种油藏中，油水界面的变动频繁，储量分布不均匀，储层渗透率差异大，流体性质复杂，难以准确预测剩余油分布。
因此，针对动静态精细油藏的描述及剩余油分布研究需要采用一系列的方法和技术。
一、动静态精细油藏描述方法：1.目视描述法：通过实地观察和描述油藏、储层的基本特征，如油水界面的形态、断层的分布、储层孔隙结构等。
2.孔隙特征分析法：通过岩心切片的显微观测和扫描电镜等分析技术，研究储层中的孔隙特征，包括孔径、孔隙度、孔隙连通性等，为进一步研究剩余油分布提供基础数据。
3.测井揭示法：通过采用测井技术，获得储层的物性参数，如渗透率、饱和度等，从而分析储层的流体性质和剩余油分布情况。
4.静测法：通过进行压力临近稳定的恒流生产试验，获得动态压力数据，并通过解压分析和生产预测计算，得到储层的动态物性参数和剩余油分布。
二、动静态精细油藏剩余油分布研究技术：1.三维地质模型构建：通过采样岩心、测井数据和地震数据等，结合地质学原理和平面地质分析方法，构建动静态精细油藏的三维地质模型，包括储层厚度、岩性、构造等信息。
2.压力历史匹配法：利用历史生产数据和动态压力数据，通过数值模拟方法，模拟油藏的生产过程，更新储层的渗透率、储量等参数，进一步优化剩余油分布预测。
3.产量反演法：通过对不同时间段的生产数据进行分析和反演，得到剩余油分布的变化规律和分布特征，从而提供预测剩余油储量和开采方式的依据。
4.储层可视化技术：利用计算机技术和虚拟现实技术，将储层数据转化为可视化的三维图像，实现对储层的直观观察和分析，进一步揭示剩余油分布的规律。
总之，动静态精细油藏的描述及剩余油分布研究需要综合运用地质学、物理学和数学等多学科的知识，结合实地观察和实验分析，采用多种方法和技术，以获得全面准确的储层信息，为精细油藏的开发和油藏管理提供科学依据。
油田常用剩余油分布研究方法
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。
水驱油藏剩余油控制因素研究——以大芦湖油田樊107块为例
—科教导刊（电子版）·2019年第34期/12月（上）—283水驱油藏剩余油控制因素研究——以大芦湖油田樊107块为例田子朋（中国石化胜利油田分公司东胜精攻石油开发集团股份有限公司山东·东营257000）摘要本文以大芦湖油田樊107块为例，由点到面、动静结合、多学科协调，以定性和定量相结合的方法开展了储层地质因素与剩余油分布关系的研究，建立了多因素综合控制的油藏储层模式，为樊107块油藏剩余油研究提供了基础。
关键词水驱油藏剩余油控制因素大芦湖油田中图分类号：TE341文献标识码：A 油藏水驱开采后剩余油分布十分复杂，其控制因素也极为复杂。
目前从水驱采收率的角度来看，搞清驱油效率和体积波及系数的控制因素也就基本上搞清了剩余油分布的控制因素。
已有的研究表明，驱油效率的主要控制因素有储层孔隙结构、润湿性、油水黏度比以及注入倍数等；体积波及系数为平面波及系数和纵向波及系数之积，其主要控制因素有储层非均质性及开发方式等。
对于大芦湖油田樊107块而言，研究剩余油的富集规律，要从其油藏特点出发，从构造特征、储层特征、开发特征三方面入手，分析各个因素的配置关系及其对剩余油富集的影响。
控制剩余油富集的因素可分为两大类，即油藏地质因素和开发因素，而油藏地质因素又可分为储层非均质和流体非均质因素。
1油藏地质因素储层非均质性是影响水驱开发效果和剩余油分布的主要内在因素之一，它包括储层物性非均质和非渗透性夹层对剩余油的影响。
1.1储层物性非均质它包括平面非均质性、层间非均质性和层内非均质性三方面。
（1）平面非均质性。
从樊107块主要含油层系渗透率平面分布图可以看出，砂体主体部位渗透率较高，向砂体边缘部位渗透率逐渐降低，砂体边缘部位渗透率较低，平面非均质性较强。
（2）层间非均质性。
樊107块沙三段各小层渗透率最大值9.1×10-3m 2，最小值1.9×10-3m 2，渗透率级差4.8、渗透率突进系数1.7、渗透率变异系数0.4，层间非均质性较弱。
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水驱油藏剩余油分布特征
研究
第九组
组长：李伟
组员：温全义张紫峣谭盼万欣成余秋园
剩余油主要指一个油藏经过某一采油方法开采后，仍不能采出的地下原油。
一般包括驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂（注水）波及到了但仍驱不出来的残余油两部分。
剩余油的多少取决于地质条件、原油性质、驱油剂种类、开发井网以及开采工艺技术，通过一些开发调整措施或增产措施后仍有一部分可以被采出。
剩余油体积与孔隙体积之比成为剩余油饱和度。
一、剩余油与残余油的区别和联系
所谓剩余油是指由于波及系数低，注入水尚未波及到的区域内所剩下的原油，而残余油是指注人水在波及区内或孔道内已扫过区域仍然残留、未能被驱走的原油。
残余油应该归入剩余油范畴。
二、造成剩余油的原因
地质条件是形成剩余油的客观因素，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来的物理、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、地质条件是形成剩余油的先决条件
