针对大港K油田G断块注入水矿化度高、油藏温度高、油藏层数较多等特征，进行了耐温抗盐聚合物和表面活性剂优选实验，并在此基础上开展了聚合物溶液和聚合物⁃表面活性剂二元复合驱油体系（简称聚/表二元驱油体系）在层内多层系岩心模型上的驱油效果研究。结果表明，三种不同类型的聚合物中，疏水缔合聚合物具有较好的增黏效果，与HSY、DWS相比，用DG⁃1表面活性剂配制的聚/表二元驱油体系界面张力可降至10-3 mN/m；模型层系组合相同的条件下，聚/表二元驱油体系采收率增幅大于聚合物溶液，其中，渗透率级差为10的三层模型上，聚/表二元驱油采收率增幅提高1.43个百分点；在驱油剂相同的条件下，随模型渗透率级差增加，采出液中聚合物和表面活性剂的质量分数和黏度升高；当渗透率级差相同时，模型层系越多，水驱采收率越高，化学驱和后续水驱采收率越小，最终采收率接近。
由于稠油油藏高孔高渗储层特点及高强度注采工况，蒸汽驱开发中后期热流体窜流、含水率突升、开采效果变差等矛盾日益突出，迫切需要借助新技术进一步增效。通过数值模拟、室内模拟实验等手段研究了热流体的温度场、饱和度场等变化规律，并在此基础上开展了热化学‑气体交替驱技术的研究。结果表明，薄层稠油油藏吞吐转驱开发中后期，井组内部分井出现热联通现象，温度场扩展半径达100~140 m，含水率升高至74％；油藏加热区与未加热区的面积占比达到1∶1，未加热区剩余油富集且未得到有效动用。通过优化高温强化泡沫、耐高温低黏固结凝胶复合体系，其封堵率可达97.0％以上，实现高效液流转向，进而有效动用富集剩余油。提出了一种依托地层内剩余热量加上热水补充热量、结合烟道气等气体交替驱的工艺，数值模拟结果表明采收率可提升2.00个百分点左右。
CO2泡沫压裂液具有耗水量低、储层伤害小、改造效果好的优点，特别适用于水敏性非常规页岩油气及煤岩气的开采。为解决传统CO2泡沫压裂液稳定性差的问题，采用片状结构纳米氧化石墨烯（GO）改性CO2泡沫压裂液，使用密闭反应釜配制CO2泡沫压裂液；通过观测法研究泡沫半衰期随表面活性剂种类的变化规律，并以此为依据进行了配方优选；研究了表面活性剂种类、浓度及温度对CO2泡沫压裂液稳定性的影响。结果表明，十八烷基三甲基氯化铵（OTAC）体系中加入纳米GO后会产生大量絮凝物，无法实现稳泡效果，而α⁃烯基磺酸（AOS）体系与纳米GO的配伍性良好；0.50%AOS+1.00%NaCl+0.25%GO（以上百分数均为质量分数）这一配方的泡沫质量较高，且纳米GO的加入显著提高了泡沫体系的耐温性能。借助Materials Studio软件构建泡沫液膜模型，开展分子动力学模拟，从分子层面揭示纳米GO的协同稳泡机制及失效原因，为油气藏的开发提供了一定的理论依据和技术支撑。
针对大庆油田M区块储层低孔、低渗、高温以及高矿化度的特点，采用常规表面活性剂往往不能取得较好的驱油效果。因此，以顺丁烯二酸酐、乙二胺和长链溴代烷为单体合成了一种新型双子表面活性剂SZ?11，并复配非离子型表面活性剂AEO?3，形成了一种适合低渗透油藏驱油用的耐温抗盐型表面活性剂驱油体系，并对其综合性能进行了评价。结果表明,该驱油体系具有良好的耐温性能和抗盐性能，在140 ℃下老化后，界面张力仍能达到0.008mN/m，体系在较高质量浓度的NaCl（150 000 mg/L）、CaCl2（9 000 mg/L）和MgCl2（2 500 mg/L）盐水中仍具有较低的界面张力；该驱油体系具有良好的乳化性能和润湿性能，可以通过乳化原油和改变岩石表面润湿性来提高驱油效率；储层天然岩心在水驱后注入0.4 PV表面活性剂驱油体系，能使岩心的采收率提高19.5%，具有良好的驱油效果。现场应用结果表明，实施表面活性剂驱油措施后，M区块内5口生产井日产油量明显提高，含水率下降，取得了良好的增油效果。
泡排是目前长庆气田的主体排水采气工艺，部分泡沫到达地面管线后仍然未能消泡，需要辅助消泡剂以降低泡沫对污水处理系统造成的危害。由于液体消泡剂作用时间短、消泡效果差、自动化程度低，近年来长庆气田加大了固体消泡装置应用，但与之配套的固体消泡棒成本高、适用性差，导致消泡效果不明显，严重制约了工艺的推广应用。根据长庆气田水质特征，以二甲基硅油与气相SiO2颗粒为原料制得硅膏，并辅以固化剂蔗糖及乳化剂S?185，通过熔融反应，冷却后制成固体消泡剂DFS?1。采用Q/SY 17001-2016《泡沫排水采气用消泡剂技术规范》对其进行室内测试，消泡时间小于等于12.1 s，抑泡时间大于10 min，采用模拟地层水对比评价，各项性能参数均符合要求，可满足长庆气田现场应用需求。
