稠油开采成本高、开采难度大、热采效益低、水驱稠油采收率低这一系列问题，给油田开发生产经营带来严重的困境。为此，各油田大力开展稠油降粘开发新工艺技术的研发应用，推广应用绿色节能环保技术，降低稠油开发成本，以应对稠油开发中开发成本高和绿色环保等问题，形成创新型先进机采装备技术体系，一大批稠油降粘工艺技术在油田稠油开发中得到推广应用，实现稠油生产井低成本开发，并取得了良好的实践效果。
 
低效稠油化学降黏冷采技术
该技术针对热采效益低、水驱稠油采收率低的问题，科研技术人员开展了稠油化学降黏开采技术攻关。利用分子模拟率先揭示了稠油胶束聚集体内不同作用力的定量构成关系，创新提出了利用强电负性元素取代氢键作用降低胶束尺寸的解聚降黏机理，研发了低效稠油冷采的解聚降黏体系，低浓度、低剪切速率条件下达到降黏率95%以上；形成的化学降黏开采技术适用于地下黏度小于2000 毫帕秒的稠油油藏，可使试验区的开发综合成本降至40美元/桶。该技术具有创新性、实用性强、降粘效果好等优点，创新技术综合评级Ⅰ级，在低效稠油化学降黏冷采领域整体技术水平达到国际领先水平。
 
该新技术已在胜利油田建成9个推广示范区，覆盖储量3000余万吨，近三年增油23.9万吨，省去蒸汽注入量63.8万吨，减少二氧化碳排放16.1万吨，节约标准煤5.96万吨。项目可在国内类似区块推广应用，同时促进地方经济发展，具有良好的社会经济效益和环境效益。
 
生物酶解堵稠油开采技术
该技术针对稠油开发效果变差以及成本压缩的双重压力下，通过转换开发思路，加强微生物开发认识和一体化分析决策力度，从转变开发方式入手，推广应用生物酶解堵、氮气泡沫混排与防砂相结合的工艺措施，实现效益开发。
 
对于以注汽为主开发的稠油区块，随着稠油开发逐渐步入后期，多轮次吞吐，综合含水逐渐上升，局部储层较差油井以及低液低含水油井效益开始变差。对此，科研人员在调查研究的基础上，通过优选低液低含水井、高含水扶停井、套损井等类型油井，开展生物酶解堵配合机械防砂工艺试验，实现稠油开采井提高产量，提升稠油井系统运行效率，降低吨油产成本。
 
该技术已在孤东油田得到推广应用，以孤东油田GO8-31C11B井和GO7-35CP214井为例，通过生物酶解堵措施，GO8-31C11B井恢复单井控制储量5万吨，日产液7.7方，日产油3.8吨，阶段增产原油119吨；GO7-35CP214井应用该技术后该井日产油5.2吨，累计阶段增产油259吨，创效25万元。据统计，孤东油田2020年利用该技术共实施推广应用10井次，累计产油3517吨，创造直接经济效益350万元。
 
中低渗油藏超“双疏”复合材料降压驱油技术
该技术是针对稠油生产区块，在注入过程中，随着天气变冷，温度的降低导致体系黏度变大，流动性变差，泵效变低，导致的降压驱油剂难以注入等问题而提出来的。该技术采用超“双疏”复合材料，注入地层后能构建岩石疏水表面，降低油水界面能，起到低渗油藏降压驱油提高采收率的作用。
 
该技术针对体系流动性变差的问题进行现场降黏防冻实验，在加入研制的复合降黏防冻液后，仅轻微晃动罐体，防冻液就能迅速溶解，在短时间内恢复体系黏度，改善流动效果，提高注入效率。该技术于2020年10月在胜利油田纯梁采油厂樊128块开始现场试验，随着施工进度的推进，现场逐渐显现出降压效果。但为此项目组研究人员首先在室内进行了降黏防冻液的研制，实验表明在超双疏复合材料中加入降黏防冻液后，黏度显著降低，防冻效果明显，且对体系性能没有影响。该试验应用区块注入量由之前172立方米增加到228立方米，欠注井单井日注由5-7立方米增加到10-15立方米，采用超双疏复合材料技术的降黏防冻液现场应用效果良好。
 
