目前陆地油气产量增长呈现逐年递减趋势，而国家工业建设和人民群众生活对石油消耗量却在稳步递增，海上油田产量持续增长己经成为国内石油产量增长重要组成部分。渤海油田是国内原油储量和产量都较高的海上油田，其中以稠油储量占其总储量的2/3左右。由于稠油油藏具有储层厚度大、平均渗透率高、非均质性强、原油黏度高和岩石胶结疏松等特点，水驱开发效果较差，水驱采收率一般只有20%左右。因此，海上稠油油田高效开发一直是困扰石油科技工作者的技术难题。在现有研究工作成果基础上，本文以现代油藏工程和提高采收率理论为指导，以数值模拟技术为研究手段，以NB35-2油田为研究平台，开展了“调驱-热采”联合作业效果数值模拟研究。“调驱-热采”就是将以往单独使用的调驱和热流体吞吐技术联合使用，即通过水井注入聚合物弱凝胶，达到调整吸液剖面和补充地层能力目的。通过油井注入多元热流体，大幅度降低井筒附近区域原油黏度，减小渗流阻力，提高产液能力。研究表明，水井调驱效果主要影响因素有：聚合物浓度、段塞尺寸和调驱相隔时间，油井热流体吞吐效果主要影响因素有：注热流体速度、焖井时间、周期注热流体量、注热流体温度和热流体吞吐周期时间。从产出投入比、采收率增幅以及综合评价指标来看，“调驱-热采”联合作业采收率增幅达到7%~14%之间，明显高于单独调驱或热采，甚至高于两者之和。数值模拟研究表明，B17井组单独调驱注入参数优化结果：聚合物浓度、段塞尺寸、“聚:Cr3+”和注聚间隔时间分别为3000mg/L、0.06PV、180:1和12个月。该井组B28井和B29井热流体吞吐参数优化结果：注入量4000m3、注入速度200m3/d、温度280℃、干度0.6、采液速度200m3/d、焖井时间4天、周期时间9个月和周期注入量4000m3。数值模拟还表明，B6、B20m和B3m井组“调驱-热采”各井组最优注采参数为：B6井组注热流体速度、焖井时间、周期注热流体量、注热流体温度、热流体吞吐周期时间、注聚浓度、段塞尺寸、注聚时间间隔及采注比的最优水平分别为：150t/d、3d、3500t、275℃、18个月、3000mg/L、0.04PV、6个月和1.5。B20m井组为140t/d、3d、3500t、270℃、18个月、3500mg/L、0.1PV、6个月和1.5。B3m井组为150t/d、2d、4500t、270℃、9个月、3000mg/L、0.1PV、15个月和1.4。矿场施工结果表明，“调驱-热采”联合作业取得了明显增油降水效果，成为NB35-2油田高效开发的重要技术措施。通过矿场试验统计数据与数值模拟预测结果对比分析，调整了地质模型中部分物性参数，提高了数值模拟预测精度。