CN114427392A - 一种开采稠油油藏的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种开采稠油油藏的方法，包括下述步骤：S1.确定待开采区域，并在所述待开采区域设置至少一口注入井和一口生产井；S2.向所述注入井中注入包含水蒸气、氮气和二氧化碳的第一段塞；S3.向所述注入井中注入包含氮气的第二段塞；S4.向所述注入井注入包含二氧化碳的第三段塞，从而在所述生产井中产出包含原油的产物；以及任选地，重复进行步骤S2、S3和S4。本发明通过利用水蒸气、氮气和二氧化碳作为驱替介质，并采用特定的注入方式，有效提高了稠油油藏的采收率。
Description
技术领域
本发明涉及石油勘探领域，具体涉及一种开采稠油油藏的方法。
背景技术
全球稠油资源极为丰富，稠油、油砂和沥青的剩余地质储量约为8000亿吨，约占全球总石油资源量的70％。委内瑞拉拥有世界稠油总量的48％，其次是加拿大，占总量32％，接下来的稠油大国是俄罗斯、美国和中国(储量第七)，稠油年产量高达1.127×108t以上。我国已在12个盆地发现了70多个稠油油田，探明储量40亿吨。其中，储量最多的是辽河油田，然后依次是胜利油田、克拉玛依油田和河南油田，海上稠油集中分布在渤海地区，储量约26亿吨。蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等是稠油生产的主要方式，全球热采年产规模5000万吨以上。其中，中国稠油年产油量约1600万吨，吞吐开采约占热采产量的85％。
稠油热采是通过加热方式将地下储集岩石孔隙中的原油黏度下降，流动能力增强，从而将稠油从地质储层中采出的过程。热采技术主要包括：蒸汽吞吐、蒸汽辅助重力泄油、蒸汽驱、火烧油层和井底电加热。能够用来加热地层的方法有水蒸汽、热水或地下燃烧、电加热和电磁加热等。利用水蒸汽是最常见的加热方法。稠油注水蒸汽热采的种类很多，比如，按驱动方式，可将稠油注蒸汽开采分为蒸汽吞吐和蒸汽驱两个阶段，这是国外通常的做法。蒸汽驱往往在数个周期蒸汽吞吐后进行。蒸汽吞吐(Huff and Puff)是单井作业，每口井既是注汽井又是生产井。它有时又称油井激励处理(Steam Stimulation)、循环注蒸汽(Cyclic Steam Injection)、周期注蒸汽、蒸汽浸泡等。蒸汽吞吐这一工艺技术的每一循环包括三个步骤：注汽阶段(吞)——关井(焖井)阶段——采油阶段(吐)。蒸汽驱是指从注汽井持续注汽而从相邻生产井持续产油的过程。蒸汽驱过程至少涉及到一口注入井和一口采油井(或称生产井)。
蒸汽吞吐方法简单，经济风险性小，每口井可进行5～8周期以上的吞吐作业，采油速度高，但原油采收率低，仅10％～20％，损失大量可采储量。蒸汽吞吐有效加热半径小于30m，所以多周期吞吐后仍会有大量剩余油滞留在地层中。蒸汽驱采油是稠油油藏经过蒸汽吞吐采油之后，为进一步提高采收率而采取的一项热采方法，因为蒸汽吞吐采油只能采出各个油井附近油层中的原油，在油井与油井之间还留有大量的死油区。蒸汽驱采油，就是由注入井连续不断地往油层中注入高干度的蒸汽，蒸汽不断地加热油层，从而大大降低了地层原油的粘度。注入的蒸汽在地层中变为热的流体，将原油驱赶到生产井的周围，并被采到地面上来。蒸汽驱一般采用面积井网形式，由注入井连续注汽，生产井连续采出原油。蒸汽驱过程中，有多种机理在不同程度地起作用，包括降黏作用、蒸汽的蒸馏作用、热膨胀作用、油的混相驱作用、溶解气驱作用和乳化驱作用等。其中起主导作用的是降黏作用、蒸汽的蒸馏作用、热膨胀作用和油的混相驱作用。蒸汽驱(Steam Flooding)从原理上可以弥补蒸汽吞吐的不足，可以实现整个油藏有效动用，但技术需求高、投入大、能耗高，是否能够取得较高的采收率和经济效益，则取决于油藏地质条件和工艺技术的先进性和适应性。影响蒸汽吞吐和蒸汽驱效果的因素很多，地质上主要有油藏厚度、深度、岩性、流体性质、非均质性等；工程上主要有井网形式、井型及管柱、注汽方式等，地面工艺包括锅炉的参数、地面管汇流程等。
