CN108131124A - 一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法。所述方法包括：部署注采井网；对所述注采井网进行预热，以建立井间热连通和压力连通；转入SAGD阶段，该阶段包括注入过热蒸汽，进行SAGD初期生产；所述SAGD初期生产结束后，注入汽化后的溶剂和过热蒸汽，进行SAGD中期生产；所述SAGD中期生产结束后，注入过热蒸汽，直至SAGD生命期结束。本发明提供的技术方案充分发挥了溶剂稀释溶解降粘、渗透泥岩薄夹层和过热蒸汽热降粘的协同作用，大幅缩短预热时间、提高产油量、降低注汽量和污水处理量，最终提高经济效益。

Description

一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法
技术领域
本发明涉及一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术特别适合于开采原油粘度非常高的超稠油或油砂。最常用的布井方式为在靠近油层底部钻一对双水平井，注采井网间保持5-10m井距。该技术的基本原理是热传导与热对流相结合，蒸汽从上方水平井注入油层，蒸汽向上及侧向移动，依靠受热沥青和冷凝蒸汽的重力作用通过下方水平井开采稠油。
溶剂汽化后与蒸汽混注入油藏，在温度较低的蒸汽腔边界处蒸汽和汽化溶剂冷凝，蒸汽释放潜热，溶剂溶解并稀释原油，两种机理协同作用下能够大幅度降低原油粘度，从而加速蒸汽腔侧向扩展速度，提高SAGD产油速度。目前在Cenovus和Encana公司Christina Lake项目、Connacher公司Algar项目以及Nexen公司Long Lake项目等3个加拿大油砂项目开展了先导试验，采用的溶剂有丁烷、某种混合溶剂(主要成分为C4-C8)和航空煤油(主要成分为C7-C12)，效果差异较大：前面两种溶剂对应产油速度分别增加20％和30％，停注3年后的溶剂回收率分别为70％和89％，而混注航空煤油的先导试验没有取得明显增油效果。
根据Butler提出的相关理论可知，SAGD产油速度主要依赖于油层厚度、水平井长和蒸汽温度下的原油粘度等因素，当油层厚度一定、水平井筒足够长时，只能通过降低原油粘度来提高产油速度，最常用的方法就是提高蒸汽温度。一方面，目前大多数超稠油油藏及油砂SAGD项目多采用高干度(0.9以上)的湿饱和蒸汽，其蒸汽温度与操作压力呈正相关，考虑到盖层稳定性和安全性，操作压力不能无限提高，特别地，当储层埋深较浅(75m<埋深<250m)时，操作压力往往较低(小于3.0MPa)，从而降低油砂SAGD效果；另一方面，操作压力不变的条件下继续提高蒸汽温度，最终形成过热蒸汽。
相比湿饱和蒸汽，过热蒸汽热焓更高、比容更大，在哈萨克斯坦肯基亚克等几个稠油蒸汽吞吐项目现场实施中取得了不错的应用效果，但在超稠油油藏及油砂SAGD项目中尚未见到应用。早期SAGD开发超稠油或油砂埋深在400m以上，不超过破裂压力的情况下，最大注汽压力和注汽温度分别可达3.5MPa和242℃，以干度为0.9以上的湿饱和蒸汽作为注入介质已经能够达到较高单井产能和满足生产需求，但随着开发进行，超稠油或油砂SAGD开发已经扩大规模至埋深在200m以内储层，最大注汽压力和注汽温度低至2.0MPa和212℃，相等蒸汽质量和干度条件下，比容增加74％，只能降低注汽速度，制约着产油速度的提高。若以过热蒸汽作为SAGD注入介质，能够大幅降低蒸汽比容、增加热焓，提高单井注汽速度，，辅以在此更高温度条件下较易汽化的低浓度混合溶剂，有望改善浅层油砂开发效果；400m以上的深层超稠油或油砂应用过热蒸汽，需要隔热管等辅助技术措施、增加成本，否则会大幅降低过热度，导致比容增加，无法采用更高注汽速度，从而降低单井产能。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法，该方法大幅缩短预热时间、提高了产油量、降低了注汽量，综合减少溶剂滞留损失和节约水处理的成本，经济效益显著。
