國內外稠油降黏開采技術發展與應用*

周林碧，秦 冰，李 偉，王 征

（中國石化石油化工科學研究院，北京 100083）

隨著原油不斷被開采利用，全世界的可采油氣資源逐漸減少，稀油資源變得越來越緊缺，在很長一段時間內原油價格較低，對稠油進行低成本有效開采顯得日益重要。據統計，稠油（包括油砂及天然瀝青）的儲量約為1×1011t［1］，約占全球石油總量的70%。其中委內瑞拉稠油資源儲量最高，約占世界稠油總量的50%，其次是加拿大，約為32%，隨后是俄羅斯、美國和中國［1］。我國約有70多個稠油油田，探明儲量超過40億噸。這些稠油油藏主要分布在遼河曙光一區、歡喜嶺稠油區、高升油田、新疆克拉瑪依九區、六東區及鳳城油區以及勝利油田單家寺、孤島、陳家莊等油田。此外，河南井樓、古城等油田，大港棗園、羊三木、王官屯等油田和華北油田等也有稠油區塊［1］。不同區塊甚至同一區塊不同油井之間的稠油組成差異大，儲層性能不同，同一降黏開采技術效果相差大，需要根據稠油性質及儲層特征采取不同的開采技術。目前國內外稠油開采過程普遍存在含水上升快、采出率低的問題。我國原油資源較少，原油進口依賴度超過70%，遠超過安全紅線，因而對稠油進行有效開采，滿足日趨增長的能源需求，具有非常重要的戰略意義。本文介紹了國內外現有主要的稠油降黏開采技術的發展情況，為國內從事稠油開采的工作者提供參考。

1 稠油開采主要技術

稠油，尤其是超稠油，黏度高，流動性非常差，難以單靠地層能量實現自然升舉。常見的稠油降黏開采方式包括熱力降黏、化學降黏、摻稀降黏、微生物降黏等。其中熱力降黏主要包括基于注蒸汽開采的蒸汽吞吐（CSS）、蒸汽驅（SF）、重力輔助泄油（SAGD）以及火燒油層等開采方法［2-3］；化學降黏主要包括乳化分散降黏、催化降黏、油溶性降黏劑降黏等［3-4］。不同的降黏方法有其特定的適用范圍，其中，基于注蒸汽開采的CSS、SF 適用于油層厚度大（大于10 m）、含油飽和度高、滲透率較大的油藏［2］。火燒油層要求油藏有一定的含水率，滲透率較高，因而非常適合稠油井蒸汽開采后期的進一步開采［2］；化學降黏大多應用于普通稠油油藏，經濟成本低，具有較好的增產效果［2］；摻稀及微生物降黏技術對油藏條件要求較高，應用范圍較窄［5-6］。值得注意的是，隨著原油價格變動以及技術的發展，各稠油開采技術的適用范圍可能發生變動。不論采取何種降黏開采技術，對稠油進行有效開采的根本措施在于降低稠油黏度，提高其流動性，下文對不同的降黏開采技術特點及應用分別展開論述。

2 熱力降黏開采技術

2.1 基于注蒸汽的熱力降黏開采技術

稠油注蒸汽開采技術是利用稠油黏度隨溫度升高而降低的黏溫特性，向稠油中注入蒸汽或熱水等高熱量流體來提高地層溫度，降低稠油黏度，增加稠油流動性，達到提高稠油采收率效果的一種技術。其機理是稠油溫度升高時，稠油中的膠質、瀝青質之間的氫鍵作用力減弱，分子間的π-π鍵結構被破壞，稠油中的超分子結構被破壞，從而使稠油黏度降低。對于低凝原油加熱降黏效果也非常顯著，隨著溫度升高，長鏈蠟基烷烴形成的網狀結構被破壞，因而升溫是降低稠油黏度非常直接有效的方法。目前，基于注蒸汽的熱采降黏方法主要有CSS、SF、SAGD 等方法。自1959 年委內瑞拉首次將CSS應用于稠油開采后，目前CSS仍是稠油開采的主要方式，我國75%的稠油主要是采用CSS技術開采［2］。然而，基于注蒸汽的開采技術對油藏條件要求較高，要求油藏厚度不低于10 m，井深低于8000 m，滲透率大于0.3 μm2，含油飽和度大于40%，對深、超深井（＞1000 m）以及注氣難度大的高致密油藏不適宜［2-3］。此外，注蒸汽開采過程中，一旦形成汽竄通道后，蒸汽的波及系數急劇降低，驅油效率變低。同時，隨著蒸汽凝析成水，儲層內含水量增加，后續注入的蒸汽熱量損失大，熱量利用率將變得非常低，難以對稠油有效降黏，導致熱采效率低，成本大幅增加［7］。