几乎所有的地层都或多或少存在一定程度的非均质性，这种非均质性可以表现在储集体平面上的非均质，即层内非均质；又可以表现为纵向上的非均质，即层间非均质；还有微观孔隙尺度上的非均质等多种尺度的非均质。由于非均质性的存在，注入到地下的驱替介质，会优先沿着容易流动的通道前进，形成所谓的高渗通道。由于高渗通道的存在，在稠油热采过程中很容易形成蒸汽突进(汽窜)，造成油井过早高含水甚至水淹。无论吞吐还是蒸汽驱汽窜都是导致失败的主要因素之一。工程师们采取了各种物理的、化学的方法防止和治理汽窜，各种堵水控水材料和工艺被研发应用，但大多存在有效性差、有效期短、成本较高等不足。并且现有堵调材料多需要在地层中某一部位成胶形成堵塞，但成胶时间的可控性一直是一个难题。
在驱替效率方面，有的研究人员尝试在水蒸汽的基础上添加一些化学剂或气体改善注蒸汽的效果，这些化学剂往往是不同种类的降粘剂或表面活性剂，常用的气体主要为二氧化碳、氮气或这些气体的混合物。
发明专利《超临界多源多元热流体注采系统及注采方法》(公开号CN106640008A)介绍了一种超临界多源多元热流体注采系统及方法，利用该系统和方法，可以生成含有超临界水、二氧化碳的超临界多源多元热流体并通过油管注入到地层中进行稠油开发，主要为一种装置系统和方法。
发明专利《一种多元热流体吞吐开采稠油油藏的方法》(公开号CN104314541A)的主要特点则在于将泡沫剂与多元热流体一起注入油藏，其主要目的是方法可以有效抑制向邻井的气窜和指进现象，提高稠油油藏的采收率。
发明专利《一种组成可调节的多元热流体采油工艺》(公开号CN103590788A)介绍了一种调节多元热流体中气体组成的方法，其主要做法是通过控制加入到反应器中的氧气的纯度而获得具有不同质量比的烟气与热水/水蒸汽的多元热流体。
发明专利《一种用于稠油油藏的多元热流体生产工艺以及热采工艺》(公开号CN102606121B)公布了一种多元热流体的生产工艺以及热采工艺，分别生产水蒸汽、二氧化碳、氮气，然后将所产生的水蒸汽、二氧化碳、氮气按如下体积百分比混合成多元热流体：水蒸汽40％-90％、二氧化碳0-30％、氮气0-30％。
发明专利《一种用于稠油油藏的多元热流体生产工艺以及热采工艺》(公开号CN102606122B)获取多元热流体的生产工艺以及热采工艺，则包括如下步骤：将空气加压并分离得到高纯氮气和富氧空气；将得到的富氧空气加压后用于产生部分多元热流体；将产生的部分多元热流体与得到的高纯氮气混合。所述多元热流体生产工艺具有组分可调的特点。
发明专利《多元热流体复合体系驱油方法》(CN104632161A)主要针对水驱普通稠油油藏开发后期形成了一种多元热流体复合驱油方法，主要步骤为a.注入0.15～0.2倍地层孔隙体积的热水和烟道气混合物；b.将泡沫剂溶液注入注水井25～30d；c.将降粘剂溶液注入注水井5～10d；d.注热水和烟道气混合物60～80d；e.重复步骤b、c、d。该发明将油藏中常规水驱不能采出的大量剩余油驱出，从而大幅度提高水驱后稠油油藏采收率。