化学降粘驱油技术
化学剂降粘举升工艺是通过用把化学降粘剂挤入油层或从套管滴入井筒，从而降低稠油的粘度。由于原油物性及所用药剂不尽相同，其原理也有所不同，大致可分为两大类，即乳化降粘法和润湿降阻法。其中乳化降粘法是使水溶性好的表面活性剂作为乳化剂，按一定量加入水中注入油井，使原油分散游离，形成O/ W 型乳化液,将稠油的摩阻变成水的摩阻, 达到降低稠油粘度的目的 。润湿降阻法是在稠油生产过程中，加入表面活性剂水溶液，破坏油管或抽油杆表面长期与稠油接触所形成的亲油性，使其表面润湿反转，变为亲水性，形成一层连续的水膜,减少抽汲过程中稠油流动的阻力，改善稠油的流动性。因此，由不同表面活性剂（乳化液）和不同助剂构成了种类不同的稠油降粘剂。
 
该技术的关键核心是制定化学降粘驱方案，不同的油藏应采用不同的实施方案，做到一井一策。该技术已在胜利油田广泛得到推广应用。
 
以胜利油田滨南采油厂尚店油田为例，该油田已进入中后期开发阶段，生产形势非常严峻。由于渗透率低，原油粘度高，井距大，2012年以来注水量持续下降直至注不进水，到2019年7月区块仅开井2口，日产油能力仅1.5吨。为改善该稠油开发区块开发效果，科研技术人员在精细动态分析的基础上，强化室内化学剂筛选及评价，通过物模和数模优化注入参数，针对油藏存在的问题，确定了“水井降粘驱替+油井降粘吞吐引效”的治理思路，编制了化学降粘驱治理方案。该方案于2019年7月开始实施，实施化学降粘驱方案后，取得了良好的增油效果。目前，该区块开水井3口，开油井7口，日产油水平由原来的1.5吨/天上升至16吨/天，增油幅度10倍以上，已累计实现增油4960吨。通过应用该技术，尚店油田尚10-49块化学降粘驱替的成功，为其他类似油藏高效开发提供了宝贵经验。
 
海上稠油复合增效工艺技术
该技术上要针对海上稠油油田开采技术需要而研发的一种新技术。该技术针对渤海油田稠油热采的特点，研究形成了海上稠油复合增效工艺技术，筛选并评价了适合提高海上蒸汽吞吐效果的化学剂，并进行了方案优化。
 
渤海油田稠油储量丰富，为了提高海上稠油热采开发效益，除了要试验常规的蒸汽吞吐，还需要开展热复合化学法、水平井均衡注汽等工艺的研究，并探索蒸汽驱的可行性研究。该技术明确了水平井分段注汽工艺技术，完成了海上水平井优化注汽工艺方案设计，形成了热力吞吐后转水平井蒸汽驱动态参数调整及提质增效技术，并明确了海上油田火烧驱油技术的可行性。该技术已在渤海油田稠油区块得到良好应用，应用结果表明，该项技术实施后，海上稠油区块预计可增油20%以上。
 
电潜泵强制排液技术
该技术是针对高含水井，供液充足井而采取的一项重要提液增产技术措施。随着超稠油区块应用及含水井增多，电泵井稠油上返的风险越来越大。针对在稠油上返时，电泵井一般采用正注或连续油管进行解堵进行处理。采用正注压差一般控制在25兆帕以内，压差过大会造成落鱼事故；使用连续油管作业解堵可以有效清理电泵以上的油管内稠油，却难以清理泵内及泵下尾管稠油，易造成解堵失败等问题。技术人员经过攻关研究，根据电泵举升能力强的特点，开启电泵运行，实施强制排液，同时加大掺稀量，避免稠油再次进入电泵管柱，确保电泵管柱内稠油能够有效排出。
 
电潜泵强制排液技术已在国内油田广泛应用。通过应用该技术，及时调整油井生产参数，实现油井电泵强制排液，井筒堵塞物主要是油泥得到解堵，恢复油井正常生产，为稠油上返井处理开辟了一个新途径。目前，该技术在国内某油田应用电潜泵强制排液技术，先后在稠油生产区块10口高含水井应用，并取得全部成功。应用该技术后，平均提高单井异常处理时效9天，减少产量损失100.05吨，还避免使用连续油管解堵处置的检电泵风险，累计实现综合创效400余万元，具有良好的推广应用前景。