通過注入不同的化學劑輔助蒸汽驅來提高蒸汽利用率成為蒸汽開采后期的主要方法之一。蒸汽驅過程中加入聚合物等封堵竄流通道，可控制汽竄，提高蒸汽波及面積，增加稠油動用量；加入溶劑或耐高溫的化學降黏劑，可進一步提高蒸汽利用率，降低稠油黏度，提高稠油流動性。委內瑞拉、加拿大等稠油區塊將化學驅與蒸汽驅結合，改善了注入蒸汽的波及系數，稠油采收率得到顯著提高。國內遼河油田、勝利油田、克拉瑪依油田等地的稠油區塊在蒸汽驅過程中注入化學劑（輕烴類有機溶劑、CO2、降黏劑等），增加了稠油動用面積，稠油采收率大幅提升。

2.2 火燒油層降黏開采技術

火燒油層又稱為火驅，利用注入的空氣或其他助燃劑與儲層內部分稠油發生氧化燃燒反應，生成CO2并釋放出大量熱量，使稠油黏度降低、流動性增強。當溫度達到一定臨界值時，稠油中的重組分發生裂解反應，生成輕組分烴等。在CO2、輕烴及儲層內高溫汽化的水蒸汽等多重作用下顯著提升稠油采收率。與注蒸汽降黏相比，火燒油層的噸油能耗（每產一噸油消耗的成本或耗費的能源）遠低于注蒸汽能耗，且避免了注蒸汽過程中產生大量凝析水的問題。

火燒油層降黏開采是目前提高稠油采收率最顯著的一種熱采技術，但該技術操作過程較難控制，風險較高，導致其長期以來未能成為稠油開采的首選方案。隨著火燒油層理論技術及實踐經驗的積累，21 世紀以來，該技術再次受到重視。研究表明［3］，火燒油層降黏開采方法非常適合蒸汽開采后期的油藏開發。國內外對CSS 及SAGD 后期的稠油井開展了大量火燒油層現場試驗，采收率可達60%以上［8］。近年來我國在新疆油田、勝利油田、遼河油田、吉林油田等地的稠油區塊也陸續開展了火燒油層試驗，取得了顯著成效。如新疆油田從2010數2016 年對長期注蒸汽后的廢棄油井進行火驅試驗，實現稠油持續穩產目標，采收率達到70%以上［9］。火燒油層具有采收率高、節能減排等優勢，隨著越來越多的注蒸汽開發井進入末期，火燒油層開采技術的應用將會越來越受到重視。

3 化學降黏開采技術

雖然熱采技術廣泛用于稠油開采，尤其在加拿大、委內瑞拉、美國等國家的稠油開采中應用廣泛，但熱采并非適用于所有油藏，全球范圍內有一半以上的稠油不適合熱采。除提高溫度外，還可通過加入相應的化學劑達到降黏目的。根據加入的化學劑類型，化學降黏方式主要分為乳化降黏、油溶性降黏劑降黏和催化降黏等。

3.1 乳化降黏開采

乳化降黏是稠油開采過程中研究和應用最多的化學降黏技術之一。向儲層中加入具有界面活性的化學劑，使稠油分散在活性水中形成水包油（O/W）型乳狀液能有效降低稠油黏度。根據注入的化學劑類型，乳化降黏方法可分為表面活性劑乳化、加堿乳化及活性聚合物乳化等。

