常规石油资源的开发已进入中后期,不能满足日益增长的能源需求。而世界上稠油/油砂资源储量丰富,双水平井组合SAGD技术逐渐成为开发稠油/油砂资源的重要手段,并在国内外均取得了初步成功,但是该技术经济风险大,蒸汽损失严重,有关两口水平井之间汽液界面的研究还不够,关于SAGD开发效果预测的理论尚不充足,限制了该技术的推广应用。基于以上原因,本文针对双水平井组合SAGD开发技术,借助室内物理模拟、油藏工程、热力学分析以及数值计算等手段,揭示SAGD开发过程的流动机理,对SAGD开发过程中注采井间的汽液界面进行了数学描述和表征,建立了双水平井SAGD汽液界面运移机理模型,在此基础上提出了相应汽液界面调控措施。首先通过双水平井SAGD二维物理模拟实验,研究了SAGD生产和蒸汽腔发育特征,并以此划分了三个SAGD开发阶段:蒸汽腔上升阶段、横向运移阶段和向下运移阶段;同时还总结了汽液界面运移特征,得出汽液界面的无因次特性。通过理论计算和数值模拟统计方法,分别建立了汽液界面高度与subcool值和注采井压差之间的关系,为建立SAGD汽液界面运移机理模型奠定了基础。根据质量、能量守恒方程,在准确描述蒸汽腔与顶部盖层接触过程的基础上,推导了新的顶底盖层散热模型,从而建立了双水平井SAGD多阶段汽液界面运移机理模型;同时结合重力泄油理论(产能公式),使模型具备计算最优注汽速度和预测SAGD各项开发指标的功能;与油田实际生产数据和CMG数值模拟软件的结果对比验证了模型的准确性和可靠性。在实际应用中,除了预测定压注汽条件下的注汽速度外,模型还可以计算稳定汽液界面条件下的最优采注比和产液速度;考虑现场实际情况,提出了SAGD生产制度调整措施:利用模型计算的合理采注比可以延长调整周期,减少工作量;此外,模型还可以进行参数敏感性分析等工作。本文研究成果进一步完善了双水平井组合SAGD的热采开发理论,对于推进该技术在油田现场的应用具有一定的指导意义。