渗吸是指润湿相在毛细管压力(简称毛管力)、重力等作用下进入岩石孔隙，并置换非润湿相的过程，已成为提高裂缝性油藏原油采收率的一项重要手段，裂缝性油藏以裂缝-基质双重介质为基本构造特征[1]。裂缝既可以是天然裂缝也可以是压裂后形成的人工缝网，如低渗透油藏通常发育有天然裂缝，非均质性强[2]；非常规油藏如致密和页岩油藏一般无自然产能[3]，需通过水力压裂形成具有高导流能力的复杂缝网，为原油流动建立有效通道，大量裂缝以及细小基质孔隙的存在为渗吸作用的发生创造了有利条件。目前, 通常在压裂后采取闷井措施[4-7]，一方面，可缓解压裂液侵入基质造成的水锁伤害[8-9]，另一方面，利用渗吸作用可置换出更多原油[4]，而在低渗特低渗油藏则会采取注水吞吐措施以利用渗吸换油。因此，认识渗吸机理，可为非常规油藏和低渗、特低渗油藏的高效开发奠定坚实基础。
渗吸受多种因素的影响，如：储层物性、润湿性、边界条件和流体性质等，相关实验研究成果丰富。研究表明[10]，水湿润湿性更利于渗吸，因毛管力方向与水驱油方向一致，毛管力作为渗吸驱动力发挥作用。但目前发现的碳酸盐岩和页岩油藏大多为中性润湿和油湿润湿性[11]，需使用化学剂(如表面活性剂、纳米流体)将润湿性改善为水湿，因此，渗吸效果受渗吸流体性质的影响。选择渗吸添加剂时需考虑储层类型，不同类型储层的基本性质存在较大差异，如阳离子型表面活性剂因静电作用易吸附在带负电的砂岩表面，将亲水砂岩改性为亲油润湿性，显然不利于渗吸。而对于页岩这类矿物组成十分复杂的储层，更需因地制宜选择合适的渗吸添加剂，以最大化渗吸效率，页岩油藏的有机质孔隙一般难以通过常规化学剂改善其润湿性，如何借助其他方法尽可能地提高有机质孔隙内的原油动用率同样值得探究。
评价渗吸动用程度的实验方法较多，最常见的为体积法和质量法[12]，但这仅能获得采收率随时间变化的数据。借助低场核磁共振技术和CT扫描技术[13-14]，可观察渗吸过程中油水的动态运移特征，并量化流体饱和度的演化过程[15]，相较于常规体积法和质量法，可掌握更多孔隙尺度的渗吸规律。还可设计微观模型模拟储层孔隙结构，并对微流控实验数据进行数学解析，从而加深对渗吸微观作用机制的理解[16]。以下将系统地对目前与渗吸相关的研究进行介绍，着重于总结影响渗吸的各种因素及研究渗吸的实验手段，并对该领域的未来发展进行展望。
自发渗吸的主要驱动力为毛管力与重力，而渗透压需在特定条件下才能对渗吸产生显著影响。因此，在后续2.1节中再对渗透压进行讨论，毛管力表达式见式(1)[17]。
式中：pC为毛管力，pa；σ为界面张力，N/m；θ为接触角，(°)；r为孔隙半径，m。
对于致密或页岩这类非常规储层而言，渗透率小于1×10-3 μm2，孔径多为纳微米级，毛管效应显著，故毛管力作用不容忽视。而常规低渗储层渗透率相较于非常规储层更高，孔径更大。因此，毛管力对渗吸贡献度有所被削弱，由油水密度差引起的重力效应的贡献增大。毛管力与重力对渗吸过程贡献程度可由Schechter等[18]提出的NB-1参数确定，见式(2)。
式中：NB-1为渗吸过程中气管力和重力的比值，无量纲；对于毛细管模型，形状因子C值为0.4；σ为油水界面张力，N/m；Φ为孔隙度，%；k为渗透率，m2；Δρ为油水密度差，kg/m3; g为重力加速度，m/s2; H为岩心长度，m。
当NB-1>5时，毛管力作为渗吸主要驱动力，而重力则在NB-1≪1时主导渗吸过程；当NB-1为1~5时，则渗吸由重力和毛管力共同作用。后续学者对该公式进行修正，将润湿性的影响考虑在内，修正后的表达式见式(3)[19]。
渗吸采收率受多种因素影响，可大致分为两大类：一类和储层固有性质相关，包括储层类型、孔渗物性、边界条件以及储层流体性质；另一类和注入流体即注入到地层中用于渗吸提高采收率的流体性质相关。