发明专利《一种多元热流体辅助重力驱替工艺》(公开号CN102587878A)提供了一种用于开采超稠的或特稠的稠油油藏的多元热流体辅助重力驱替工艺，包括在所述稠油油藏的上部部署一水平式注入井，在所述稠油油藏的下部部署一水平式生产井；在对所述注入井和所述生产井循环预热后，从所述注入井注入所述多元热流体，然后从所述生产井开采稠油。
上述技术的发展在一定程度上带动了稠油油藏开发技术的进步，但这些技术方法并不总是有效，还存在着针对性不强，推广性不够和成本高等不足，尤其对于油层厚度小、非均质性强的特超稠油油藏效果不明显。此外，这些技术在单井吞吐应用多，整个油藏应用少，因此，波及系数比较低，会将大量的井间剩余油滞留在地层中，不能开采出来。
为了改善这一类油藏的开发效果，提高开发效益，有必要建立一种针对薄层、非均质和特超稠油油藏的整体驱替技术代替单井吞吐技术。
发明内容
鉴于上述现有技术中存在的问题，本发明的目的之一在于提供一种开采稠油油藏的方法，通过利用水蒸气、氮气和二氧化碳作为驱替介质，并采用特定的注入方式，有效提高了稠油油藏的采收率。
本发明的目的之二在于提供一种与目的之一相对应的应用。
为实现上述目的之一，本发明采取的技术方案如下：
一种开采稠油油藏的方法，包括下述步骤：
S1.确定待开采区域，并在所述待开采区域设置至少一口注入井和一口生产井；
S2.向所述注入井中注入包含水蒸气、氮气和二氧化碳的第一段塞；
S3.向所述注入井中注入包含氮气的第二段塞；
S4.向所述注入井注入包含二氧化碳的第三段塞，从而在所述生产井中产出包含原油的产物；以及
任选地，重复进行步骤S2、S3和S4。
本申请的发明人在广泛深入地研究了稠油油藏中原油的分布规律，尤其是经吞吐开采的稠油油藏中剩余油的分布规律和多相渗流特征的基础上，充分利用热量并耦合多种提高采收率原理，提高了本发明的实现稠油油藏整体驱替开发的油藏开采方法。本发明可以耦合水蒸汽及其他气体的加热降黏、气体增能、降低界面张力、降低多相流动阻力、防止汽窜等多种驱替机理，并利用改变汽气驱替组合和段塞设计，在油藏中形成多段式多相多组分渗流，提高地层能力和驱替压差，提高驱替效率和波及系数，弥补蒸汽吞吐和其它方法的不足，实现稠油油藏高效开发和提高采收率的目的。
本发明所涉及的主要原理在于：
(1)大部分稠油在原始地层条件下，属于非牛顿流体、存在一个转化温度，高于该温度会转化为牛顿流体，其流动符合牛顿流体流动规律。
(2)大部分稠油都存在一定的屈服值，高于该驱动力，就会产生流动。因此，使稠油在地层中产生流动需要两个基本条件：降低稠油的粘度和提供一定的驱替压力。
(3)大多稠油油藏都属于高渗油藏，储层孔隙喉道半径较大，可以为多相流体的渗流提供足够的空间，因此，稠油油藏开发过程中流体流动的主要矛盾不是因为空间受限而是因为过高流度引起的窜流现象。蒸汽驱是把高温蒸汽作为载热流体和驱动介质，从注汽井持续注汽，从相邻生产井持续产油，利用注入的热量和质量提高驱油效率的过程。一定干度的水蒸汽通过管柱注入到地层中，可以加热地层中的流体和岩石，其中原油粘度会随着温度升高呈现明显下降，流动性增加，转变为牛顿流体。同时水蒸汽由于失去热量会产生凝析作用，由蒸汽态转化成为液态。蒸汽由注入井到生产井的过程中，会形成几个温度不同的区：蒸汽区及部分凝结水区、热水区、热油带和原始油带。在不同温度区内，稠油、水蒸汽、地层水的粘度和流变性会因为温度变化发生明显变化，导致呈现复杂的多相渗流特征。粘度比(流度比)是影响多孔介质中多相流体流动能力的主要因素，在高温蒸汽区，水蒸汽以汽相存在，水蒸汽的粘度远远低于原油粘度，因此汽相流度远高于油相，就容易导致汽窜发生；在凝结区，水蒸汽开始转换为热水，此时出现汽相、水相和油相的三相渗流区，且水相粘度大于水蒸汽粘度；热水区则主要表现为油水两相流动，此时原油粘度开始回升。热油带主要表现为束缚水条件下的低粘度原油单相流动。冷油带表现为束缚水条件下的高粘度油单相流动。本发明是基于上述基本原理和稠油热采过程中的物理化学过程，通过设计水蒸汽和气体的注入方式、注入时机、注入量，实现对相对渗透率的调整，提高油相渗透率、控制汽窜和水窜，改善开发效果。
