一切无所谓孔隙形态、大小和孔喉大小分布，孔室孔隙结构的研究 内壁粗糙度以及孔隙中粘土矿物的类型、数量和分布等 余油的研究方法 研究 液一液界面性质 流体岩石的性质 包括界面张力、流体粘度、界面流变性和密度差等 包括润湿性和吸附作用等 矿场剩余油分布规律研究 综合运用地质、测试、测井、开发和加 密井的资料，用地质分析和油藏数值模拟的方法，综合研究剩余油和剩余油饱和度的分 2、剩余油分布规律及控制因素； (1 ) 微观剩余油 ①剩余油的微观产状
1)滞流带中的剩余油(压力梯度小，油不流动)。 2)毛细管压力束缚的剩余油。
3)以薄膜状存在于岩石表面上的剩余油(薄膜油)。
油在孔隙内是不连续的，多呈孤立的膜状、滴状和悬环状等。不管哪种分布形式，都与孔隙结构、毛细管压力、粘性指状和驱油机理有关。油、水在孔隙中的微观分布，主要受岩石润湿性的影响和制约
②不同的注水阶段油水分布的形态和特征
1）低含水期（综合含水小于20％）：此阶段处于开采初期，微观孔隙与喉道中大部分（约80％）为油充填。
2）中含水期（综合含水在20％～80％）：随着注水量的增加，孔隙和喉道中，油约占65％，水约占35％，细小喉道中有的为油，有的为水，呈非均质润湿形态。
3）高含水期（综合含水大干80％）：对亲水岩石，孔隙及喉道中75％为水所占据，约25％为油充填。油呈孤滴、团块及环绕矿物颗粒的边缘分布，形成典型的剩余油分布特征。
③岩石微观孔隙网络的剩余油状态
水淹区剩余油分布产状主要受润湿性控制。亲水介质中，剩余油多呈滴状、束状；亲油介质中，剩余油多呈悬环状。
有利开发 很难开发
注水开发压差较小的区块剩余油多
(2) 宏观剩余油 ①剩余油的平面分布
1）开发初期未列入储量计算的表外油层。
2）储量级别低的夹层中的剩余油，这部分油一般不易采出或只能采出—部分。
3）“死油区”，注入水未波及到的透镜体和半透镜体、断层、不整合、盐丘附近、绕流区等。它们的剩余油量某种程度上取决于井网密度，但主要取决于它们分布的连续性，一般储量可损失5％～15％。
4）油水过渡带，在含油厚度大的情况下，水推进导致油井迅速水淹，这是造成大部分储量损失的主要原因。
5）在油层急剧增厚的地方，剩余油主要与油层非均质程度、各向异性有关。 6）采用内部注水的油田，注水由油藏内部向边部方向推进，在边部油井水淹后，位于这些井和外含油边界之间的环状带有剩余油分布。
7）井网因素（如面积注水井网）造成的边角驱扫不到的剩余油等。 ②剩余油的纵向分布 1）井网控制不住的油层； 2）开发层系以外的油层；
3）在合注合采时，由于层间干扰，造成一部分油层或层段不产油或产油很少； 4）同一油层，由于渗透性差异造成有些层段不产油或基本不产油； 3、剩余油挖潜措施 (1) 层系调整
①油田或开发区部分油层基本未动用或动用很差，有可观的储量或一定的生产能力的层系。
②层间干扰大的层系，由于油层的非均质性、层间差异是普遍存在的，开发初期布署的井网，不可能完全解决油田开发中的层间矛盾，只有在开发过程中不断调整，才能使开发井网适应油田的情况。
(2) 加密井网增加动用储量
加密井网段，产油多，产水减少
(3)注采系统的平面调整
注采调整包括于面调整和纵向调整。平面调整目的是扩大水淹面积。原则：
①面积注水条件下的平面调整。若地层基本均匀，采用交替注水；若地层不均匀用加强高含油饱和度方向的注水，控制或停止高含水饱和度方向的注水。
②行列井网注水条件下的平面调整。若两口注水井间的高含水带没有形成或存在水带，需要进行调整。
③增加注水井点，提高驱动压力梯度。
④油井间的平面调整。油井调整的方法是通过调整油井工作制度（包括关井）来改变压力场的分布，达到改变流线，实现平面调整的目的。这种调整不如注水井调整效果明显。如第一排生产井停采或封堵，第二排油井由间接受效变成直接受效，若第二排油井见效程度明显提高，则油井压力、含水和产油量都会上升。
(4) 注采层位的纵向调整 主要方法是分层注水、原则如下： ①注采平衡的原则 ②注水要满足采油量需要
③合理的分层注水强度，使各层注水强度接近合理而又可以实现的目标； ④有利于层间平面调整； ⑤减少注水井的层间干扰；
⑥分层注水的层数不宜太多，一口井一般分层注水不超过五层为宜。
