大庆喇嘛甸油田经历四十余年的开发，已进入了特高含水期开发阶段，开发中的矛盾和问题已经暴露出来，油田含水率上升，油层内水淹不均衡，剩余油分布零散，开采难度增大。在特高含水期，层内微地质界面控制着复杂的水淹形式，决定着剩余油的分布特征，制约着油层的开采效果，因此研究微地质界面特征对于认识剩余油分布规律及挖潜具有重要意义。本文通过对大庆喇嘛甸油田微地质界面（厚度小于0.1m）特征及对剩余油分布影响的研究，取得了以下成果及认识。　　在对现代沉积和野外露头调查的基础上，建立了河道砂体内部夹层分布模型，重点剖析了不同沉积环境、不同类型的河道砂体，探讨了单一河道砂体内部级序界面空间展布规律。　　研究了喇嘛甸油田微地质界面(厚度小于0.1m)物性及分布特征，建立了微地质界面产状模式，分析了微地质界面垂向发育特征和平面展布特征。在喇嘛甸油田萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅰ油层层内微地质界面是由交错层系界面、加积体内次级增生体间界面等所构成。微地质界面的孔隙度小于7.1％，渗透率小于0.18×10-3μm2，延伸长度在5m～70m之间。　　研究了微地质界面识别及表征方法，建立了微地质界面定量化的识别模式，即电位的异常幅度和微电极幅度差识别模式和微地质界面厚度～微电位值识别模式，标定了研究区微地质界面分布及岩性特征，在研究区微地质界面是以粉砂质泥岩为主，钙质粉砂岩和泥岩较少。　　通过对不同类型微地质界面渗流及流变数值模拟，研究了在现今注采体制下不同类型微地质界面的阻挡特征及性能变化规律。在目前注水开发条件下，泥质岩类（粉砂质泥岩）微地质界面具有不渗透性，且在油层压力作用下不会产生裂缝，因此，小于0.1m泥质岩类微地质界面可有效阻挡流体渗流;对于细岩类（泥质粉砂岩)微地质界面，在目前注水开发条件下，流体可渗透0.1m厚的界面，因此，厚度小于0.1m的细岩类微地质界面不具有阻挡流体渗流的性能。　　建立了储层渗流数学模型，模拟了不同微地质界面引起的渗流屏障和渗流差异，研究了不同类型微地质界面控制下的砂体油气动用特征及规律。对于不稳定随机微地质界面，由于渗流遮挡作用差，在重力分异作用下往往造成整块厚砂体顶部油气未被动用或动用程度低。而不稳定过渡型微地质界面，其遮挡部分阻挡了重力作用，消弱了重力的驱油效率作用，导致地质界面下部砂体油气动用程度低于周边地区。对于稳定连续型微地质界面，由于微地质界面阻碍注入水受重力的作用，致使上部砂体油气动用程度远远高于下部。　　通过对岩芯样品冷冻制片、荧光显微镜剩余油分析、激光共聚焦分波段检测和多层断层扫描分析，完成了对微地质界面控制下储层不同位置岩芯样品的剩余油类型、分布状态及含量的定量分析，确立了不同样品微观剩余油分布模式，分析了微地质界面对剩余油分布的控制作用。