稠油開采成本高、開采難度大、熱采效益低、水驅稠油采收率低這一系列問題，給油田開發生產經營帶來嚴重的困境。為此，各油田大力開展稠油降粘開發新工藝技術的研發應用，推廣應用綠色節能環保技術，降低稠油開發成本，以應對稠油開發中開發成本高和綠色環保等問題，形成創新型先進機采裝備技術體系，一大批稠油降粘工藝技術在油田稠油開發中得到推廣應用，實現稠油生產井低成本開發，并取得了良好的實踐效果。
低效稠油化學降黏冷采技術
該技術針對熱采效益低、水驅稠油采收率低的問題，科研技術人員開展了稠油化學降黏開采技術攻關。利用分子模擬率先揭示了稠油膠束聚集體內不同作用力的定量構成關系，創新提出了利用強電負性元素取代氫鍵作用降低膠束尺寸的解聚降黏機理，研發了低效稠油冷采的解聚降黏體系，低濃度、低剪切速率條件下達到降黏率95%以上；形成的化學降黏開采技術適用于地下黏度小于2000 毫帕秒的稠油油藏，可使試驗區的開發綜合成本降至40美元/桶。該技術具有創新性、實用性強、降粘效果好等優點，創新技術綜合評級Ⅰ級，在低效稠油化學降黏冷采領域整體技術水平達到國際領先水平。
該新技術已在勝利油田建成9個推廣示范區，覆蓋儲量3000余萬噸，近三年增油23.9萬噸，省去蒸汽注入量63.8萬噸，減少二氧化碳排放16.1萬噸，節約標準煤5.96萬噸。項目可在國內類似區塊推廣應用，同時促進地方經濟發展，具有良好的社會經濟效益和環境效益。
生物酶解堵稠油開采技術
該技術針對稠油開發效果變差以及成本壓縮的雙重壓力下，通過轉換開發思路，加強微生物開發認識和一體化分析決策力度，從轉變開發方式入手，推廣應用生物酶解堵、氮氣泡沫混排與防砂相結合的工藝措施，實現效益開發。
對于以注汽為主開發的稠油區塊，隨著稠油開發逐漸步入后期，多輪次吞吐，綜合含水逐漸上升，局部儲層較差油井以及低液低含水油井效益開始變差。對此，科研人員在調查研究的基礎上，通過優選低液低含水井、高含水扶停井、套損井等類型油井，開展生物酶解堵配合機械防砂工藝試驗，實現稠油開采井提高產量，提升稠油井系統運行效率，降低噸油產成本。
該技術已在孤東油田得到推廣應用，以孤東油田GO8-31C11B井和GO7-35CP214井為例，通過生物酶解堵措施，GO8-31C11B井恢復單井控制儲量5萬噸，日產液7.7方，日產油3.8噸，階段增產原油119噸；GO7-35CP214井應用該技術后該井日產油5.2噸，累計階段增產油259噸，創效25萬元。據統計，孤東油田2020年利用該技術共實施推廣應用10井次，累計產油3517噸，創造直接經濟效益350萬元。
中低滲油藏超“雙疏”復合材料降壓驅油技術
該技術是針對稠油生產區塊，在注入過程中，隨著天氣變冷，溫度的降低導致體系黏度變大，流動性變差，泵效變低，導致的降壓驅油劑難以注入等問題而提出來的。該技術采用超“雙疏”復合材料，注入地層后能構建巖石疏水表面，降低油水界面能，起到低滲油藏降壓驅油提高采收率的作用。
該技術針對體系流動性變差的問題進行現場降黏防凍實驗，在加入研制的復合降黏防凍液后，僅輕微晃動罐體，防凍液就能迅速溶解，在短時間內恢復體系黏度，改善流動效果，提高注入效率。該技術于2020年10月在勝利油田純梁采油廠樊128塊開始現場試驗，隨著施工進度的推進，現場逐漸顯現出降壓效果。但為此項目組研究人員首先在室內進行了降黏防凍液的研制，實驗表明在超雙疏復合材料中加入降黏防凍液后，黏度顯著降低，防凍效果明顯，且對體系性能沒有影響。該試驗應用區塊注入量由之前172立方米增加到228立方米，欠注井單井日注由5-7立方米增加到10-15立方米，采用超雙疏復合材料技術的降黏防凍液現場應用效果良好。
化學降粘驅油技術