为达到上述目的，本发明提供了一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法，该方法包括以下步骤：
步骤一、在稠油油藏或油砂中部署注采井网，所述注采井网为一对在竖直方向上平行设置的水平井；
步骤二、对所述注采井网进行预热，以建立井间热连通和压力连通；
步骤三、转入SAGD阶段，该阶段包括以下过程：
过程1：注入过热蒸汽，进行SAGD初期生产，使蒸汽腔的发育高度到达储层的中部以上；
过程2：所述SAGD初期生产结束后，注入汽化后的混合溶剂和过热蒸汽，进行SAGD中期生产；其中，所述溶剂为碳原子数≥4的烃类；
过程3：所述SAGD中期生产结束后，注入过热蒸汽，直至SAGD生命期结束。
在上述方法中，优选地，步骤二包括以下过程：向注采井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，直至注入压力超过储层的破裂压力并骤降，且注采井产生压力响应；向注采井注入过热蒸汽进行循环预热，直至注采井之间形成热连通和压力连通。
在上述方法中，优选地，所述有增粘剂的水溶液的温度不超过100℃。
在上述方法中，优选地，向注采井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，直至注入压力超过储层的破裂压力并骤降，且注采井产生压力响应包括以下过程：
向位于竖直方向上部的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，直至位于上部的水平井的注入压力超过储层的破裂压力并骤降，同时位于下部的水平井产生压力响应；向位于竖直方向下部的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，直至位于下部的水平井的注入压力超过储层的破裂压力并骤降，同时位于下部的水平井产生压力响应。这一过程可以根据实际情况重复操作，直至位于上部的水平井和位于下部的水平井之间产生压力响应。
在上述方法中，优选地，步骤二包括以下过程：
过程1：向位于竖直方向上部的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，直至位于上部的水平井的注入压力超过储层的破裂压力并骤降，同时位于下部的水平井产生压力响应；
过程2：向位于竖直方向下部的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，直至位于下部的水平井的注入压力超过储层的破裂压力并骤降；
过程3：关闭位于上部的水平井，同时监测位于下部的水平井是否产生压力响应：
如果监测到位于下部的水平井产生压力响应，则表明位于上部的水平井和位于下部的水平井之间已经产生压力响应；否则，重复过程1和过程2的操作，直至位于上部的水平井和位于下部的水平井之间产生压力响应；
过程4：向竖直方向上的两水平井注入过热蒸汽进行循环预热，直至两水平井之间形成热连通和压力连通。
在上述方法中，优选地，在步骤二中，过程1开始前，该方法还包括向竖直方向上的两水平井注入过热蒸汽进行循环预热，直至蒸汽到达水平井的趾端的步骤。
在上述方法中，优选地，步骤二的过程1包括：向位于竖直方向上部的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，阶梯式逐步提升逐步注入速度，当注入压力小于储层破裂压力的差值在0.5MPa以内时，不再提升注入速度，维持当前的注入速度，直至监测到注入压力超过储层的破裂压力并骤降，同时位于下方的水平井产生压力响应。
