基质中油气的启动和向裂缝中的渗流是低渗碳酸盐岩油藏高效开发的关键,相渗改善是一种启动基质中油气的有效方式。相对渗透率改善剂（简称相渗改善剂）可大大降低油藏水相渗透率而对油相渗透率影响较小,实现控水稳油增产。传统的相渗改善体系一般是高分子水溶性聚合物或者弱凝胶体系,主要用来封堵高渗透、大孔道及裂缝性油气藏。纳米材料由于具有比表面积大、小尺寸等优点,可作为相渗改善剂,进入低渗油气藏的纳米及微米级储层孔道,并吸附到岩心壁面上改变其润湿性,进而改善油水相渗透率。本文通过调研国内外相渗改善体系的研究现状和作用机理,总结了油田相渗改善用纳米SiO₂体系的效果,并分析了其相渗改善作用机理,以分散纳米SiO₂的柴油为油相,NaCl水溶液为水相,Span 80和Tween 80为乳化剂、异丁醇为助乳化剂,利用单因素和混合正交实验法制备出了纳米级相渗改善剂,并对其进行了结构表征与性能评价。结果表明:制备的纳米相渗改善剂为O/W型纳米乳液,乳液粒径分布均匀,粒径中值为4.065nm;其稳定性好,静置3个月后不分层。不同纳米SiO₂质量分数的纳米相渗改善剂颗粒粒径中值均在3⁷nm之间,粘度较低,表面张力在24.5²8.5mN/m之间,与煤油间的界面张力在0.5⁵mN/m之间,在碳酸盐岩压片上的平均接触角为40⁷5°;纳米相渗改善剂在碳酸盐岩上的吸附情况较好,注入一定孔隙体积液体后水相残余阻力系数基本维持不变,耐冲刷性能良好;纳米相渗改善剂处理岩心后,岩心油相渗透率恢复率约在80%以上,水相渗透率降低程度约在80%以上,而且油相、水相渗透率曲线均变宽,油相相对渗透率略有增加,水相相对渗透率上升较明显。通过红外光谱图发现纳米改善剂存在亲水基团和大量的Si-O-Si疏水基团,在其注入岩心的过程中可突破水化层或油层,这主要是因为亲水基团的存在有利于液滴均匀地分散到水介质中并牢固地吸附到亲水岩石的表面,而疏水基团的存在可形成稳定的微-纳米膜多重结构,进而改变岩石润湿性,影响油水相渗透率。