本节关注不同类型储层如砂岩、碳酸盐岩和页岩油藏，由自身矿物性质差异对渗吸过程产生的影响。砂岩表面带负电，原油中极性组分可通过氢键或静电作用吸附于砂岩表面，将原本水湿性砂岩转变为油湿，砂岩更倾向于吸附以含氮化合物为代表的有机碱。油湿性油藏毛管力方向与水驱油方向相反，如图 1所示，即毛管力为渗吸阻力，但由于存在重力、渗透压等作用，渗吸过程仍可能发生。通过改善润湿性与降低界面张力均可降低原油黏附功，使原油更易被剥离。但另一方面，界面张力降低又会导致渗吸驱动力-毛管力被削弱，不利于渗吸。因此，有研究表明[20-21]，对于油湿性储层的渗吸过程而言，润湿反转是提高渗吸采收率的关键机制，其重要性远高于界面张力的降低，尤其是在由毛管力主导而非重力主导的渗吸过程中。
表面干净的碳酸盐岩是水湿润湿性，但目前已发现的碳酸盐岩油藏大多数为中性或油湿润湿性，其润湿状态主要由矿物自身性质以及表面吸附的有机组分共同决定。有研究表明[22]，不同矿物亲水程度排序为：石英＞长石＞碳酸盐岩矿物。矿物自身亲水性取决于矿物表面的不饱和键力和水的偶极极化之间的相互作用，不饱和键从晶体断裂表面获得，受矿物晶体结构的控制。因此，不同晶体结构的矿物表现出不同程度的亲水性。此外，原油中有机极性组分在碳酸盐岩表面的吸附也是导致其润湿性为非水湿的重要原因。碳酸盐岩在pH低于8~9时带正电，对带负电组分较为敏感，能吸附于碳酸盐岩表面并改变其润湿性的酸性化合物通常为环烷酸和羧酸类物质，一些研究认为长链脂肪酸是主要吸附物质[23]。
页岩矿物组成较为复杂，有脆性矿物如石英、长石和黄铁矿等，碳酸盐岩矿物如方解石、白云石等，黏土矿物如蒙脱石、伊利石、高岭石和绿泥石等。不同地区页岩矿物组分差异明显，准噶尔盆地芦草沟组页岩脆性矿物质量分数为40%~65%，黏土矿物平均质量分数为15.97%；鄂尔多斯盆地延长组长73亚段页岩脆性矿物质量分数为40%~80%，黏土矿物平均质量分数为30.65%；渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩脆性矿物质量分数为45%~60%，黏土矿物平均质量分数为13.91%；松辽盆地青一段脆性矿物平均质量分数为44.89%，黏土矿物平均质量分数为39.52%[24]。不同矿物自身润湿性存在差异，再加上页岩中有机质的存在对其润湿性也有较大的影响。因此，页岩的润湿特征相较于其他类型储层更为复杂。有研究表明[25-27]，有机质的发育是页岩油湿孔隙形成的根本原因，随着有机质含量及成熟度的提高，热演化过程中生烃量增加，页岩油含量也随之增加，页岩润湿性逐渐转变为油湿，即页岩油湿程度与有机质含量与成熟度正相关。
相较于其他类型的储层，页岩储层黏土矿物含量通常更高。因此，渗透压对页岩储层渗吸的影响不可忽视。黏土矿物可被视作为非理想的半透膜，允许部分离子通过，渗透压则是由黏土半透膜两侧溶液的化学势差产生。黏土矿物因发生晶格取代，产生过剩的负电荷，为保持电中性，矿物表面吸附有一些水分子和阳离子，形成双电层。由于岩石矿物的溶解，孔隙内含有高矿化度原生水[6]，当黏土矿物接触具有高化学势的低矿化度水时，低矿化度水中水分子会在渗透压的作用下进入黏土矿物的纳米级孔隙中，黏土矿物表面吸附的阳离子解吸于水中，导致双电层排斥力增加，黏土膨胀并产生一定的孔隙压力，致使孔隙内原油被排出。