在上述方法中，优选地，在步骤二的过程1中，采用分段注入的方式向位于竖直方向上部的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液。
在上述方法中，优选地，步骤二的过程2包括：向位于竖直方向下部的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，阶梯式逐步提升逐步注入速度，当注入压力小于储层破裂压力的差值在0.5MPa以内时，不再提升注入速度，维持当前的注入速度直至位于下部的水平井的注入压力超过储层的破裂压力并骤降。
在一个具体实施方式中，对所述注采井网进行预热，以建立井间热连通和压力连通包括以下过程：
向竖直方向上平行设置的一对水平井注入过热蒸汽进行循环预热，直至蒸汽到达水平井的趾端；
向竖直方向上位于上部的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，注入过程中阶梯式逐步提升注入速度，每阶段维持在2h以内，当注入压力接近储层破裂压力时不再提升注入速度，维持当前的注入速度直至监测到注入压力超过储层的破裂压力并骤降，同时位于下方的水平井产生压力响应；
参照上述操作，向位于下方的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，注入过程中阶梯式逐步提升注入速度，当注入压力小于储层破裂压力差值在0.5MPa以内时，不再提升注入速度，维持当前的注入速度直至位于下部的水平井的注入压力超过储层的破裂压力并骤降；
关闭位于上部的水平井，同时监测位于下部的水平井是否产生压力响应：
如果监测到位于下部的水平井产生压力响应，则表明位于上部的水平井和位于下部的水平井之间已经产生压力响应；否则，重复上述操作，直至位于上部的水平井和位于下部的水平井之间产生压力响应；
向竖直方向上的两水平井注入过热蒸汽进行循环预热，直至两水平井之间形成热连通和压力连通。
本发明提供的技术方案对增粘剂没有特别限定，只要是能够起到增粘效果的助剂都能够应用本发明提供的技术方案中，例如：聚丙烯酰胺、二甲苯和柴油中的一种或几种的组合。
在上述方法中，优选地，所述注采井之间的垂向距离为5-10m，水平距离为50-125m。
在上述方法中，优选地，在所述注采井网网中，将注汽井划分为3段以上，每一个井段均安装了注汽阀，以及与所述注汽阀相连的PID控制器；不同井段之间采用封隔器进行密封隔离；其中，
所述注汽井上安装了温度监测仪，所述温度监测仪用于实时监测所述注汽井各个井段的注采温度差；所述温度监测仪可以是热电偶或者测温光纤；
所述PID控制器用于根据所述注汽井各个井段的注采温度差，自动调整各个注汽阀的开启状态和打开程度，以实现所述注汽井分段注汽压力的智能化调控。
在上述方法中，优选地，在所述注采井网中，生产井采用双管管柱。
在上述方法中，转入SAGD阶段后，基于实时监测的所述注汽井各个井段的注采温度差，PID控制器可以计算(计算流程如图3所示)并自动调整各个注汽阀的开启状态和打开程度，以实现所述注汽井分段注汽压力的智能化调控。
在上述方法中，优选地，在步骤三中所述的，进行SAGD初期生产包括以下过程：
注入过热蒸汽直至蒸汽腔的发育高度到达储层的中部以上，以达到扩大后续注入溶剂与储层的接触面积、降低溶剂早期回采、充分发挥溶剂加快蒸汽腔扩展速度的作用。其中，所述蒸汽腔的发育程度可以通过跟踪数值模拟技术和温度观察井等动态监测资料进行判断。
在上述方法中，优选地，在步骤三所述的过程2中，注入汽化后的溶剂和过热蒸汽时，所述汽化后的溶剂的体积占所述汽化后的溶剂和过热蒸汽的总体积的5-15％。
在上述方法中，优选地，在步骤三所述的过程2中，所述SAGD中期生产的时间为1-5年。
在上述方法中，优选地，所述稠油油藏或油砂的埋深小于500m。
在上述方法中，优选地，所述稠油油藏或油砂的地质特性满足以下条件：
