一、开发历程及开采现状
曙一区超稠油油藏发现于七十年代后期，当时由于埋藏深、原油粘度高及工艺技术条件的限制，无法获得工业油流。八十年代后期，辽河油田与加拿大联合开展了“曙一区兴隆台油层超稠油油藏开发可行性研究”，对部分井进行重点取心及蒸汽吞吐试采。九十年代初，随着开发工艺技术的提高，并根据超稠油开发可行性研究成果及曙1-36-234井蒸汽吞吐试采成功，向国家储委申报杜84块、杜212块探明石油地质储量，但由于工艺技术的原因，开发工作并未开展。
1996年6月4日，杜84块曙1－35－40井采用“越泵加热降粘举升工艺”进行蒸汽吞吐开采获得成功，该井第一周期累积注汽2444t，生产了146d，平均日产油12.4t/d，累积产油1812t,使超稠油开采取得了突破性进展，同时打开了曙一区超稠油开采局面。此后，相继投入开发了杜229块、杜84馆陶油层，均取得了较好的开发效果。
截止到2002年底，辽河油区曙一区超稠油累积探明石油地质储量17672×104t，动用石油地质储量6631×104t。由于各种开采工艺技术的不断创新和开发水平的提高，目前年产油量达到200.8×104t，已建成250×104t以上生产规模。
二、地质情况简介
曙一区位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段齐曙上台阶，是辽河油田稠油最富集的区块之一，构造面积约为45Km2，纵向上共发育了六套含油层系。曙一区兴隆台油层砂体主要分为砾岩、砂砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩、含泥砾质砂岩、含泥含砾砂岩、砂岩、不等砾砂岩、含泥砂岩九类，泥质含量7～12%；粘土成分分别为：蒙脱石62%、伊利石23%、高岭石9%、伊蒙混层和绿泥石9.5%；有效孔隙度26～33%，渗透率988～2133×10-3μm2，含油饱和度60-65%，属大孔、高渗储层；50℃时原油粘度平均为20×104mPa·s，20℃时密度为1.0-1.01 g/cm3，胶质沥青质含量49-59%，凝固点25.0℃，含蜡量2.0%；地层温度为38℃-45℃，地温梯度3.8℃/100m；原始压力8.6Mpa，压力梯度1.015MPa/100m，
三、超稠油生产特点
曙一区超稠油地面脱气原油粘度高达20×104mPa.S左右,流动性能很差，可流动温度在80℃左右。以杜84块馆陶油层为例，地面脱气原油粘度（50℃）为22×104mPa.s，在油层温度（36℃）下原油粘度约120×104mPa.s，90℃时粘度2666mPa.s，100℃时粘度为1257mPa.s。从曙1-31-152井长效压力计测试资料中得出，当油层温度低于80℃，油井产量迅速下降到零。原油在地层条件下不流动，因此在开发、输油、贮运和外销的每个环节都必须全程伴热。因此，它的蒸汽吞吐开发具有与普通稠油不同的三大特点：（一）能量消耗大(需要大电机、大电热装置、大注汽锅炉)；（二）生产环节多，生产过程中出现的问题多，作业频率高，如：分层注汽、冲砂、防砂、检泵、大修、侧钻等；（三）操作成本高，其中：热采费占30%；作业费占26%；动力费占12.5%；油水处理费占14.1%，四项合计占操作成本的82.6%。与普通稠油相比，热采费吨油增加73.9元/t，作业费增加76.0元/t，动力费增加40.8元/t，油水处理费增加30.2元/t，四项合计，每吨原油操作成本比普通稠油高出220.9元/t。
四、超稠油在开发过程中，有其独特的开采规律
（一）周期间产量变化规律。可划分为三个阶段：上升阶段（1～3轮），周期产量呈逐渐上升趋势，产量上升率平均为22%；高峰阶段（4～6轮），周期产量稳定在1070t左右；缓慢递减阶段（7轮以后），7轮以后便进入高轮次吞吐阶段，周期产量逐渐下降，平均周期递减率为10%。超稠油的这种产量变化规律，是由超稠油的热敏效应决定的，同时也受加热半径、井底周围含油饱和度的制约。
（二）周期内日产油变化规律。划分为两种开发模式：一是周期生产早期（1～3周期），平均日产油量由零很块上升到23t／d左右，产量日递增平均为1.5t／d左右，油井保持相对高产一段时间，称之谓峰值期，一般为20t/d左右，峰值期过后，除了第一周期由于热能的影响，递减较快外，二、三周期均缓慢递减，直至周期结束。二是第四周期以后，日产油上升阶段逐渐变缓，产量高峰值逐渐降低、滞后，甚至峰值产量消失，缓慢进入递减期。这两种开发模式，生产60d以后，单井周期内产量变化规律驱于一致。
（三）累积采油量与累积注汽量之间存在线性关系。单井累积注汽量在10000—12000t之前，累积注汽量与累积采油量之间呈线性关系，累积注汽量超过这一界限，曲线偏向注汽轴，斜率变缓，开发效果变差。
（四）采注比、回采水率、油汽比变化趋势。
蒸汽吞吐是一个降压开采的过程，采出液量大于注入蒸汽量才能保证下一轮注汽质量。采注比的大小与注汽干度密切相关，同时中周期以后采注比下降快也反映地层能量降低过快，周期递减过大，因此采注比与周期吞吐效果有直接影响。1-5周期采注比不断上升，周期产油量也呈上升趋势。以杜84块2001年投产的79口井为例，采注比由一周期的0.73上升到5周期的2.0，六周期陡降到1.3，此时周期间递减达到36.7%，七周期采注比稳定在1.1，周期间递减降为9.3%。因此控制合理的采注比对于稳定区块产量起到重要作用。曙一区超稠油回采水率1-8呈上升趋势，第8周期回采水率达到峰值100.9%，以后逐渐呈下降趋势,下降率为11%。周期油汽比一到四周期呈上升趋势，平均周期递增率为14.6%，第6周期以后油气比逐渐下降，平均周期递减率为10.6%。超稠油的这种变化规律与其特殊的原油性质、储层条件、举升工艺有着直接关系。
五、对超稠油开发的几点认识
（一）强化地质研究，落实储层和油层产能是超稠油开发的前提。
（二）深化开发机理研究，开展多方位的现场开采试验，寻求超稠油开发新的切入点。
（三）精细油藏经营管理，向管理要产量，在经营中求效益
（四）加强注采工艺研究，不断改进注采工艺设备，提高超稠油开发效果