孔渗参数是影响渗吸过程的重要因素，不同渗透率储层孔径分布不同，如上所述孔径大小直接决定毛管力大小，孔隙度和渗透率参数同样直接决定NB-1的大小，进而影响毛管力与重力对渗吸的贡献度。更大的孔径往往意味着更好的孔隙连通性，可降低渗吸置换原油过程中油流阻力，减少油滴受贾敏效应被夹断滞留于孔喉的现象，但同时也导致毛管驱动力的减小。邱润东等[28]使用渗透率为0.013×10-3~1 663×10-3 μm2的砂岩岩心进行渗吸实验，发现渗透率较高岩心顶部排油特征明显，即重力作用更为显著，渗透率较低岩心四周原油先排出，而后内部原油向四周扩散并排出。谷潇雨等[29]对比了3种渗透率致密砂岩岩心渗吸采油的效果差异，发现孔径小于1 μm的孔隙对渗吸采收率贡献较低，孔径大于1 μm的孔隙在对渗吸采收率的贡献中占主体，岩心CT扫描结果显示，随着渗透率的增加，亚微米-微米级孔喉的连通孔喉个数、孔喉连通率与平均连通面孔率呈指数递增趋势，岩心孔喉三维连通性显著改善。
非常规储层压裂后裂缝网络和低渗裂缝性储层天然裂缝的分布及与岩石接触方式具有随机性，因此，产生了如图 2所示不同的边界条件，分别为所有面开放式、单端面开放或封闭式和两端面开放或封闭式，不同边界条件对渗吸采油的最终效果会产生不同程度的影响。单端面开放式边界条件主要发生逆向渗吸，两端面开放式边界条件同时发生逆向和同向渗吸，单端面封闭和所有面开放式边界条件下渗吸过程较为复杂，既有径向流和线性流，同时还存在同向和逆向渗吸，通常认为，在总接触面积最大的所有面开放式边界条件下，能得到最高的渗吸采收率[30-32]。Lyu等[33]的渗吸实验结果显示，两端面封闭式最终采收率略高于所有面开放式，这可能归因于两种边界条件下渗吸流动模式的差异。由于圆柱岩心垂直放置，其侧面渗吸过程无重力参与，两端封闭式主要发生毛管力驱动的径向流渗吸，所有面开放式在圆柱两端面为线性流，圆柱侧面为径向流，两种流动模式在不同方向上产生干扰，因此，所有面开放式边界条件在最终渗吸采收率上表现略逊一筹。
储层原生水通常具有一定的矿化度，利用其与低矿化度水之间的化学势差可在一定程度上促进渗吸提高采收率。Zaeri等[34]的实验结果表明，在碳酸盐岩储层，有原生水的渗吸采收率约为不含原生水的两倍，原生水在岩石表面形成水膜，原油会通过水膜的离子桥联作用黏附在岩石壁面上，当使用低矿化度水渗吸时，水膜的存在促进了岩石表面与渗吸流体间的离子交换，从而有效地改善了岩石的润湿性。Xu等[30]认为采用先饱和水再用油驱水的方法对岩心建立原生含水饱和度时，由于毛管的作用，原生水占据了较小孔隙，导致小孔中含油量减少，而渗吸换油过程主要发生在小孔中。因此，较高原生含水饱和度不利于渗吸提高原油采收率。
原油性质对渗吸的影响主要表现在两方面：一方面是原油黏度对黏滞阻力的影响，另一方面是原油中含杂原子(主要为氧、氮和硫元素)的极性组分对储层矿物润湿性的影响。Hatiboglu等[35]借助二维可视化模型，观察低黏煤油与高黏矿物油饱和模型的渗吸特征，发现在逆向渗吸过程中，矿物油饱和模型中水相指进现象更为明显，且由于矿物油黏度更高，水相渗吸前缘的推进受阻更严重，表现出更低的采收率。
沥青质是原油中分子量最高、极性最强的非烃类组分，具有一定的界面活性，通过极性基团与岩石表面发生相互作用，从而形成吸附，同时暴露出疏水链段，致使岩石表面亲油性显著增强。含有氧、氮等杂原子的极性基团如氨基、羧基主要通过氢键、静电力等作用与岩石表面的特定基团结合。原油中有机碱如脂肪胺、吡啶更倾向于吸附在带负电砂岩的表面，而有机酸则倾向于吸附在带正电碳酸盐岩的表面。此外，有机酸碱还可通过离子桥连作用吸附于矿物表面。Hu等[36]证实了原油与岩石间水合阳离子桥的存在，水分子通过油/盐水/二氧化硅三相体系中的氢键将原油中的极性组分与岩石表面的带负电基团连接，造成更多原油黏附于岩石壁面，导致润湿性向亲油转变。
为进一步改善渗吸液体的渗吸换油效果，通常会向渗吸液体中加入一些具有界面活性的物质，如目前应用较为成熟的表面活性剂，以及近年来的研究热点纳米材料。