连续油层厚度大于15m，孔隙度大于20％，水平渗透率大于500mD，垂向/水平渗透率比值大于0.2，含油饱和度大于50％，在油层温度下脱气原油粘度大于10000mPa.s。所述限定条件为本发明技术方案需要满足的储层条件，主要是满足SAGD界限。
在上述步骤三所述的过程2中，所述溶剂可以根据具体实施过程中稠油的性质和操作压力进行调整，所述溶剂在蒸汽腔边界上或操作压力对应的温度条件下能够冷却；优选地，所述溶剂为碳原子数≥4的烃类；更优选地，所述溶剂包括稀释剂(C4-C11)、轻石脑油(C5-C9)和航空煤油(C7-C12)中的一种或几种的组合，在实际操作过程中，可以根据组分和溶解降粘实验进一步优选。
在上述方法中，优选地，所述过热蒸汽为干度大于0.9的湿饱和蒸汽，但不限于此；采用本发明提供的注入介质(过热蒸汽)在降低对注采管柱结构的破坏的同时，能够快速、有效地使注采井间建立热连通和压力连通。
在上述方法中，所述过热蒸汽的温度可以根据瞬时油汽比ISOR的经济界限(所述ISOR的经济界限可以根据不同温度下过热蒸汽和常规湿蒸汽的热焓值确定)、过热损失、注采井网的管材及成本、举升泵的耐温条件以及模拟预测的生产动态指标等因素予以确定，在实际操作中可灵活应用；优选地，所述过热蒸汽的井底温度为300-350℃，对应的过热度为30-150℃(所述过热度是指：过热温度与饱和温度之差)。
在上述方法中，优选地，在步骤二中，向注采井注入过热蒸汽进行循环预热时，控制井底压力在地层破裂压力以下，这样能够在注采井间形成高孔高渗扩容带，增强热对流作用，快速建立井间热连通和压力连通。
在上述方法中，最后以所述过热蒸汽作为注入介质，直至完成SAGD生产，可以进一步提高溶剂的回收率、降低溶剂的损失成本。
在上述方法中，注入过热蒸汽时，可以将以重油或天然气为燃料的过热蒸汽发生装置安装在距离平台或井对尽可能近的位置，以降低地面热损失和压力损失。
在上述方法中，优选地，该方法还包括对产出的乳状液和气体进行处理，以回收溶剂的步骤；其中，所述乳状液中含有液相溶剂，所述气体中含有汽化溶剂。
在一个具体实施方式中，对产出的乳状液和气体进行处理和回收包括以下过程：
将生产井的井口与分离器(所述分离器包括计量化验分离器或组合分离器)相连，气相管线和液相管线两部分构成溶剂回收系统，经过处理进行回收或循环注入，最后进入中央分离站。
本发明具有以下技术优势：
(1)注采井网先进行过热蒸汽循环预热，后同时泵入添加聚合物和溶剂的热污水或过热蒸汽，达到瞬时注汽压力超过破裂压力，继续进行循环预热，这一工艺过程能够大幅缩短预热时间、降低循环预热注汽量、提高初产；
(2)与常规注采井网相比，智能注采井网能够根据实时监测的沿程各井段注采温度差计算并自动调整注汽压力，能够提高沿程蒸汽腔均匀发育程度和动用程度；
(3)通过注入低浓度的溶剂(如：主要成分介于C4-C11的稀释剂)与高过热度的过热蒸汽辅助重力泄油，相比常规采用的湿饱和蒸汽SAGD技术，采收率提高了1.6％，汽油比降低了0.2，经济效益显著；
(4)充分发挥了溶剂稀释溶解降粘和过热蒸汽(提高干度产生的潜热和增加过热度带来的潜热)热降粘的协同作用，大幅提高了产油量、降低了注汽量，综合减少溶剂滞留损失和节约水处理的成本，经济效益显著。
附图说明
图1为分段注汽井和双管生产井的结构示意图；
图2为智能注汽井调控分段注汽压力示意图；
图3为智能注汽井调控分段注汽压力流程算法示意图；
图4为溶剂与过热蒸汽混注的工艺流程图；
图5为SAGD井对生产工艺流程图；
图6为气相和液相溶剂地面回收流程图；
图7为湿蒸汽与不同温度下的过热蒸汽的采收率与汽油比结果图；
图8为溶剂辅助过热蒸汽和湿蒸汽进行SAGD生产的采收率以及增比图；其中，增比指的是相对溶剂辅助湿蒸汽SAGD方案，溶剂辅助过热蒸汽SAGD方案采收率增加百分比。