3.1.1 表面活性劑乳化降黏開采

20世紀60年代，Simon等［10］在井筒中注入表面活性劑，將稠油分散形成O/W 型乳狀液，有效降低了井筒和管輸阻力。此后，表面活性劑被廣泛應用于稠油開采中。表面活性劑乳化降黏提高稠油采收率的作用機理主要分為兩方面：一方面是通過降低油水間界面張力，在一定溫度和擾動作用下使高黏稠油分散在活性水中形成O/W型乳狀液，油外相變為水外相，稠油黏度大幅降低；另一方面，表面活性劑具有潤濕性，可將油潤濕的巖石及管道的表面反轉為水潤濕，降低流動阻力，提高流動性。在稠油開采中常用到的表面活性劑主要有離子型（陰離子或陽離子型）、非離子型及Gemini表面活性劑，在使用過程中應根據不同的稠油組分和地層特征篩選合適的表面活性劑。一般來說，乳化用表面活性劑應具有適宜的親水親油平衡值（一般為7數18），且形成的乳狀液有一定的乳化穩定性和易破乳性［11］。此外，表面活性劑還應與儲層有良好的適應性，適應儲層特性和地層水礦化度，減少表面活性劑在地層中的吸附和沉淀損失［11］。陰離子型表面活性劑在砂巖表面上吸附少，成本較低，耐溫性能好，在油田開發中應用最早也最廣泛［12］。Duning 等［13］研究了大量陰離子型表面活性劑的耐鹽及吸附損失性能，發現磺酸鹽型表面活性劑的耐鹽性好于羧酸鹽型，環烷類表面活性劑的耐鹽性及吸附損失性優于脂肪酸類。秦冰［14］研究了幾種典型陰離子型表面活性劑的乳化性能及耐溫抗鹽性能，進一步證實了環烷酸鈉的抗鹽能力強于異構十二烷基苯磺酸鈉，羧酸鹽的耐鹽性能不如磺酸鹽。陽離子表面活性劑適用于油潤濕的碳酸鹽地層，通過與附著在巖石表面的油膜中的極性組分以離子對或氫鍵的方式結合，促使油膜從巖石表面脫落并溶于含有表面活性劑的活性水中，形成增溶膠束，從而使巖石表面反轉為水潤濕，提高洗油效率。但在長期水驅后，儲層中巖石表面一般為負電荷，陽離子表面活性劑在地層中吸附損失大，故陽離子表面活性劑較少單獨應用于稠油乳化降黏［11，15-17］。

雖然離子型表面活性劑具有較好的耐溫性，但不適合礦化度高的油藏。非離子型表面活性劑分子中含有醚基，在水溶液中不會解離出離子，具有較好的抗鹽性能，但其耐溫性較差。王凱等［18］將陰離子與非離子型表面活性劑進行復配，并比較了陰離子、非離子及非離子/陰離子型表面活性劑對遼河稠油的降黏性能，發現與陰離子及非離子型表面活性劑單獨使用時相比，低濃度的非離子型表面活性劑與α-烯烴磺酸鹽復配后仍具有良好的抗溫耐鹽性能，室內降黏率最高可達99%以上。Pal等［19］將陽離子（溴化十六烷基三甲基胺，CTAB）與非離子（Tween60）表面活性劑復配，相比單一類型的表面活性劑，復配體系在臨界膠束濃度下的界面張力比同樣濃度下CTAB的界面張力低2/3，吸附損失降低3/4。雖然離子/非離子型表面活性劑的組合可提高界面活性，改善耐溫性能問題，但礦場應用表明這種復配體系容易在地層運移中出現色譜分離現象，稠油增產效果不明顯［20］。

Gemini 表面活性劑是一類由兩個或兩個以上表面活性劑分子在親水基或其附近原子用聯接基團連接起來的表面活性劑，具有兩個親水和兩個親油基團。這一類表面活性劑相比單頭單尾的普通表面活性劑具有更高的界面活性和耐溫耐鹽性能，在油田應用中具有很大的應用潛力［21-23］。Hussain等［24］合成的陽離子-非離子Gemini表面活性劑在高鈣鎂的礦化水中，90℃下三個月內仍保持穩定，同時該表面活性劑在超低濃度下具有較高的表面活性。Feng 等［25］將CTAB 與陰離子-非離子Gemini表面活性劑復配，200 mg/L復配表面活性劑的界面張力小于10×10-4mN/m。王大威等［26］合成的Gemini表面活性劑具有較強的降黏性能和界面活性，在油水比為1∶1 時，0.3%的表面活性劑可將某海上稠油黏度降低約97%，提高稠油采收率10.1%。盡管Gemini 表面活性劑的性能比傳統的表面活性劑優異，但Gemini表面活性劑體系的合成工藝較為復雜，原材料成本較高，目前主要基于室內研究，尚未在油田現場進行規模化應用。