表面活性剂因可降低界面张力与改善润湿性而被大量用于提高渗吸采收率，如在2.1.1节中所述，要提高油湿性储层的渗吸采收率，改善润湿性的重要性远高于降低界面张力[20-21]。降低界面张力提高原油动用效率的同时，也会造成毛管驱动力的减小，因此，一味降低界面张力不可取，存在某个合适的界面张力值或范围，使渗吸采收率最大化。Wang等[37]对比了7组界面张力值介于0.01 ~ 40.00 mN/m的体系，发现随着界面张力的降低，渗吸采收率先增大后减小，最优界面张力值为10.00 ~ 20.00 mN/m。
然而，上述结论主要适用于毛管力主导的渗吸过程，由NB-1可知，当界面张力值被降至超低使NB-1远小于1时，毛管力极小，其对渗吸的驱动效应可基本忽略，此时主要由重力驱动。吉布斯自由能表达式见式(4)[38]。
式中：ΔG为吉布斯自由能，J；σ为界面张力，N/m; ΔA为界面面积，m2; T为温度，K; ΔS为熵变，J/K。
当界面张力值超低时，ΔG值可能变为负值，此时, 无需外部做功即可发生自发乳化现象，自发乳化在渗吸方面的研究相对较少[39-41]。Liu等[40]发现自乳化表面活性剂在致密砂岩上的渗吸效果优于常规表面活性剂。自乳化表面活性剂能通过乳化油相加速油相的溶解并降低残余油饱和度，油滴首先以微乳液的形式在孔隙中扩散，而后小油滴聚并形成较大油滴，因超低界面张力的存在，油滴极易变形并通过孔喉，在重力作用下从孔隙流出。Hou等[41]进一步探索了自乳化体系在页岩渗吸上的应用潜力，自乳化体系将通常情况下毛细管力驱动的两相流渗吸方式转变为扩散作用与重力驱动的微乳液和乳液运移渗吸方式，该方法为提高页岩油藏渗吸采收率，尤其是提高润湿性难以转变的有机质孔隙内的原油动用率提供了新思路。
不同种类表面活性剂因在改善润湿性方式上存在差异而适用于不同类型油藏，如阳离子表面活性剂可通过静电作用吸附于带负电砂岩表面，使原本水湿润湿性的砂岩被反转为油湿润湿性，不利于渗吸提高采收率。相比之下，阴离子、非离子表面活性剂更适用于砂岩储层。Liu等[20-21]发现阴离子表面活性剂比非离子表面活性剂更适合提高页岩油藏的渗吸采收率，页岩主要矿物成分为石英和黏土矿物，原油中带正电荷的有机物易通过静电作用吸附于这些矿物表面，致使观察到的初始润湿性为油湿，阴离子表面活性剂可与带正电荷的有机物形成离子对导致有机物解吸附，从而有效改善润湿性，而非离子表面活性剂只能通过其疏水尾链与疏水壁面间的疏水作用吸附于岩石表面，离子对的形成比单纯表面活性剂吸附能更有效地改善润湿性，因而阴离子表面活性剂表现出更高的渗吸采收率。Yao等[42]统计了与碳酸盐岩储层表面活性剂渗吸相关的大量研究数据，总结得出阳离子表面活性剂在所有表面活性剂体系(包括阳离子、阴离子、非离子、两性离子、双子以及复配体系)中使用频率最高，阳离子表面活性剂因其吸附量较低、可与有机酸形成离子对从而高效改善润湿性等特点而在碳酸盐岩油藏中应用较多。
近年来，纳米材料发展迅速，在提高采收率方面表现出巨大的潜力，将纳米颗粒分散在盐水或表面活性剂等溶液中制备得到的纳米流体受到广泛的关注。Wasan等[43]针对纳米流体在固体表面上的润湿和铺展现象提出了一种特殊作用机制—结构分离压。在固体表面上油滴三相接触线区域附近，会形成含纳米颗粒的楔形膜，该楔形膜在结构分离压的作用下自发扩散，从而将油滴与岩石壁面分离，但只有在亲水表面，该机制才可发挥作用，因此，对于油湿表面需先改善润湿性，可通过纳米颗粒自身或与表面活性剂复配实现润湿反转。Yan等[15]发现表面活性剂溶液中少量纳米颗粒的加入即可大幅提高渗吸剂的润湿反转能力，相较于纯表面活性剂，可将油湿壁面改变为亲水的状态，进一步提高致密油渗吸采收率。Xu等[44]发现盐水基纳米二氧化硅仅能通过润湿反转提高渗吸采收率，而基于表面活性剂的纳米二氧化硅溶液具有降低界面张力和改善润湿性的协同效应。