图9为溶剂辅助过热蒸汽和湿蒸汽进行SAGD生产的增油/溶剂损失比以及增比图；其中，增油/溶剂损失比反映在油藏中单位溶剂滞留量下的增油量，增比指的是相对溶剂辅助湿蒸汽SAGD方案，溶剂辅助过热蒸汽SAGD方案增油/溶剂损失比增加的百分比；
图10为不同预热方式的预热效果对比图；
主要附图标号说明：
1：悬挂器，2：封隔器，3：注汽阀，4：短管，5：长管。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例
本实施例提供了一种利用溶剂与过热蒸汽辅助重力泄油的方法。
本实施例以某油砂区块为研究对象，该区块埋藏较浅，埋深介于170-200m，对应的最大操作压力小于2.3MPa，平均厚度较薄，仅为15-20m，油藏条件下脱气原油粘度大于107mPa.s，原始油藏压力和温度分别为0.4MPa和6℃。
1)根据油藏的地质参数、流体性质，确定采用双水平井SAGD技术进行平台式布井；
水平井的长度为850m、注采井的垂向间距为5m、水平井距为125m；注入井为6段式智能井(5×170m)，生产井为双管结构，长管至筛管跟部，短管伸出长度离筛管跟部为100m；
如图1所示，在注采井网中，注汽井的井口处设有悬挂器1，注汽井划分为5段以上，每一个井段均安装了一个注汽阀3和一个与之相连的PID控制器；不同井段之间采用封隔器2进行密封隔离；生产井采用水平双管注汽管柱，其包括短管4和长管5。注汽井上安装了温度监测仪，所述温度监测仪用于实时监测注汽井各个井段的注采温度差；PID控制器用于根据注汽井各个井段的注采温度差，自动调整各个注汽阀的开启状态和打开程度，以实现注汽井分段注汽压力的智能化调控(如图2和图3所示)；其中，PID控制器实现注汽井分段注汽压力的智能化调控的流程如下：
设定subcool(“subcool”在本领域中定义为：近似为各井段对应的注汽温度与产液温度的差值)目标值为5℃；
获取所述注汽井各个井段的注采温度差与所述subcool目标值的偏差，利用PID控制方程计算分段注汽压力，并通过PID控制器自动调整各个注汽阀的开启状态和打开程度。
2)对注采进网进行预热，预热过程如下：
先对注采井分别以80m3/d和120m3/d注汽速度同时进行过热蒸汽循环预热10d；
然后向注采井同时泵入添加了混合聚丙烯酰胺和稀释剂的热污水，注入井采用阶梯式逐步提升注入速度的方式进行泵注，注入速度依次为5m3/h、10m3/h和15m3/h，每一阶段持续2h，当注入速度提升至20m3/h时，持续0.7h后注入压力瞬时超过储层破裂压力(5.1MPa)后骤降，对应生产井的压力由3.4MPa降为3.3MPa；
整个阶段生产井的注入速度维持在20m3/h(底水过渡带存在增压缓慢)，生产井同样采用阶梯式提升注入速度的方式进行泵注，注入速度依次为30m3/h和40m3/h，每阶段持续15min，当注入速度提升至50m3/h后持续20min，观察到注入压力瞬时超过储层破裂压力(5.0MPa)后骤降，此时关闭注入井，持续25min，观察到明显的上方注入井压力缓降现象，表明此时注采井间形成了较好的应力扩容范围，该阶段总入量在960m3；
继续进行循环预热90d，实现热连通和压力连通，具备了转为SAGD生产条件。
进行过热蒸汽循环预热过程中，注汽压力为2.0MPa，对应饱和蒸汽温度为212.4℃，井底蒸汽干度为0.95，生产井采用5℃subcool控制。
同平台相邻3井组预热时间对比如图10所示，其中，循环预热井组1和循环预热井组3仅采用蒸汽进行预热，它们的有效预热时间分别为187d和197d，蒸汽用量分别为39691m3和53756m3；而快速预热井组2位于两井组中间位置，其先采用“聚丙烯酰胺+稀释剂+60℃温水”的增压扩容技术，后进行过热蒸汽循环预热，有效预热时间为83d，蒸汽用量为20950m3，预热时间和蒸汽用量较循环预热井组1和3均有大幅缩减(平均缩短预热时间56％和蒸汽用量55％)。
