福山油田经过长期开采，地层能量不高，且部分井经过压裂增产修井作业后，压井液存在漏失风险。低渗层水敏水锁现象严重，作业后产量恢复困难。常用洗井液与地层流体的配伍性差，效果不显著。作业期间，一旦发生漏失，轻者油井产量下降，采收率降低，重者将造成油井停产。
福山油田以往现场作业普遍采用清水或盐水洗井，作业井复产恢复期长，部分井恢复期达60天以上，且恢复率低， 30天复产井平均恢复率仅88%。
针对这些难题，技术人员从储层特性着手，认真分析、潜心研究，在原有技术水平基础上，研究优化形成了适应性强的油层保护技术体系。技术人员研究出无固相、防水锁优质压井液技术，降低了低渗储层水锁水敏损害；研发常规自降解优质压井液，解决了普通低压易漏储层的漏失问题；研发抗高温自降解优质压井液，用以解决福山油田井温140摄氏度以上复杂油气井的漏失难题，抗温可达160摄氏度。通过油层保护技术的应用，可降低或避免作业过程对储层造成污染，从而缩短复产井作业恢复期，提高平均恢复率，减少油气损失，为油田稳产增产做好技术支撑。
大港油田采用新技术在福山油田花场、白莲等区块成功应用16口井。其中，应用自降解优质压井液5口井，防水锁优质压井液11口井，有效率达100%，保证了施工顺利进行。目前，已复产的维护井，产量恢复期为3天，平均恢复率达100%，作业后产出液含水均恢复到作业前水平，整体油层保护效果好。与之前的30天相比，恢复期大幅降低，为解决福山油田作业过程中的储层污染难题提供了技术支撑。