为提高纳米颗粒在油藏高温高盐等恶劣条件下的适用性，通常采用化学改性的方法在颗粒表面接枝功能基团。Zhou等[45]将磺酸基团接枝到硅点表面制得活性硅点，该硅点制备的纳米流体表现出优异的耐温(110 ℃)和抗盐(NaCl质量浓度为12×104 mg/L)能力，比常规表面活性剂SDS和SDBS具有更高的渗吸采收率。Zhao等[46]制备的碳基纳米流体在90 ℃、NaCl质量浓度为13×104 mg/L的条件下仍具有良好的稳定性，相较于盐水和表面活性剂，渗吸采收率分别提升13%和8%。
其他影响渗吸采收率的因素包括温度、闷井时机等。温度对渗吸的影响主要体现在原油黏度和渗吸剂性质的变化，随着温度的稿件升高，原油黏度降低，黏滞阻力也相应降低，利于渗吸；温度的升高对渗吸剂可能产生正反两方面的作用，一方面，能提高表面活性剂溶解度；另一方面，温度过高可能使耐温能力较差的渗吸剂失稳失效。闷井效果取决于具体生产流程、闷井时间和储层性质等。Asl等[4]分析了Montney地区水平井压裂返排后的生产数据。在返排生产5个月后关井7个月，重新开井生产后，原油采收率提高了750%。Wijaya等[47]基于Bakken地区的页岩油藏生产数据，建立了矿场规模数值模拟模型，并进行产量预测，发现闷井时间越长，开井生产前几年的初始原油采收率越高，但最终采收率并没有显著提升，闷井时间与最终原油采收率并不存在正相关关系。此外，闷井时间的确定还需考虑关井期间无法生产带来的经济损失。因此，需综合权衡闷井利弊，以使经济效益最大化。
目前，用于评价渗吸动用程度的手段多种多样，除实验研究方法外，还有数值模拟、分子模拟等非实验方法，本节主要关注并综述与室内实验相关的各种方法。
体积法和质量法为最常规、使用最多的渗吸提高采收率的评价方法。体积法实验装置简单、操作方便并可批量实验，但部分产出原油会因末端效应附着在岩心壁面，使计量的原油体积不准确；对于质量法，外界温湿度变化、气流扰动和悬绳摇晃均会影响天平读数[48]。
通过体积法和质量法只能得到渗吸采收率随时间的变化规律，无法明确渗吸过程中岩心内部流体的运移情况。低场核磁共振是一种无损的岩心检测手段，可表征岩心孔径分布并监测流体在岩心内的运移情况，为认识渗吸过程中油水置换规律提供丰富信息。基于核磁共振仪器的Carr-Purcell-Meiboom-Gill(CPMG)序列测得的T2图谱，可了解渗吸过程中油水两相在不同大小孔隙内运移情况。Xu等[30]利用核磁T2图谱系统研究了边界条件、初始含水饱和度和渗吸液体性质等因素对加压渗吸采油的影响，发现渗吸液体矿化度与采收率存在反相关关系，较低原始含水饱和度更利于渗吸，不同边界条件下渗吸采收率差异明显，所有面开放边界条件下的采收率最高，与Wang等[49]的研究结果相近。
核磁共振仪器的另一项常用序列为gradient hard spin echo(GR-HSE)序列，该序列可表征氢核密度在三维空间中的分布，2D Magnetic resonance imaging(MRI)功能以及1D frequency功能均基于该序列[50]，MRI即为二维成像功能，通过该功能可获得岩心内整体信号空间分布的直观图像[31]。1D frequency功能可量化核磁信号强度沿岩心某一方向上随位置变化的分布情况，借助该功能可获得渗吸方向上的含水饱和度以及渗吸动用深度数据(如图 3所示)，掌握这些量化数据有助于进一步理解渗吸过程油水置换规律。目前，利用该功能研究渗吸深度及含水剖面变化规律的相关报道较少[15, 51-52]，Liu等[51]的实验结果表明，AOS表面活性剂相较于纯水(采收率约10%)能提高20%渗吸采收率，但最终渗吸深度仅为厘米级，说明渗吸的影响范围有限，需通过压裂将基质系统切割成更多岩块并形成复杂缝网，提供足够的裂缝-基质接触面，从而保证在油田现场尺度上获得可观的原油采收率。