3.1.2 堿驅降黏開采

除表面活性劑外，在一定條件下加堿也可促進稠油乳化降黏。國內外對無機堿（如NaOH、Na2CO3、NaHCO3）和有機堿（如醇胺類）的乳化降黏作用進行了大量研究。堿對稠油的乳化降黏本質上與表面活性劑乳化降黏相同。堿與稠油中的天然石油酸（環烷酸、脂肪酸等）反應，原位生成表面活性物質。這些表面活性劑具有乳化作用，在一定條件下促使稠油形成O/W 乳化體系，降低稠油黏度［3，27］。秦冰［14］將國內典型油田稠油油樣中的石油酸分離后，加入一定濃度的堿進行降黏效果對比。與未分離石油酸的油樣相比，堿對分離石油酸后的稠油基本無降黏效果，由此可知原油中的天然石油酸在堿降黏過程中具有重要作用。堿的使用濃度會影響降黏效果，過高或過低均難以形成O/W乳狀液，甚至可能形成W/O 乳狀液，增加稠油黏度［28］。Chen 等［29］比較了無機堿與有機堿在稠油開采中的應用效果，在適宜濃度下，NaOH、Na2CO3及乙二胺的加入使油水界面張力明顯降低，且相同濃度下有機堿對界面張力的改善優于無機堿。加堿降黏效果由稠油中的天然石油酸的含量決定，對于酸值低的稠油，其乳化效果一般較差。此外，在堿敏儲層、碳酸鹽儲層或礦化度高的儲層中均不適宜采用加堿降黏方法。

3.1.3 活性聚合物降黏開采

對于黏度基數高的稠油，分子量較小的表面活性劑即使能使目標稠油的降黏率達80%數90%，甚至95%以上，但剩余黏度仍然較高，水油流度比大，驅替過程中容易出現指進，驅替液波及面積小，難以取得滿意的開采效果。Wang 等［30］研究發現單獨使用表面活性劑改善油水界面張力并不能有效提高稠油采收率，在表面活性劑降黏開采中加入聚合物后增加驅替相黏度，可明顯抑制驅替相指進，有效提高稠油采收率。雖然在實際應用中采用表面活性劑-聚合物多元復合驅，利用表面活性劑降低稠油黏度、聚合物改善流度比來提高采收率，進一步提升稠油開采效果，然而多元復合驅工藝較為復雜，在地層運移中各組分易分離、聚合物的溶解性及自身黏度因素等均影響驅替效果。研究者嘗試通過對聚合物進行親水改性制備活性聚合物，使其同時具有乳化降黏和驅替液增黏作用，取得了一定進展。秦冰等［31］制備了一種由磺酸、羧酸和聚醚共縮聚合而成的活性聚合物降黏劑。該活性聚合物具有耐高溫和耐高礦化度的優點，在高鈣鎂（2000 mg/L）礦化水中的降黏率大于90%，巖心驅替實驗中0.1%縮聚物的驅油效率比水驅提高了17.1%，比同濃度下石油磺酸鹽活性水驅提高7%。這主要是由于該縮聚物溶液具有一定的黏度，增加了油水流度比，擴大了驅替液波及面積，同時該兩親聚合物中多種親水基團的補償作用降低了油水界面張力，提高了洗油效率。Liu等［32］合成的兩親性聚合物降黏劑在超低濃度下的表面張力為2×10-4數4×10-4mN/m，在油藏溫度下對稠油的降黏率約80%，最終采收率比水驅提高12.8%。

雖然活性聚合物具有降黏和抑制指進的優勢，但該類聚合物的耐溫耐鹽性能還需進一步提升。針對不同的油藏特性，通過控制分子結構及分子量開發出適應性更佳的活性聚合物，提高其乳化降黏性能以及洗油效率是活性聚合物降黏驅未來的發展方向。

3.2 油溶性降黏劑降黏

油溶性降黏劑是借鑒降凝劑結構發展而來，根據相似相溶原理設計出適宜的降黏劑分子結構，使其能有效分散膠質與瀝青質中的分子聚集體，從而達到降低稠油黏度和提高流動性的目的。國外對油溶性降黏劑的研究報道較少，主要集中在以降凝為主的流動改進劑研發，此類流動改進劑多用于改善高凝原油低溫流動性，對其他稠油的流動改性效果不明顯，在地層溫度下甚至有增黏效果。國內研究者借鑒降凝劑結構，對油溶性降黏劑進行了一系列研究。劉佳偉［33］合成了一種長鏈雙酯-苯乙烯-醋酸乙烯酯三元共聚物，在50℃時0.8%的降黏劑對塔河稠油的降黏率為55.8%。研究中發現分子量對降黏效果的影響很大，長鏈比短鏈更具優勢，當分子量超過一定值后，降黏效果變差。一般來說，油溶性降黏劑分子同時具有一定的降凝效果。相比水溶性降黏劑需要后期破乳脫水的工藝，油溶性降黏劑降黏工藝簡單，無需后續脫水處理環節，具有環保節水的優勢，但油溶性降黏劑的降黏效果通常比乳化降黏的效果差，剩余黏度非常高，稠油流動性仍然很差，因而油溶性降黏劑常與摻稀油（溶劑稀釋）及蒸汽開采結合使用，單獨使用的報道較少［34］。