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，相同的井网对不相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。
1.1构造条件
构造条件分为油层微构造和封闭断层条件。
油层微构造和封闭断层对剩余油形成天然屏障。
油田经过较长时间的开发，特别是注水开发以后，油层的原始油水界面将随着开发程度的提高不断改变。
当开发进入一定程度后，原来的一个同一的圈闭内的油水界面将微构造分割成为不同的微型圈闭。
这时控制原油分布的构造因素已不再是原来的常规构造所反映的构造形态，而是微构造形态起主导作用。
断层对剩余油形成的作用：由于断层的封闭遮挡作用，致使单向注水受效差，在油水井与断层之间不能形成良好的驱替通道，地下液体因不能流动而形成滞流区。
1.2沉积微相类型
沉积微相是控制油水平面运动的主要因素，也是控制剩余油平面分布的主要因素。
其对剩余油的影响表现在：控制注入水的运动轨迹；决定油层的水洗程度；控制水淹规律。
河道运移的向下侵蚀和叠加使得在不同时期形成极不规则的砂体沉积类型，关系也很复杂。
在两个时期形成的河道或者与低渗透薄砂岩层相接触、或者与废弃河道的泥质充填或尖灭区域相连接。
这些位置和附近区域都是可能富集剩余油的地带。
研究表明，在大规模河道砂岩沉积油藏中，剩余油主要分布在砂体被部分破坏的地带，因为砂体大面积分布且具有很好的连通性水平方向上所有井点均有不同程度的水淹。
在水下分流沉积油藏中剩
余油主要分布在河道间薄砂岩层中的薄砂层、砂体物理性质被部分破坏的河道边缘、以及小的透镜状砂体(这是通过井网很难控制的)。
1.3储层非均质
储层非均质性分为层内、层间和平面非均质性。
（1）层内非均质性。
层内韵律性、层内夹层、沉积结构变化导致垂向上储层性质的变化，是控制和影响单层垂向上注入水波及体积和层内剩余油形成分布的重要因素。
（2）平面非均质性
平面非均质性是指由于砂体的几何形态、规模、连续性、孔隙度和渗透率的平面变化所引起的非均质性，平面非均质性对剩余油的影响主要表现在：①砂体的外部几何形态及顶底，起伏对剩余油分布的控制，一般，当砂体顶底组合为正向地层时，有利于剩余油的富集；
②砂体的延伸方向和展布规律控制着油气的富集程度和剩余油的分布；③砂体的连通性影响剩余油的分布，一般，砂体的连通性差，则剩余油相对富集。
(3)层间非均质性
层间非均质性受控于沉积环境。
一般在高能环境下形成砂体渗透率高，原始地质储量丰富，采出程度高，剩余油量相对较少，而在低能环境下则相反。
2、开发条件是决定剩余油分布状况的外在因素
注采井网不完善导致剩余油的形成。
由于受储层分布和连通性的影响，在油层的局部地区无法形成较完善的注采井网，水驱油效率较低，从而形成相对富集的平面剩余油潜力区以零星分布为主。
注采系统不完善是指油层某一相对位置无采油井或注水井，使该位置处油层不能在很好的水驱条件下将油采出而形成剩余油。
属于这类情况的有如下七种：
(1)上倾尖灭部位油层较薄、渗透性较差，以往较少在这部位布井，该部位储量动用差，从而形成上倾尖灭部位的含油带(或剩余油
带)。
(2)处于注水井一线的油井，一般受效较好，而处于二线地区的井受注水影响较小，故二线地区的井剩余油较丰富。
(3)边水能量较弱时，边水虽对油起一定的拱托作用，但无势能这样在油水边界处的油就会由于受氧化作用大而形成一个较高粘度的含油带(含高粘油的地带)。
在此情况下，当边内注水井高强度注水时，在注水井与油水边界之间就会形成一个高含油饱和带。
(4)在注水井组之间，在各个方向上水的驱动压力处于相对稳定的地带，该地带的油处于滞流状态，成为剩余油分布的地区。
(5)部分非主力层，井网控制差，储量未很好动用。
(6)井网未控制的油层。
指被井钻遇的而未开采或无井控制的油层。
（7)由于断层或岩性尖灭区具有不渗透性，对地下渗流形成遮挡注入水只能绕过这些障碍而向前流动。
因此，在注入水难以波及的断层和岩性尖灭区附近就滞留一定数量的剩余油。
井网密度越大,水驱控制程度越高,则注入水波及系数越高,剩余油富集部位越少,不同的井网形式其面积注水波及系数大小也不一样。
在线性井网模式下,如果地层性质沿注入井方向变化很大，则甚至在两口注入井之间都有可能存在剩余油。
剩余油富集区通常位于两口生产井的中线上。
然而在四点面积井网中，甚至在稳定地层条件下剩余油可以存在于注入井之间的压力平衡区域。
早期的各种实验表明，见水时七点法和五点法面积波及系数较大反九点法最低。
当井网不完善或不规则，或一套井网开采多个油层段时，加上油层平面、纵向非均质的影响，则可以形成多种形式的剩余油富集部位。
三、剩余油的微观分布
关于残余油的分布，罗蛰潭提出过残余油的如下微观分布：①孤岛状残余油；②索状残余油；③珠状或滴状残余油；④悬垂状残余油；
大庆油田许焕昌等，采用真实岩心，用低粘度染色环氧树脂(驱替中呈液态、驱替结束时能固化，粘度可调)、染色稠化水等模拟油或水，用染色甘油(驱替中呈液态、驱替结束时能固化，粘度高)模拟原始石油，进行油驱水及多种水驱油实验。
每次实验结束时，将岩样固化制成铸体薄片进行观察和照相。
根据实验资料，他们将剩余油(应为残余油)按其形态分成下列5种：
①微观小片死油区的簇状残余油(照片6)；
②颗粒表面的环状、膜状残余油(照片7、照片8)；
③孔隙死角处的孤立状残余油(照片9、照片10)；
④并联喉道中较小喉道中的柱塞状残余油(照片12)；
⑤颗粒表面溶蚀孔、缝中的不规则残余油。