化學劑降粘舉升工藝是通過用把化學降粘劑擠入油層或從套管滴入井筒，從而降低稠油的粘度。由于原油物性及所用藥劑不盡相同，其原理也有所不同，大致可分為兩大類，即乳化降粘法和潤濕降阻法。其中乳化降粘法是使水溶性好的表面活性劑作為乳化劑，按一定量加入水中注入油井，使原油分散游離，形成O/ W 型乳化液,將稠油的摩阻變成水的摩阻, 達到降低稠油粘度的目的 。潤濕降阻法是在稠油生產過程中，加入表面活性劑水溶液，破壞油管或抽油桿表面長期與稠油接觸所形成的親油性，使其表面潤濕反轉，變為親水性，形成一層連續的水膜,減少抽汲過程中稠油流動的阻力，改善稠油的流動性。因此，由不同表面活性劑（乳化液）和不同助劑構成了種類不同的稠油降粘劑。
該技術的關鍵核心是制定化學降粘驅方案，不同的油藏應采用不同的實施方案，做到一井一策。該技術已在勝利油田廣泛得到推廣應用。
以勝利油田濱南采油廠尚店油田為例，該油田已進入中后期開發階段，生產形勢非常嚴峻。由于滲透率低，原油粘度高，井距大，2012年以來注水量持續下降直至注不進水，到2019年7月區塊僅開井2口，日產油能力僅1.5噸。為改善該稠油開發區塊開發效果，科研技術人員在精細動態分析的基礎上，強化室內化學劑篩選及評價，通過物模和數模優化注入參數，針對油藏存在的問題，確定了“水井降粘驅替+油井降粘吞吐引效”的治理思路，編制了化學降粘驅治理方案。該方案于2019年7月開始實施，實施化學降粘驅方案后，取得了良好的增油效果。目前，該區塊開水井3口，開油井7口，日產油水平由原來的1.5噸/天上升至16噸/天，增油幅度10倍以上，已累計實現增油4960噸。通過應用該技術，尚店油田尚10-49塊化學降粘驅替的成功，為其他類似油藏高效開發提供了寶貴經驗。
海上稠油復合增效工藝技術
該技術上要針對海上稠油油田開采技術需要而研發的一種新技術。該技術針對渤海油田稠油熱采的特點，研究形成了海上稠油復合增效工藝技術，篩選并評價了適合提高海上蒸汽吞吐效果的化學劑，并進行了方案優化。
渤海油田稠油儲量豐富，為了提高海上稠油熱采開發效益，除了要試驗常規的蒸汽吞吐，還需要開展熱復合化學法、水平井均衡注汽等工藝的研究，并探索蒸汽驅的可行性研究。該技術明確了水平井分段注汽工藝技術，完成了海上水平井優化注汽工藝方案設計，形成了熱力吞吐后轉水平井蒸汽驅動態參數調整及提質增效技術，并明確了海上油田火燒驅油技術的可行性。該技術已在渤海油田稠油區塊得到良好應用，應用結果表明，該項技術實施后，海上稠油區塊預計可增油20%以上。
電潛泵強制排液技術
該技術是針對高含水井，供液充足井而采取的一項重要提液增產技術措施。隨著超稠油區塊應用及含水井增多，電泵井稠油上返的風險越來越大。針對在稠油上返時，電泵井一般采用正注或連續油管進行解堵進行處理。采用正注壓差一般控制在25兆帕以內，壓差過大會造成落魚事故；使用連續油管作業解堵可以有效清理電泵以上的油管內稠油，卻難以清理泵內及泵下尾管稠油，易造成解堵失敗等問題。技術人員經過攻關研究，根據電泵舉升能力強的特點，開啟電泵運行，實施強制排液，同時加大摻稀量，避免稠油再次進入電泵管柱，確保電泵管柱內稠油能夠有效排出。
電潛泵強制排液技術已在國內油田廣泛應用。通過應用該技術，及時調整油井生產參數，實現油井電泵強制排液，井筒堵塞物主要是油泥得到解堵，恢復油井正常生產，為稠油上返井處理開辟了一個新途徑。目前，該技術在國內某油田應用電潛泵強制排液技術，先后在稠油生產區塊10口高含水井應用，并取得全部成功。應用該技術后，平均提高單井異常處理時效9天，減少產量損失100.05噸，還避免使用連續油管解堵處置的檢電泵風險，累計實現綜合創效400余萬元，具有良好的推廣應用前景。
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