根据本发明，第一段塞的主要作用是使地层升温、稠油降粘，其中二氧化碳在高温作用下通过溶解扩散作用优先进入稠油中起到降粘效果，由于重力分异作用，一部分氮气会往油层上部运移，发挥隔热作用，一部分氮气以气泡形式滞留在孔隙中起到调堵作用，还有一部分会与原油形成气泡油，降低油相粘度。
根据本发明，第一段塞的注入压力低于破裂压力。
根据本发明，第二段塞注入的目的是在第一段塞后继续发挥驱替作用，利用氮气的上覆作用扩大纵向波及，与原油形成气泡油，降低油相粘度。
根据本发明，第三段塞的作用是利用第一段塞和第二段塞的隔断作用，使注入的二氧化碳段塞充分与油藏中的剩余油发生扩散溶解作用，产生持续渗流。
根据本发明，注入井和生产井的设置方式没有限制，可以根据需要采用水平式注入井和水平式生产井，也可以根据需要采用垂直式注入井和垂直式生产井；注入井和生产井之间的位置关系(例如井距)也可以根据实际需要进行常规选择，这些并不是本发明的重点，在此不做赘述。
根据本发明，水蒸汽的生产可以采用本领域常用的蒸汽发生器，如小型蒸汽锅炉来生产，蒸气温度为300-350℃，蒸气排量为7-10t/h，如采用江苏大江石油科技有限公司II型多元热流体发生器。
根据本发明，二氧化碳的生产可以采用本领域常规的液态二氧化碳加热气化的方法，如采用罐装液态二氧化碳加热气化。
根据本发明，氮气的生产可以采用本领域常用的膜分离制氮设备，如力德LDMN-5360型膜分离制氮机，所得到的氮气的纯度大于97％。
根据本发明，可以单独将水蒸气、氮气和二氧化碳以及任选地其他气体分别交替注入到注入井中，也可以分别将水蒸气和包含氮气和二氧化碳的混合气体分别交替注入到注入井中，还可以将水蒸气、氮气和二氧化碳以及任选地其他气体混合后再将混合后的气体注入到注入井中。从减少热损失的角度出发，优选前两种方式。
根据本发明，驱替介质在注入到注入井时的速度不受限制，一般根据设备能力、注入压力及油藏破裂压力确定，一般在保证注入压力不超过破裂压力前提条件下，尽可能提高注入速度，缩短作业周期，例如多元热流体的注入速度一般在150m3/d～350m3/d。在生产施工过程中根据实际需要进行常规选择即可。
根据本发明，水蒸气的温度可以根据油藏条件来确定，一般在120-350℃。
根据本发明，可以根据现场施工情况选择是否循环进行步骤S2、S3和S4。通常情况下，为保证连续施工，循环进行步骤S2、S3和S4。
根据本发明，在循环进行步骤S2、S3和S4时，可以在形成包含氮气的第二段塞时加入起泡剂，以在注入到地层后产生泡沫，进一步提高渗流阻力。
根据本发明，起泡剂的类型不受限制，可以是本领域中通常采用的类型，例如甜菜碱型阴离子型起泡剂。所述起泡剂的用量可以根据实际情况进行选择。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述第一段塞中，所述水蒸气、所述氮气和所述二氧化碳的总体积含量大于等于85％，优选大于等于90％，更优选大于等于95％，进一步优选地，所述第一段塞由所述水蒸气、所述氮气和所述二氧化碳组成。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述第二段塞中，所述氮气的体积含量大于等于85％，优选大于等于90％，更优选大于等于95％，进一步优选地，所述第二段塞由所述氮气组成。