CT扫描技术也可对岩心进行无损式扫描，Alvarez等[53-54]利用CT技术探究了不同类型表面活性剂在不同储层的适用性，发现阴离子表面活性剂在硅质页岩岩心有更高的渗吸采收率，而碳酸盐页岩岩心在浸入非离子和阳离子表面活性剂溶液中时表现出更高的渗吸采收率。因此，在选择使用表面活性剂增强渗吸效应时，应综合考虑岩心岩性、表面活性剂类型等因素。
以上用于评价渗吸动用程度的实验手段主要聚焦于岩心尺度，尽管微米CT的时间和空间分辨率可分别精确至40 s和2 μm[55]，但相比之下，微纳米级微观孔隙模型可提供毫秒和纳米级的时间和空间分辨率[56]。微流控技术在微观模型的材料选择、孔隙设计和表面修饰上具有更高的自由度，可根据实际储层的基本特征定制模型，实验数据通过数学或数值模拟进行验证[57]，再结合宏观岩心实验，为生产现场提供指导[58]。目前，常见的用于制作微观模型的材料有玻璃、聚甲基丙烯酸甲酯(PMMA)和聚二甲基硅氧烷(PDMS)等。根据孔隙设计方式可划分为均质孔喉阵列模型、非均质孔隙模型和单孔喉结构模型等[59-61]。戴彩丽等[62]借助孔喉阵列微观模型，发现清洁压裂液渗吸过程中油水两相运移形成“吸水-排油-吸水”的分阶段过程，吸水与排油交替进行(见图 4)。于馥玮等[63]根据岩心切片孔隙结构设计了非均质裂缝-基质微观模型，并对模型润湿性进行调控，开展了油-水、油-润湿改性体系、油-微乳体系的一系列渗吸实验。然而微流控实验仍存在诸多问题，如：①微观模型的孔隙设计是否能较好地模拟真实储层孔喉条件；②实验流体可能对模型润湿性产生影响，如何在实验后彻底清洗干净，维持模型的固有润湿性；③如何避免实验中不同流体、流体与固体间可能发生反应产生堵塞物质堵塞孔喉。
渗吸置换作用是一项用于提高非常规、低渗特低渗油藏原油采收率的重要措施，大量裂缝的存在，加上微纳米级孔隙发育带来的显著毛管效应，为渗吸的发生提供了有利条件。这种通过渗吸置换原油的方式可有效改善油藏开发效果，已受到大量关注并逐渐被应用于现场生产。目前，和渗吸有关的研究成果较多，有助于进一步了解其背后的作用机制。但仍存在一系列问题，需进一步开展研究。
1) 目前大多数渗吸实验仅考查静态渗吸，而油田在压裂闷井过程中，会在短时间内向储层泵注入大量压裂液，该渗吸过程为动态渗吸，室内实验研究方法与实际矿场开发流程间存在一定的差距，如何分别考量动、静态渗吸过程对闷井后产能的贡献度还有待探究。
2) 因渗透压的作用，黏土矿物吸水后会发生一定程度的水化膨胀，压缩原有孔隙空间，使得部分天然裂缝闭合，但另一方面，水化膨胀又会诱导产生新裂缝，或使原有裂缝发生蠕变扩展，如何量化评价水化膨胀效应对最终采收率的影响也值得进一步研究。
3) 表面活性剂的使用可降低油水界面张力，提高原油动用效率，但另一方面也会导致毛管驱动力的降低。如何根据具体储层条件选择合适的界面张力范围从而使渗吸采收率最大化，还有待研究。此外界面张力的具体优化方法仍需建立。
4) 渗透率越高的储层孔隙连通性更好，流体流动阻力越低，更利于产出原油的流动。此时，重力对渗吸的贡献增加，但孔隙越大，毛管力越小，不利于渗吸过程的进行。重力与毛管力对渗吸的贡献比达何种程度时对提高渗吸采收率更为有效，也有待研究。
5) 自乳化渗吸体系在室内实验研究中表现出较好的提高采收率性能，但实际应用于现场的效果还有待考查，如产出液的难破乳问题会制约该体系的现场应用，因此，需综合考虑经济效益，以确定自乳化体系的适用性。
2024, Vol. 53 Issue (3): 64-72 2024, Vol. 53 Issue (3): 64-72