3)转入SAGD阶段，此时可以根据实时监测的各井段注采温度差，求取与subcool目标设定值的偏差，利用PID控制方程计算分段注汽压力，并通过PID控制器自动调整各个注汽阀的开启状态和打开程度，实现注汽井分段注汽压力的智能化调控。
SAGD阶段包括以下过程：
①以过热蒸汽作为注入介质，进行SAGD生产，直至蒸汽腔发育高度到达储层中部以上，以起到扩大后续注入溶剂与储层的接触面积、降低溶剂早期回采、充分发挥溶剂加快蒸汽腔扩展速度作用。这一过程通过数值模拟方法对比评价了不同温度的过热蒸汽SAGD效果：
选取以下8种不同的蒸汽：井底温度为212.4℃，干度为95％的湿饱和蒸汽(基础方案)、井底温度为212.4℃的干饱和蒸汽、以及井底温度分别为270℃、300℃、350℃、400℃、450℃和500℃的过热蒸汽，根据过热蒸汽和常规湿蒸汽的热焓值依次确定上述8种不同的蒸汽的瞬时汽油比ISOR的经济界限为6.0、5.8、5.5、5.4、5.2、5.0、4.8和4.7；对比上述8种不同的蒸汽的动态指标(采收率、累积汽油比cSOR，见图7)，综合考虑井筒热量与过热度损失和螺杆泵耐温极限，确定最优的过热蒸汽的温度在350℃左右。
②通过数值模拟方法对比评价了以下不同方案的生产动态指标(采收率、汽油比、溶剂回收率和增油/溶剂损失比等)，对比结果如图8(图8中增比指的是相对溶剂辅助湿蒸汽SAGD方案，溶剂辅助过热蒸汽SAGD方案采收率增加的百分比)和图9所示(图9中增油/溶剂损失比反映了在油藏中单位溶剂滞留量下的增油量，增比指的是相对溶剂辅助湿蒸汽SAGD方案，溶剂辅助过热蒸汽SAGD方案增油/溶剂损失比增加百分比)：
方案1：单纯注入湿饱和蒸汽(95％干度的湿蒸汽)；
方案2：单纯注入过热蒸汽(井底温度为350℃)；
方案3：溶剂(10vol％)与湿饱和蒸汽混注；
方案4：溶剂(10vol％)与过热蒸汽(井底温度为350℃)混注。
其中，方案3和4中所采用的溶剂选自以下6种不同的物质：丁烷(C4)、戊烷(C5)、己烷(C6)、庚烷(C7)、辛烷(C8)和稀释剂(主要烃组分介于C4-C11，C4-C5、C6-C8和C9-C11摩尔分数依次为46.85％、48.13％和5.02％；不考虑成本条件下，C5-C7组分摩尔分数越高越好)分别对它们进行模拟实验，模拟实验的过程如下：
将汽化后的溶剂与蒸汽作为注入介质，前者占总体积的10％，持续SAGD生产3年后，停止注入溶剂、单注蒸汽，直至平台SAGD生命期结束。其中，注入溶剂、蒸汽的过程如图1所示，在到达注汽井口之前，使用泵将溶剂罐中的溶剂注入注汽管线中，根据注汽管线和溶剂管线上的流量计调控合理的注入汽化溶剂浓度(体积分数)；此外，如图5和图6所示，生产井井口与计量化验分离器或组合分离器相连，气相管线和液相管线两部分构成溶剂回收系统，经过处理进行回收或循环注入，最后进入中央分离站。
从模拟实验的结果可以看出：
1)溶剂和蒸汽辅助SAGD生产的效果优于单纯注蒸汽的SAGD生产的效果；
2)对于湿饱和蒸汽和过热蒸汽而言，丁烷的效果较差，戊烷及以上溶剂均能获得较高的采收率、溶剂回收率和增油溶剂损失比，最优溶剂分别为戊烷和己烷；
3)相比湿饱和蒸汽，混注稀释剂与过热蒸汽进行SAGD生产的效果更优：采收率提高1.6％，汽油比降低0.2，考虑到稀释剂相对廉价，该技术方法还可以进一步提升了项目经济效益。

Claims (11)

1.一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法，其包括以下步骤：
步骤一、在稠油油藏或油砂中部署注采井网，所述注采井网为在竖直方向上平行设置的一对水平井；
步骤二、对所述注采井网进行预热，以建立井间热连通和压力连通；
步骤三、转入SAGD阶段，该阶段包括以下过程：
过程1：注入过热蒸汽，进行SAGD初期生产，使蒸汽腔的发育高度到达储层的中部以上；
