缝洞型碳酸盐岩油藏的剩余油形成机理研究是进一步提高该类油藏采收率的重要基础。本文通过文献调研和野外露头分析了缝洞连通形态及充填特征,在相似准则基础上设计制作了充填溶洞、盲端溶洞、二维及三维缝洞网络模型;针对这些物理模型,进行了注水替油及水驱油实验模拟,研究不同油水条件及注采参数下的缝洞介质内油水两相流动规律、剩余油分布及形成机理;然后利用基于相场法的CHNSD模型及改进后的BJS边界条件,考虑充填介质物性及耦合界面处毛管力作用,对物理模型建立数学模型并进行拟合对比,进一步分析了缝洞介质内的流体交换规律及速度场分布;结合物理模拟和数值模拟的结果,由相似准则推导得到四个无因次准数,进行缝洞介质内油水流动的力学机制及临界条件分析。研究结果表明:基于相场法的CHNSD数学模型能够很好的模拟油水两相在缝洞介质内的流动,与实验结果有很好的一致性,适用于该类介质的两相流动模拟。微观上,对于大量高度充填的溶洞,采用注水替油或水驱时,未充填区域的自由流导致注采压差很小,主要依靠油水重力分异开采,主要剩余油类型为水驱残余油、屏蔽剩余油;耦合界面处的重力和毛管力仍是充填介质内油水置换的主要作用力,适用油水置换准数,且临界值为1;充填介质亲水性越强、渗透率越高、油水界面张力越低,置换效果越好,亲油介质内的油一般无法被置换,因此采用活性剂溶液注水替油可以获得更高的采收率。对于孔道或裂缝连通盲端的溶洞,重力和毛管力是油水置换的主要作用力,主要剩余油为盲端剩余油,且存在临界置换条件,可以用油水置换准数C_r来描述不同油水条件下的重力与毛管力关系,临界置换准数为1;孔道或裂缝开度越小、油水密度差越大、界面张力越低,置换准数越大,油水置换及流动速度越快;孔道内油水只能对流置换,壁面润湿性对置换基本没有影响,只影响油水流动位置;裂缝内油水置换的流动空间较大,壁面亲水性越强,置换速度越快;当孔道为厘米级别以上或裂缝开度为毫米级别以上时,毛管力作用微弱且可以忽略,油水在重力分异作用下自由置换。宏观上,对于二维的缝洞网络,井间连通性决定了油水的主要流动方向及井间剩余油分布,局部的缝洞连通性决定了油水绕流方向及局部绕流剩余油;用等效渗透率近似表征缝洞连通性,考虑井距差异,得到平面均衡驱替准数C_h。准数C_h保持在1附近时,各方向见水时间接近,防止油井过早水淹,井间剩余油最少。对于本文的模型,C_h的合理范围约在0.75至1.13之间。对于三维的缝洞网络,缝洞连通性、储层型状构造及油水物性决定了油水在各方向的流动速度;主要剩余油类型为纵向的屏蔽剩余油;考虑储层形状因素,同理也可得到的垂向均衡驱替准数C_v;生产井只打开顶层缝洞单元,准数C_v应保持大于1,充分利用重力分异作用,防止注入水沿顶层缝洞突破,以获得较高的波及系数和采出程度。