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本文以哈得逊油田HD4CIII主力油层为研究对象,针对哈得逊油田高温（115℃）高盐（26.9×104mg/L）高钙镁离子（2.02×104mg/L）的恶劣油藏条件、水平井堵水的两大世界级难点问题,主要采用物理模拟实验的方法,对高温高盐油藏水平井稳油控水技术进行了较系统的研究。针对哈得逊油田高温高盐高钙镁离子条件对调堵剂性能的特殊要求,以解决调堵剂注入性与深部封堵能力之间的矛盾,形成了DCA（DVB-co-AM）微球、柔性微球和阳离子微球调堵剂。对DCA微球配方进行了优化;使用非常安全的水替代无水乙醇作为溶剂,利用乳液聚合的方法生产微/纳米DCA微球;改变丙烯酰胺单体的加量,实现了DCA微球亲水性能及自聚集性能的改变;DCA微球具有自聚集特性,在钙离子20000mg/L的模拟地层水中,形成粒径较大的“微球簇”;改变油相中A剂的加量,DCA微球粒径可在200nm102μm范围调控;实现了微球的工业化生产。对三类微球基本性能进行系统评价。DCA微球置于115℃环境180天和150℃环境103天后,结构没有发生降解,具有良好的高温热稳定性;微球材料在油藏温度下放置时间越长,对孔喉的封堵强度越高。从岩心采出端光学显微镜照片及不同位置端面扫描电镜可以看出:三类微球都能注入到油藏深部;实施封堵所用微球的总量仅为水流通道孔隙体积的10-3倍;以岩心注入端阻力系数及阻力系数分布为指标评价微球注入性,三类微球注入性均不是很理想,入口端堵塞“污染”严重,提出了就地聚合DCA（ISP-DCA）微球的技术思路;以岩心注入端残余阻力系数及沿程残余阻力系数分布为指标,三类微球封堵能力大小:DCA微球>阳离子微球>柔性微球;三类微球的残余阻力非均匀系数都大于1,注入端“污染”严重;ISP-DCA微球体系具有较好的注入性,残余阻力非均匀系数小于1;ISP-DCA微球在岩心沿程具有稳定的封堵能力且具有较好的耐冲刷性。攻克了高温乳化性能评价的瓶颈技术。研发了高温乳化动态测试仪,建立了油水乳化能力的评价指标参数乳化系数EI、乳液稳定性的评价指标参数半衰期t1/2,并提出了测试方法;在高温高盐油藏条件下,乳化调驱剂HA乳化系数EI为0.783;130℃条件下,乳化调驱剂HA仍具有较好的乳化能力;HA具有较好的注入性;为实现油藏中的就地乳化,提高表面活性剂溶液与原油的乳化能力为重要指标;剩余油饱和度、注入速度、渗透率是影响乳化调驱剂在油藏中就地乳化的主控因素;只要注入的乳化调驱剂RA-WT在油藏中与剩余油接触,可以形成乳状液,岩心沿程方向上各段阻力系数最高值达75。以解决避免生产井段污染与扩大封堵作用区域之间的矛盾,提出了高温高盐油藏水平井稳油控水技术方向为深部吞吐-堵水复合技术;研制了高温高压水平井模拟装置;实施乳化暂堵的模型降水增油效果明显,乳化助堵可扩大堵水有效作用范围;CO2深部吞吐-乳化剂HA助堵-（ISP-DCA）微球堵水技术方案提高采收率值最高为24.88%,推荐该技术作为哈得逊油田水平井稳油控水优先发展的技术方向;完成了高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水矿场试验方案。