过程2：所述SAGD初期生产结束后，注入汽化后的溶剂和过热蒸汽，进行SAGD中期生产；其中，所述溶剂为碳原子数≥4的烃类；
过程3：所述SAGD中期生产结束后，注入过热蒸汽，直至SAGD生命期结束。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤二包括以下过程：
向注采井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，直至注入压力超过储层的破裂压力并骤降，且注采井产生压力响应；
向注采井注入过热蒸汽进行循环预热，直至注采井之间形成热连通和压力连通。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，所述含有增粘剂的水溶液的温度不超过100℃。
4.根据权利要求2或3所述的方法，其中，向注采井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，直至注入压力超过储层的破裂压力并骤降，且注采井产生压力响应包括以下过程：
向位于竖直方向上部的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，直至位于上部的水平井的注入压力超过储层的破裂压力并骤降，同时位于下部的水平井产生压力响应；
向位于竖直方向下部的水平井注入过热蒸汽或含有增粘剂的水溶液，直至位于下部的水平井的注入压力超过储层的破裂压力并骤降，同时位于下部的水平井产生压力响应。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，所述注采井之间的垂向距离为5-10m，水平距离为50-125m。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在所述注采井网中，注汽井划分成至少3个井段，每一个井段均安装了注汽阀，以及与所述注汽阀相连的PID控制器；不同井段之间采用封隔器进行密封隔离；其中，
所述生产井上安装了温度监测仪，所述温度监测仪用于实时监测所述注汽井各个井段的注采温度差；
所述PID控制器用于根据所述注汽井各个井段的注采温度差，自动调整各个注汽阀的开启状态和打开程度，以实现所述注汽井分段注汽压力的智能化调控；
优选地，在所述注采井网中，生产井采用双管管柱。
7.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤三所述的过程2中，注入汽化后的溶剂和过热蒸汽时，所述汽化后的溶剂的体积占所述汽化后的溶剂和过热蒸汽的总体积的5-15％；
优选地，所述SAGD中期生产的时间为1-5年；
更优选地，在步骤三所述的过程2中，所述溶剂包括稀释剂、轻石脑油和航空煤油中的一种或几种的组合。
8.根据权利要求1所述的方法，其中，所述稠油油藏或油砂的埋深小于500m；
优选地，所述稠油油藏或油砂的地质特性满足以下条件：
连续油层厚度大于15m，孔隙度大于20％，水平渗透率大于500mD，垂向/水平渗透率比值大于0.2，含油饱和度大于50％，在油层温度下脱气原油粘度大于10000mPa.s。
9.根据权利要求1所述的方法，其中，所述过热蒸汽为干度大于0.9的湿饱和蒸汽；
优选地，所述过热蒸汽的井底温度为300-350℃，对应的过热度为30-150℃。
10.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤二中，向注采井注入过热蒸汽进行循环预热时，控制井底压力在地层破裂压力以下。
11.根据权利要求1所述的方法，其中，该方法还包括对产出的乳状液和气体进行处理，以回收溶剂的步骤。
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