3.3 催化降黏

催化降黏是典型的熱力降黏和化學降黏相結合的一種稠油改質降黏技術。在蒸汽吞吐過程中向稠油油藏中注入催化劑，在高溫和催化劑的共同作用下脫除稠油中的雜質，重組分裂解為輕組分，從而降低稠油表觀黏度。催化降黏又稱為水熱裂解降黏。過渡金屬是最常見的水熱裂解催化劑，常以無機鹽、金屬有機配合物及離子液體的形式存在。1997年，Weissman等［35］在高溫蒸汽注入過程中加入催化劑脫除稠油中的硫，改善了油品的API值。Clark等［36-37］提出了催化降黏反應過程，指出過渡金屬及貴金屬鹽（如Pt、Ru、Ag等組成的金屬鹽）可斷開稠油組分中的C—S 鍵，加速稠油中有機硫的脫除，生成輕烴、CO2、H2及H2S，使稠油黏度發生不可逆降低。隨后國內外陸續開展了大量的應用研究。遼河油田使用過渡金屬鹽破壞稠油中重組分中的雜原子（S、N、O 等），在240°C 反應24 h 后的稠油黏度最高下降了75%，同時伴隨小分子產物生成。鄧劉楊等［38］在催化降黏過程中加入堿（KOH/NaOH），將來自多個不同油田的稠油黏度降低了75%數93%；加入十氫萘等供氫體后，進一步提高了稠油的降黏率。在現場應用中，通過蒸汽提供熱量，十氫萘作為供氫體及鐵鹽催化劑下，14 d內遼河稠油增產4139 t。過渡金屬與有機配位體絡合制成的金屬有機配合物增加了催化劑與稠油的接觸面積，可進一步提升催化降黏性能。河南油田現場試驗中采用Fe（III）苯磺酸作為催化劑，利用蒸汽提供熱量，14 d 內兩口井分別增產189 t 和217 t［39］。Li等［40］比較了Fe（III）/Cu（II）與不同的有機磺酸形成的配位體的催化效果，發現有機配位體對催化裂解效果具有較大的影響。對甲基苯磺酸與金屬形成的配合物的催化活性強于十二烷基苯磺酸鹽，這是由于環烷酸金屬配位催化劑與稠油中的非烴組分接觸面更大，同時在催化裂化過程中不易生成烷基自由基（烷基自由基之間易結合生成聚合物），因此環烷酸配體比脂肪酸配體的催化劑性能更佳。

催化降黏主要是通過破壞C—S 鍵，脫除有機硫的方式來達到降黏效果，對N、O等雜原子的脫除效果有限，因而催化降黏一般對高含硫或含硫稠油有效，對低硫稠油效果有限。催化降黏反應條件苛刻，反應溫度一般高于200℃，在實際應用中離不開注蒸汽提高溫度，且采出后催化劑的分離回收等問題均需要進一步解決，限制了低油價形勢下該技術在油田中的規模化應用。