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述第三段塞中，所述二氧化碳的体积含量大于等于85％，优选大于等于90％，更优选大于等于95％，进一步优选地，所述第三段塞由所述二氧化碳组成。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述第一段塞中，以所述水蒸气、所述氮气和所述二氧化碳的总体积为计量基准，所述水蒸气的体积含量为70％～90％，优选为75％～85％，所述氮气和所述二氧化碳的总体积含量为10％～30％，优选为15％～25％。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述氮气和所述二氧化碳的体积比为1:(1～3)。
根据本发明，水蒸汽、氮气、二氧化碳的注入比例可以根据稠油性质、开发阶段和地下剩余油的状态进行调节，优选在本发明限定的范围内。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述第一段塞的注入量以体积倍数计为0.1～0.3倍孔隙体积，优选为0.1～0.2倍孔隙体积。
根据本发明，孔隙体积是指占地下总孔隙体积。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述第一段塞的注入深度使得所述注入井井底的蒸汽干度大于等于40％。
根据本发明，在实际生产中，第一段塞的注入深度为第一段塞远离注入井井口的一面距离注入井井口的最大距离不超过10米。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述第二段塞的注入量为所述第一段塞的20％～45％，优选为25％～40％。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述第三段塞的注入量为所述第一段塞的25％～60％，优选为30％～50％。
在本发明的一些优选的实施方式中，从所述生产井中采出所述产物时，控制采注比为1:(1～3)，优选1:(1～2)。
根据本发明，采注比是指采出的产物和注入的驱替介质的体积比。
在本发明的一些优选的实施方式中，步骤S2中，向所述注入井中交替注入所述水蒸气以及包含所述氮气和所述二氧化碳的混合气体。
根据本发明，采用水蒸气和上述混合气体交替注入的方式可以有效避免氮气和二氧化碳形成连续相，防止气窜发生。
根据本发明，包含所述氮气和所述二氧化碳的混合气体可以为烟道气，也可以为按比例配置的混合气，也可以为其它气体发生器产生的混合气。
根据本发明，沿注入井的井口至井底的方向上，依次为第三段塞、第二段塞和第一段塞。其中，第一段塞是水蒸气、N2和CO2混合注入，以形成水蒸气、水、氮气和二氧化碳多相渗流区，该段塞涉及到的主要机理为：1)蒸汽加热原油降粘；2)CO2溶解降粘；3)N2溶于原油形成气泡油降粘；4)N2超覆，发挥隔热作用。第二段塞是N2注入，以形成氮气、原油和水三相渗流区，该段塞涉及到的主要机理为：1)N2超覆，扩大波及；2)N2溶于原油形成气泡油降粘。第三段塞是CO2注入，以形成二氧化碳、原油和水三相渗流区，该段塞涉及到的主要机理为：1)CO2溶解降粘；2)CO2的驱替作用。
为实现上述目的之二，本发明采取的技术方案如下：
一种上述方法在稠油油藏开采领域中的应用。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述应用是指上述方法在经吞吐开采的稠油油藏开采领域中的应用。
