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河南稠油已发现并投入开发的井楼、古城油田具有“浅、薄、稠、散”的特点。经过十多年的技术攻关，有效地将油层厚度5～10m、纯总比＞0.4的稠油资源投入工业化开发。目前，探明储量资源利用率已达72％；特薄层稠油表外储量资源利用率仅18％。在稠油油田面临后备资源不足、剩余可采储量少、稳产难度日益加大的严峻形势下，如何最大限度地动用特薄层稠油表外储量、确保“十五”乃至“十一五”期间稠油的持续稳产已显得尤为重要。
井楼、古城油田共有特薄层稠油储量1717×104t，按原油性质分类，普通稠油396×104t，特稠油387×104t，超稠油934×104t。这类油藏多为独立油砂体，且与现有主力开发层系叠合程度高，油层埋深一般在150-400m之间，储层物性好，层系组合厚度一般2-5m。该类稠油油藏蒸汽吞吐试采具有周期生产时间短、日产油量低、产量递减幅度大、周期含水上升快、吞吐油汽比低、总体开发指标与主力单元开发指标基本相当的生产特点。课题在分析研究井楼、古城油田3-5m特薄层稠油油藏地质特征的基础上，采用动态财务净现值法，依据河南稠油油田投资和经营成本，结合特薄层稠油油藏蒸汽吞吐试采特点，研究了简洁实用的单井蒸汽吞吐经济极限产量关系式。在合理确定相关参数的基础上，测算了河南油田特薄层稠油蒸汽吞吐开采单井经济极限产量。在对不同深度下特薄层产油量与油层厚度、纯总比之间相关关系研究的基础上，结合特薄层稠油蒸汽吞吐开采单井经济极限产量研究结果，优化研究了返层兼采、一套层系布新井开发、两套层系布新井开发时不同油藏埋深、不同纯总比条件下的蒸汽吞吐油层厚度的下限。
研究绘制了实用的特薄层稠油油藏蒸汽吞吐开采界限图版，确定了只存在一套特薄油层及两套特薄油层时合理的开发井距：对于特薄层稠油油藏，只存在一套特薄油层时，采用100×141m的井距开发；存在两套特薄油层时，采用70×100m的井距开发。数模研究结果表明，特薄层稠油油藏蒸汽吞吐优化的合理注采参数为：注汽量120-140t/m、注汽速度130t/d、井底蒸汽干度60％、排液量15-20t/d、废弃产油量1.0t/d。
为提高特薄层稠油油藏蒸汽吞吐开发效果，研究形成了油藏综合利用技术的对策。 应用该技术对井楼、古城油田特薄层稠油开发进行了总体设计，动用特薄层稠油储量1053×104t，占表外储量总数的61.3％，占可动用层储量(1503×104t)的70.1％；可动用储量包括普通稠油304×104t，特-超稠油749×104t；预计可采储量284.8×104t，平均采收率27.0％，蒸汽吞吐油汽比0.34；主要采用返层兼采方式生产，另可针对特薄层稠油单独部署开发井408口。自2003年以来，河南稠油油田应用该技术相继动用了井楼油田零区、三区、楼资27、楼资28、高浅3井区Ⅲ6、Ⅲ9、Ⅲ10、Ⅳ7、Ⅳ9层和古城油田泌浅10区Ⅳ7、Ⅴ3-5、Ⅵ3层等特薄层稠油表外储量。在依靠老井返层兼采的同时，部署并实施开发井194口。共计动用表外储量518×104t，建产能15.1×104t。
截止2005年11月底，特薄层稠油表外储量开发累积注汽60.65×104t，累积产油22.11×104t，累积油汽比0.36。动用稠油表外储量年产油量连续保持在4.0×104t以上水平，当年产油量已占稠油热采年总产量的1/3。尤其是2005年表外储量年产油量上升到11.72×104t，占稠油热采年总产量的38.8％，取得了较好的蒸汽吞吐开发效果。对河南油田“十五”期间稠油持续稳产、增产起到了举足轻重的作用。该技术较好地指导了特薄层稠油油藏经济有效地合理开发。