提出并采用了“提高液相密度、合理控制坂含、释放自由水、活化加重剂、高效稀释剂、降低粘度效应、减少处理剂种类、简化体系等”理论和观点，但现场使用往往顾此失彼，仍未能彻底解决流变性、失水造壁性和抑制性等；
钻井实践中暴露出的问题也很突出，未能得到有效解决，主要表现在：①组成复杂、体系多不统一、坂含高、固含高；②处理剂多而杂、不配套、加量大，粘度效应高；③有的钻井液体系适应地层的能力还不匹配，如抗盐层盐水层、盐膏层、钻屑等污染能力有限，性能时好时坏，特别是流变性波动大（粘、切控制难），有待于深入研究与规范；④处理剂的适应性和使用不规范，不同的区块（区域）、不同的井段，没有适应性强的对应处理剂和由此组成的对应标准钻井液体系。处理剂评定原则不规范、无科学性指导依据，无系统完善的检测标准体系；
⑤加强加重材料质量检测，如纯度、密度、粒度等，避免粘度效应高、摩阻大；⑥虽注重加重材料的研究与使用和成本的控制，没有加强提高液相密度、降低加重材料用量、减少粘度效应等方面的研究；⑦固控设备不完全配套。对于高密度水基钻井液体系流变性难以控制和加重剂流失的问题，全凭经验掌控，应采用哪些或哪（几）级固控设备，无依据或标准可寻；⑧流变性、失水造壁性和抑制性等协调统一问题，仍然是高密度水基钻井液体系未能解决的核心技术难题。
低密度水基钻井液体系高温减稠
解决办法：将原来的磺化处理剂改为阳离子型磺化处理剂，调整粘土含量，控制PH值，添加非离子表面活性剂，提高体系抗温能力、处理剂吸附能力、吸附量和护胶能力，可使低密度水基钻井液体系高温减稠得到有效控制。
高温（150℃以上）、高密度（2.30g/cm3以上）水基钻井液体系流变性、失水造壁性不协调。
解决办法： （1）降低配浆土量，减少钻井液中低密度固相含量，提高高密度水基钻井液流变性的可控性；（2）释放自由水，增强高密度水基钻井液流动性；（3）使用甲酸盐（如KCOOH、CsCOOH等）提高液相粘度，降低加重材料用量，降低粘度效应；（4）对加重剂进行活化，降低加重材料对高密度水基钻井液产生的粘度效应；（5）提高处理剂高温吸附量和护胶能力。
高温（180℃以上）、高密度（2.30g/cm3以上）高矿化度水基钻井液体系流变性控制与维护难
解决办法：在2）基础上将配浆土改为抗盐土，同时充分利用磺化处理剂的高温适度交联，发挥利用高温改善钻井液性能的作用效果，可使其流变性得到有效改善。
高温高密度高矿化度水基钻井液体系PH控制难
解决办法：高温对粘土的分散作用和处理剂的高温降解是体系PH值降低的主要原因，不能用加碱的办法来解决，要具体问题具体分析，可加弱还原剂、表面活性剂、PH控制剂等调节。
处理剂种类多、加量大、体系复杂，流变性、失水造壁性和抑制性之间的协调统一问题，仍然是高密度水基钻井液体系未能解决的核心技术难题
（1）将坂含控制在“粘土量限”以内，低于上限、靠近下限，配浆土造浆能力强；（2）亚微米粒子足够、大小级配合理，加入最后一级填充粒子即微粒子；（3）用结构性聚合物代替粘土，利用其水溶液粘度高、静结构强，来满足悬浮稳定性、沉降稳定性，不影响流变性，借助其它固相粒子建立造壁；（4）选用250-350目级配的活化铁矿粉（ρ4.85g/cm3）、250-320目级配的活化重晶石（ρ4.22g/cm3）复合加重，前后比例2：1；（5）在失水允许的情况下，自由水（游离水）尽量多；（6）采用抑制型稀释剂、降滤失剂；（7）采用有机盐（如甲酸钾或甲酸铯等）提高水相抑制性和密度，有利于抑制性、流变性协调统一。