根据本发明，所述经吞吐开采的稠油油藏一般经过吞吐3次以上。
在本发明的一些优选的实施方式中，所述稠油油藏在油藏温度下地下原油的粘度大于50mPa·s，优选大于1000mPa·s，更优选为8000mPa·s～35000mPa·s。
本发明的有益效果至少在于本发明提供的技术方案可以实现稠油油藏高效开发。
具体实施方式
以下通过实施例对本发明进行详细说明，但本发明的保护范围并不限于下述说明。
实施例中未注明具体条件者，按照常规条件或制造商建议的条件进行。所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市购途径获得的常规产品。
实施例1
P油田属于特稠油油藏，原油黏度8000mPa.s～35000mPa.s，非均质性强，突进系数大于3，前期采用蒸汽吞吐开发，但由于汽窜、高含水等问题，导致周期产量下降快，单井产量及油汽比递减明显，经济效益变差。此外，该油藏地层能力下降快，供液能力不足。此外，注气热损失大，热效率低。
以P油田为本发明的实验油田，在P油田设置一口注入井和一口生产井。
向注入井中交替注入水蒸气、氮气和二氧化碳的混合气体(混合气体中，氮气和二氧化碳的比例为1:2)，直至形成注入量占地下总孔隙体积0.1～0.2PV的(即0.1～0.2倍孔隙体积)、注入深度使得注入井井底的蒸汽干度大于等于40％的第一段塞(第一段塞中，水蒸气的体积含量为80％，余量为混合气体)。
向注入井中注入氮气，以形成由氮气组成的第二段塞，第二段塞的注入量为第一段塞的1/3。
向注入井中注入二氧化碳，以形成由二氧化碳组成的第三段塞，第三段塞的注入量约为第一段塞的1/3。随着第三段塞的持续注入，在生产井中产出原油。生产井的采液量应根据液量计算，采注比应在1:1～1:2的范围内。
实施例2
K油田属于特稠油油藏，油层薄，有效厚度5-7m，油藏条件下原油黏度27000mPa.s，非均质性强，突进系数大于3.8，前期采用蒸汽吞吐开发，但由于汽窜频繁、高含水和等问题，导致周期产量下降快，单井产油量及油汽比递减明显，经济效益变差。此外，该油藏地层能力下降快，供液能力差。此外，薄层稠油围岩注气热损失大，热效率低。
以K油田为本发明的实验油田，在k油田完钻一口注入井和八口生产井。
向注入井中交替注入水蒸气、氮气和二氧化碳的混合气体(混合气体中，氮气和二氧化碳的比例为1:2)，直至形成注入量占地下总孔隙体积0.1～0.2PV的(即0.1～0.2倍孔隙体积)、注入深度使得注入井井底的蒸汽干度大于等于40％的第一段塞(第一段塞中，水蒸气的体积含量为75％，余量为混合气体)。
向注入井中注入氮气，以形成由氮气组成的第二段塞，第二段塞的注入量为第一段塞的2/5。
向注入井中注入二氧化碳，以形成由二氧化碳组成的第三段塞，第三段塞的注入量约为第一段塞的2/5。随着第三段塞的持续注入，在生产井中产出原油。生产井的采液量应根据液量计算，采注比应在1:1～1:2的范围内。
实施例3
M油田属于特稠油油藏，原油黏度32000m～35000Pa.s，非均质性强，突进系数大于4.2，前期采用蒸汽吞吐开发，取得了较好开发效果，但由于吞吐欠压开发，边底水内侵形成窜流通道导致高含水等问题，周期产量下降，单井产量及油汽比低，经济效益变差。此外，注气热损失大，热效率低。
以M油田为本发明的实验油田，在M油田实施一口注入井和四口生产井。
