在自然伽瑪測井曲線上，泥巖顯示為高值，又由于泥巖通常具有較高的束縛水（地層水）飽和度，所以自然伽瑪測井值的大小不僅與地層的泥質(zhì)含量有關，而且還與地層水的礦化度的大小有關。

根據(jù)示蹤劑產(chǎn)出曲線的時間和峰值的變化可以判斷注入水的地下流向和流量。

油田開發(fā)調(diào)整效果的預測包括調(diào)整方案開發(fā)指標預測及調(diào)整前后開發(fā)效果對比。

試井得到的滲透率是近井地帶的滲透率，而取芯獲得的滲透率是井點的滲透率。

采油井堵水后由于封堵了高含水層或高含水裂縫段和高含水井段，使生產(chǎn)井的產(chǎn)液剖面發(fā)生變化，增大了高產(chǎn)油層層段的厚度，減少了高產(chǎn)水層層段的厚度，因而提高了產(chǎn)油量，減少了產(chǎn)水量。

低滲透油田，儲層天然微裂縫發(fā)育，會使油田注水開發(fā)效果變差。

根據(jù)產(chǎn)液剖面組合測井與注水指示曲線資料，可以確定無效注采循環(huán)主要吸水部位。

稠油油藏在考慮熱損失的前提下，對不同開發(fā)方式的參數(shù)進行優(yōu)化。其中蒸汽吞吐應優(yōu)選注入速度、注入溫度、蒸汽干度、注入強度和井時間，蒸汽驅(qū)應優(yōu)選不同階段注汽壓力、注汽速率、蒸汽干度和開采極限油汽比；蒸汽輔助重力泄油應優(yōu)選預熱階段的注汽壓力、注汽速度和蒸汽干度。

早期評價階段為了不漏掉儲量，或油水同產(chǎn)段體積較大的低滲低幅度油藏，油水界面可確定在同產(chǎn)段底界。

孔隙內(nèi)的油水界面張力將剩余油限制在多孔介質(zhì)中，從理論上講可以通過增加粘滯力或降低界面張力將油驅(qū)出。