针对西达里亚油田高温高盐特点(地层温度97℃,矿化度19.6×104mg/L)及井间优势通道发育严重,注水开发效果差等问题,本文研发耐温耐盐型调驱剂体系,主要包括冻胶型调驱剂及冻胶泡沫型调驱剂,分别对其评价了基本性能及调驱性能,优化了施工参数,并探索了两种体系的耐温耐盐机理。依据GSC强度代码法,优化了冻胶体系的组成及配方为0.4%~0.5%HTS聚合物+0.1%~0.16%REL&MNE交联剂,成冻时间为38~53h,成冻强度为E~H,老化60天出现微量脱水,使用温度可达110℃,在耐温耐盐冻胶的基础上,采用Ross-Miles法,以泡沫性能为评价指标,优化了冻胶泡沫体系配方为0.2%~0.3%HTS-1起泡剂+(0.4~0.5%HTS功能聚合物+0.06%~0.16%REL&MNE交联剂)冻胶作为稳泡剂,泡沫性能为普通泡沫的2.2~2.4倍。岩心流动实验结果表明:冻胶体系的耐剪切性好,对不同渗透率的地层有很好的选择性封堵能力,耐冲刷性好,室内油藏条件下提高采收率31.12%;冻胶泡沫体系的最佳注入方式为气液混注,最佳注入气液比为1∶1,最佳注气速度为1mL/min,具有很好的渗透率选择性封堵性能,渗透率越大封堵性越强,耐冲刷性能好,室内油藏条件下提高采收率30.0%。红外光谱显示冻胶主要官能团为苯环、共轭烯烃、醇和脂肪胺结构,大量存在酚羟基和醇羟基,即保证了冻胶具有一定的抗盐能力,又能保证冻胶在高温下束缚水的能力,DSC测得冻胶最高耐温175℃,SEM表明冻胶在高温高盐下形成的网络骨架结构稳定,聚合物和交联剂浓度越高,三维网络状结构越稳定。界面流变实验、泡沫扫描及显微镜观察可知HTS-1起泡剂液膜自我修复能力强,在高温高盐下形成的多面体泡沫稳定性好,能够保持一定的液膜厚度,减弱Plateau边界排液效应,弱冻胶的加入为泡沫提供了一个比较厚的保护层,能够很好的维持泡沫的空间稳定性,提高液膜的强度和厚度,减小排液和气体扩散作用,使泡沫在高温高盐条件下稳定性得到大大提高。