一、岩石孔隙结构的影响
由于流体饱和度的分布及流动渠道直接与岩石孔隙大小，几何形态及其组合特征有关，因而孔隙结构会直接影响相渗曲线。
1.高渗，大孔隙砂岩两相共渗区范围大，共存水饱和度低，端点相对渗透率高；
2.孔隙小，连通性好的岩芯共存水饱和度高，两相流覆盖饱和度范围较窄，端点相对渗透率也较低；
3.孔隙小，连通性又不好的岩芯两相区和端点相对渗透率都低。
二、润湿性的影响 从强亲油到强亲水，油相相对渗透率逐渐增大，水相相对渗透率逐渐减小，相对渗透率交点右移。
润湿性的影响与油水在岩石孔隙中的分布有关。
亲水：水在小孔隙或岩石表面或边角；
亲油：水呈水滴或在孔道中间
用相对渗透率曲线可以判断润湿性
经验法则
（1） 水湿 油湿
束缚水饱和度 >20-25 <10%
交点饱和度 >50% <50%
Kw(Sor) <30% >50%
（2）如果气－油相对渗透率曲线中的油相相对渗透率与水－油相对渗透率曲线中的水相相对渗透率相近，则岩样是水湿的；
注意：此方法只能用于强润湿行为的定性判断，对于中间润湿性或混合润湿性，则无规律可循。
三、流体粘度比的影响
当粘度比相差不大时，基本没有影响。
流体粘度比的影响
当非湿相粘度很大时，非湿相的Knw随非湿相/湿相粘度比增加而增加，并且可以超过100%；而湿相Kw与粘度比无关。粘度比的影响随孔隙半径增大而减小，当K>1达西时，其影响忽略不计。这可用水膜理论来解释——润湿膜起润滑作用。
四、流体形态的影响
有表面活性剂存在时，油水相态有三种：油为分散相，油为分散介质，乳化状态。油水在孔隙介质中共同渗流，分散介质的渗流能大于分散相。
五、饱和历程的影响——滞后现象
其滞后现象是由毛管压力滞后引起的。非湿相的相渗受饱和顺序的影响要远大于对湿相的影响；湿相的驱替和吸入过程的相渗曲线比较接近。
六、温度的影响
温度升高，Swi增高，在相同Sw下，Kro提高，Krw略有降低，岩石变得更加水湿。机理是：温度升高，分子热运动增大，使原油粘度降低，表面吸附层变薄，流动孔道增大，流动阻力降低，而使Kro有所提高。当然，岩石热膨胀会使孔隙结构发生变化，而带来影响。
七、驱替速度和界面张力的影响
随π (σ/μv)值减小， 两相相对渗透率都增大，两相共同流动范围变宽。显然，这与非连续相的流动有关。应当注意；使非连续相流动π值必须呈数量级变化，只有使σ<0.01mN/m才有可能。
八、岩石非均质（层理）的影响
在各向异性的Berea砂岩上 发现，平行层理流动的相对渗透率值高于垂直于层理流动的相应值。同时沙粒大小、分布 颗粒形状以及方向性，孔隙大 小分布，几何形态，岩石比面以及后生作用等都会影响相渗曲线。
九、上覆岩压的影响
上覆岩压小于3000psi时对相对渗透率没甚麽影响。当达到5000psi时就可以看到影响。主要是由孔隙结构的变化引起的。具体多大上覆岩压发生影响，与岩石性质有关。在高压地层应模拟上覆岩压测定相对渗透率曲线。
十、初始饱和度的影响
初始含水饱和度增大会使整个曲线向右移动，即较高的初始含水饱和度可以得到较低的残余油饱和度。特别对水湿情况影响明显。对于高达20%初始水饱和度的油湿岩芯，饱和度再增加就看不出变化了。所以除特殊研究外，开始测定相对渗透率时，岩芯中的水量应该是其束缚水饱和度。
