目前应用于致密油储层开采的技术手段有限,常规水力压裂对储层的伤害较大,参与压裂后的压裂液返排较为困难,导致经济效益差。增能剂辅助增能压裂技术在致密储层中已得到现场应用。本文通过文献调研、室内实验和数值模拟相结合的方法,研究CO2、活性水对原油及储层岩石的相互作用机制,基于室内实验对两种增能剂进行优选及评价,并对增能剂的注入参数进行优化,为制定合理的现场施工方案提供一定的借鉴及依据。本文取得的主要研究成果和结论如下:（1）相较于CO2,活性水对油水界面张力的影响更大;活性水能够有效地改变岩石的润湿性,有利于残余油的启动;注CO2后原油体积膨胀明显,且粘度及密度下降幅度较大;从微观实验来看,CO2在孔喉中分散度更好,波及系数更大,活性水能够改变基质润湿性,提高洗油效率。（2）通过增能剂优选得出CO2的增能效果较优,CO2增能吞吐所采出原油量是活性水的2.08～2.19倍;注入CO2对降低压裂液的滤失速率比活性水低1个数量级;从压裂液返排率及裂缝导流能力实验结果来看,CO2与活性水复配方案效果最好,且在高闭合压力条件下,裂缝的导流能力保持在较高的水平。（3）利用室内实验评价CO2不同注入量与注入速度对压裂液滤失效果及裂缝导流能力的影响。CO2的注入量越小,压裂液的滤失量越大;反向测试其裂缝导流能力随着CO2注入量的减少而降低,尤其在高闭合应力下,裂缝的导流能力降幅异常明显;在不同的注入速度下,压裂液的滤失处于同一数量级,但裂缝导流能力随着CO2注入速度的降低而降低,因此选用较高的注入速度为宜。（4）基于微观、宏观的数值模拟技术对CO2的注入时机进行优化。水相的加入使CO2扩散进入液相的量增加,延长了CO2在地层中的扩散时间,在较长的时间内油相仍持续膨胀,水相占据的孔隙空间的位置会影响其扩散特征;CO2前置注入比CO2伴注时,压力波及范围更广。在近井地带,因储层物性差,渗透率越高井筒压力反而越低,压力波不能及时传播,近井地带的压力会升高;在远井地带则反之;而距离越远,孔隙度、渗透率再上升对压力没有明显影响。宏观数值模拟结果表明,CO2前置注入比CO2伴注方式下,压力波及范围更广,因此CO2前置注入比CO2伴注增能效果更好。