辽河断陷曙光油田杜239块大凌河油层属于典型的中厚层状稠油油藏，1990年投入蒸汽吞吐开发，1996年以来通过注汽参数优选，以及吞吐中期以后采取调层补孔、侧钻、选注、选采等措施，提高了储量动用程度，取得了较好吞吐效果，吞吐阶段开发指标高于同类油藏和方案指标，是辽河油田热采稠油油藏采出程度最高的区块(采出程度49.1％)。目前杜239块大凌河油层的实际生产井距为100m，主体部位已加密为70m，进入高周期吞吐，平均吞吐9.5周期，地层压力低及层间矛盾突出为该块主要矛盾，油井继续吞吐的潜力已极为有限，继续蒸汽吞吐基本没有经济效益，面临着产量如何接替的严重问题。利用实测压力资料、吸汽剖面资料、加热半径计算公式、数理统计、数值模拟及油藏工程技术和方法，从大凌河油层蒸汽吞吐开发效果及目前油藏动态情况入手，分析了蒸汽吞吐开发潜力；依据油藏特点建立三维地质模型，生产历史拟合的基础上进行油藏数值模拟研究；采用物质平衡法、数模法及各类监测资料，研究了平面及纵向剩余油；同时，对实施的先导试验效果进行了评价，认为蒸汽段塞驱和间歇蒸汽驱对油藏的相对稳定起了很大作用；最后通过多种挖潜方式对比，优选出该块下一步产量接替技术。得出了以下主要研究成果： (1)经过多年的蒸汽吞吐开发，取得了很好的开发效果。进入吞吐中后期，油层压力下降，开发效果变差，继续依靠吞吐开采，阶段采出程度仅为4.3％。 (2)综合研究结果表明蒸汽驱是杜239大凌河油层下步开发方式转换的主要方向。 (3)在具备转驱的区域采用70m井距，反九点井网，一套层系(上返式开采)整体部署9个汽驱井组，可汽驱生产13年，累积产油68.2×10~4t。 (4)按实际销售价格计算，方案内部收益率10.44％，高于国家及股份公司规定的基准收益率值10％，财务净现值298.4万元，投资回收期6.4年，具有一定的经济效益。但方案抗风险能力较弱。