4 摻稀降黏

在稠油中摻入有機溶劑（稀油也可被視為一種廣義上的溶劑）也能起到一定程度的降黏作用，該技術被稱為摻稀降黏或稀釋降黏。摻稀降黏的原理是利用溶劑與稠油相似相溶原理稀釋溶解稠油中的膠質與瀝青質，增加膠質、瀝青質分子之間的距離，使稠油中膠質及瀝青質分子之間難以通過氫鍵及分子色散作用力形成規整團簇結構，從而降低黏度。對于有稀油源的稠油區塊，摻稀油降黏是最為便捷有效的一種方式。我國塔河、塔里木、吐哈、遼河、新疆油田等稠油區塊均有通過摻稀方式提高稠油采收率的應用。其中，塔河油田稠油區塊采用摻稀降黏的井次最多，研究較為深入。摻稀降黏效果與摻稀比有關，摻稀量過小時不能充分破壞稠油中的膠質瀝青質聚集體，降黏效果不顯著；稀油摻入量過多時，不但造成稀油資源浪費，同時破壞了原油中的膠體分散體系，導致瀝青質從稠油中析出。因而應根據稀油及稠油特性，確定最佳配比。郭繼香等［5］對塔河油田的摻稀降黏進行了研究。該區塊的平均摻稀比（稀油與稠油的質量比）為1.08∶1，摻稀工藝中溫度不高于90℃。過高溫度易導致稀油中的烴組分揮發，使降黏效果變差。同時，研究發現摻稀降黏工藝中稀油組分并非越輕越好，中質油對特、超稠油的降黏效果比輕質油更顯著［41］。

雖然摻稀降黏具有其他降黏方式難以相比的優勢，如工藝簡單、見效快，但摻稀降黏也存在管輸壓力增加和成本高的不足。隨著稀油不斷開采，稀油資源越來越少，摻稀降黏技術的應用越來越受限制。不少研究者將柴油、生物柴油、甲苯-汽油、輕烴等有機溶劑用于摻稀降黏，但這些溶劑產量較少，成本較高，主要基于室內研究，至今仍未在油田現場大規模應用。

5 微生物降黏

除以上幾種主要的降黏技術外，微生物降黏因其成本低、對儲層傷害小、二次污染少等優點引起了廣泛關注。1926 年，Beckman［42］提出利用微生物提高原油采收率，隨后研究者們通過篩選馴化微生物，發現微生物可降解稠油中的重組分，生成的表面活性劑及小分子等代謝產物可使原油黏度降低，流動性增強。目前，微生物降黏技術在加拿大、美國等油田已進入商業化應用階段。我國在微生物降黏方面也開展了大量的工作，在大慶油田、勝利油田、遼河油田等進行了較大規模的研究和現場試驗。但相較國外的研究進展，我國的微生物降黏技術起步較晚，進展較慢，與國外技術仍有較大差距。微生物降黏主要應用于儲層溫度＜77℃、礦化度＜100 g/L、深度＜2439 m 的開發后期老油田，對于高溫、高礦化度的稠油油藏，菌種篩選和培養難度大，繁殖緩慢。目前，微生物降黏開采在國內稠油開采中仍被視為一種非主流的降黏開采技術。

6 建議

對稠油資源進行經濟有效的開采是當下乃至未來油田工作者的重要研究方向，目前國內外稠油開采的主要方式是通過各種方法降黏開采。不同的降黏開采技術具有自身的優勢和不足：（1）基于蒸汽開采的加熱降黏是發展最早也是應用最廣泛的一種稠油開采方式，其優勢在于適合黏度范圍寬，但蒸汽開采成本高，開采后期蒸汽利用率低。開發耐高溫的化學劑，與蒸汽驅協同作用，控制汽竄提高泄油面積是蒸汽開采的發展方向。（2）火燒油層是一種環保節能的高效開采技術，可對注蒸汽開采后的老油田進一步挖潛增效。與CSS、SAGD及催化劑結合，提高泄油效率和氧氣利用率，開發安全可控的操作工藝是推動該技術成為稠油開采常規技術的攻堅方向。（3）乳化降黏可實現稠油冷采，降低開發成本。但目前乳化降黏劑降黏性能與稠油組分的相關性強，應用范圍窄，難以驅動高黏度超稠油，采出率低。開發新型的耐鹽抗溫強、乳化降黏及洗油效果好、具有一定的黏彈性且采出液易破乳的多功能降黏體系是未來乳化降黏的研究方向。（4）催化降黏可實現重油輕質化，是非常有前景的降黏開采方式之一，但該技術對反應溫度要求高，催化劑性能需進一步改善，目前現場應用較少。開發低成本、在較低溫度下有反應活性的催化劑是催化降黏面臨的重要挑戰。（5）摻稀降黏僅適用于稀油資源充足的稠油區塊，隨著稀油資源變少，摻稀降黏的應用范圍將受到限制，開發性能優異的油溶性降黏劑可降低摻稀比。（6）國內微生物降黏仍處在探索階段，深入研究微生物降黏機理，提高微生物降黏效果，推進微生物降黏礦場應用是微生物降黏的發展方向和目標。