向注入井中交替注入水蒸气、氮气和二氧化碳的混合气体(混合气体中，氮气和二氧化碳的比例为1:2)，直至形成注入量占地下总孔隙体积0.1～0.2PV的(即0.1～0.2倍孔隙体积)、注入深度使得注入井井底的蒸汽干度大于等于40％的第一段塞(第一段塞中，水蒸气的体积含量为75％，余量为混合气体)。
向注入井中注入氮气，以形成由氮气组成的第二段塞，第二段塞的注入量为第一段塞的2/5。
向注入井中注入二氧化碳，以形成由二氧化碳组成的第三段塞，第三段塞的注入量约为第一段塞的1/3。随着第三段塞的持续注入，在生产井中产出原油。生产井的采液量应根据液量计算，采注比应在1:1～1:2的范围内。
应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。
Claims (10)
1.一种开采稠油油藏的方法，包括下述步骤：
S1.确定待开采区域，并在所述待开采区域设置至少一口注入井和一口生产井；
S2.向所述注入井中注入包含水蒸气、氮气和二氧化碳的第一段塞；
S3.向所述注入井中注入包含氮气的第二段塞；
S4.向所述注入井注入包含二氧化碳的第三段塞，从而在所述生产井中产出包含原油的产物；以及
任选地，重复进行步骤S2、S3和S4。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
所述第一段塞中，所述水蒸气、所述氮气和所述二氧化碳的总体积含量大于等于85％，优选大于等于90％，更优选大于等于95％，进一步优选地，所述第一段塞由所述水蒸气、所述氮气和所述二氧化碳组成；和/或
所述第二段塞中，所述氮气的体积含量大于等于85％，优选大于等于90％，更优选大于等于95％，进一步优选地，所述第二段塞由所述氮气组成；和/或
所述第三段塞中，所述二氧化碳的体积含量大于等于85％，优选大于等于90％，更优选大于等于95％，进一步优选地，所述第三段塞由二氧化碳组成。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述第一段塞中，以所述水蒸气、所述氮气和所述二氧化碳的总体积为计量基准，所述水蒸气的体积含量为70％～90％，优选为75％～85％，所述氮气和所述二氧化碳的总体积含量为10％～30％，优选为15％～25％；更优选地，所述氮气和所述二氧化碳的体积比为1:(1～3)。
4.根据权利要求1～3中任一项所述的方法，其特征在于，所述第一段塞的注入量以体积倍数计为0.1～0.3倍孔隙体积，优选为0.1～0.2倍孔隙体积；优选地，所述第一段塞的注入深度使得所述注入井井底的蒸汽干度大于等于40％。
5.根据权利要求1～4中任一项所述的方法，其特征在于，所述第二段塞的注入量为所述第一段塞的20％～45％，优选为25％～40％。
6.根据权利要求1～5中任一项所述的方法，其特征在于，所述第三段塞的注入量为所述第一段塞的25％～60％，优选为30％～50％。
7.根据权利要求1～6中任一项所述的方法，其特征在于，从所述生产井中采出所述产物时，控制采注比为1:(1～3)，优选1:(1～2)。
8.根据权利要求1～7中任一项所述的方法，其特征在于，步骤S2中，向所述注入井中交替注入所述水蒸气以及包含所述氮气和所述二氧化碳的混合气体。
9.一种根据权利要求1～8中任一项所述的方法在稠油油藏尤其是经吞吐开采的稠油油藏开采领域中的应用。
10.根据权利要求9所述的应用，其特征在于，所述稠油油藏在油藏温度下地下原油的粘度大于50mPa·s，优选大于1000mPa·s，更优选为8000mPa·s～35000mPa·s。
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