聚合物在多孔介质内扩大注入水波及体积是聚驱提高采收率的主要机理。考察了聚合物的传输运移和驱油效果。结果表明，聚合物驱油剂黏度与驱油效果不存在正相关性，等质量浓度的“抗盐”聚合物黏度（52.4 mPa?s）高于“高分”聚合物黏度（35.6 mPa?s），但与储层孔喉结构配伍性、注入性和抗剪切性差；“抗盐”聚合物驱替整体采收率增幅（6.94%）低于“高分”聚合物驱替整体采收率增幅（18.94%），与等黏度或等质量浓度的“高分”聚合物相比，“抗盐”聚合物的扩大波及体积能力差。

针对河南油田泌阳凹陷钻井过程中的储层损害问题，开展油层保护剂的室内研究。在碱性条件下，以玉米淀粉、环氧氯丙烷、聚乙二醇20000等为主要原料制备淀粉微球，再通过与再生纤维、碳酸钙（QS?2）、乳化沥青（SFT）复配制得淀粉基油层保护剂DYB。采用扫描电镜、热重分析仪研究合成产物的微观形貌和热稳定性，对油层保护剂DYB的页岩滚动回收和封堵等性能进行评价。结果表明，淀粉微球的粒径在3~5 μm，油层保护剂DYB在基浆中的页岩回收率达到85.0%以上，经120~180 ℃老化后基浆的API滤失量控制在12 mL以内。在模拟现场钻井液中加入质量分数3.0%的DYB后，其在砂床中的承压能力为4.00 MPa，在人造岩心中的膜承压能力在10.00 MPa以上，岩心渗透率恢复值在82.0%以上。

以自制的一种长链阳离子表面活性剂(SFC111)和低界面能物质(SFC115)构建出阳离子型乳液，研究其作为低渗透油气藏用表面活性剂性能。通过粒度仪考察乳液在水中的分散性，通过接触角测定仪考察经乳液处理前后岩心的接触角，通过旋转滴界面张力仪测试表面张力；通过计算得到乳液在20、70 ℃的热力学参数。结果表明，质量分数为0.5%的乳液在20 ℃时D₅₀=420.8 nm，70 ℃时D₅₀=728.0 nm；清水在岩心表面上的接触角从10°最大可增至120°；70 ℃下乳液可将清水的表面张力降至24 mN/m，表现出良好的防水锁性能。乳液符合langmuir吸附理论，其热力学结果表明，随着温度的升高，乳液表面吸附量降低，乳液表面分子所占面积减小，吸附层厚度降低。

准葛尔盆地南缘深层气藏埋藏深，具有高温高压、非均质性较强等特点，采用暂堵转向分层分段改造工艺实现了高效改造，提高了储集层动用程度。开展了140~180 ℃高温条件下暂堵剂对裂缝和炮眼的封堵实验研究，针对性评价了5种暂堵材料的降解速率和承压能力。结果表明，常用的暂堵材料在高温下会软化，在驱替压差下易随携带液流动，导致暂堵段承压能力下降，失去封堵效果。优选了在180 ℃下承压能力达30.00 MPa的暂堵材料，现场应用结果显示采用暂堵剂后产量显著增加。

针对渤海油田高含水易出砂油井防砂、控水技术需求及目前机械防砂控水一体化技术的局限性，提出应用浓变凝胶实现防砂控水一体化的技术路线。通过开展浓变凝胶控砂性能与控水性能测试，验证选择性控水与防砂一体化技术实施可行性，基于浓变凝胶对储层条件与生产条件适应性评价明确浓变凝胶防砂控水的适应范围，最终形成浓变凝胶防砂控水一体化技术。结果表明，浓变凝胶控砂可将储层渗透率损害和出砂率分别控制在13%和0.03%以内，且能够实现油层与水层的选择性封堵；适应性评价结果表明，浓变凝胶耐温超过80 ℃，耐矿化度45 000 mg/L，可承受最大采液强度257.6 m³/（d ? m）。渤海Z油田应用浓变凝胶防砂控水一体化技术后，防砂有效期达到13~16个月，且持续有效，含水较措施前下降3%~5%，日产油量平均提高88.48%，提液幅度达到50%以上。浓变凝胶防砂控水一体化技术为海上油田高含水出砂井提液增油提供了思路。

枯竭气藏型地下储气库地层压力系数低，钻完井中储层保护难度大。针对呼图壁储气库水平井大压差钻完井中井筒工作液深度侵入储层造成严重储层损害的难题，通过储层岩石的矿物组分分析和膨胀性、润湿性、自吸钻井液滤液的渗透率损害率测定，分析了呼图壁储气库储层损害的主要方式，即强水敏地层的黏土水化膨胀和致密储层的液锁损害；提出了强化抑制能力、弱化岩石表面液体润湿性、提高暂堵能力的技术对策，优选胺基抑制剂、ABSN等处理剂优化现场钻井液体系，同时基于“最优充填”桥堵理论优化暂堵颗粒粒级分布。室内评价和现场应用表明，优化后的钻井液能够有效抑制黏土膨胀，适用于射孔完井和筛管完井的渗透率恢复率大于90%，对枯竭气藏钻完井提高储层保护效果具有一定借鉴意义。