鲁克沁稠油富集带区域构造位置位于吐鲁番坳陷中央火焰山逆冲带下盘,探明含油面积17.46km2,三级储量共计14901×104t。鲁克沁油田自西向东分为西区、中区、东区三个区块,油藏埋深依次抬升,东区储量未探明,目前未动用；中区已采用注水规模开发,是油田的主力产油区；西区储量已探明,但储层物性相对中区差,单井产量低,属难动用区。稠油油层埋藏深,原油粘度高,储层条件相对较差,为疏松砂岩储层,但储量较为丰厚。依靠天然能量开发、配套井筒掺稀油降粘有杆泵举升,由于储层流体流动性差,单井产量低。受井深的限制,稠油最有效的热采开发方式目前在鲁克沁油田难以实现。2003年在中区进行常温注水开发矿场试验,2008年中区全面进行注水开发；室内试验及注水开发实施效果评价表明稠油注冷水开发采收率较低,约为13%-19%。通过国内外调研及室内试验证明,进行天然气吞吐可大幅度降低原油粘度,提高单井产量,提高原油采收率。国外稠油注气吞吐主要以氮气和二氧化碳为主,鲁克沁油田受油藏压力、原油性质的限制,不能进行氮气混相驱；受油区气源的影响,难以实现二氧化碳吞吐。国内中原油田1983—1989年在复杂断块油藏(稀油,脱气原油粘度1—5mP-s)开展了注天然气吞吐采油工艺研究并进行了现场试验,取得了良好的效果,可为开展鲁克沁稠油天然气吞吐开采试验提供一些指导性意见。吐哈油田张志东、赵健等针对鲁克沁深层稠油油藏埋深、油质稠特点,提出了天然气吞吐开发的方案。通过室内物理模拟实验研究,认为天然气吞吐开发天然气吞吐开发除了常规的溶解降粘外,最重要的机理是稠油注气后存在拟泡点,从而形成泡沫油分散降粘。天然气吞吐过程中,从注气井井底到地层远端,地层依次分为过饱和区、饱和区及欠饱和区,并以此为基础开展了矿场试验,取得了良好效果。鲁克沁稠油天然气吞吐试验及推广应用的成果,在国内外尚属首例,为稠油的开发提供了新的技术手段；形成了鲁克沁深层稠油注天然气吞吐注气参数体系及配套的工艺技术及地面注气系统；注水开发区块天然气吞吐效果比衰竭式开发区块好；鲁克沁稠油天然气吞吐效果评价表明,初期平均单井日增油达4t/d以上,平均单井有效期3-5个月；多轮次天然气吞吐后,可通过开展精细注水及气水交替驱来提高吞吐效果。研究思路：首先以单井为基础,结合油藏动静态资料,深入分析前期四批次注气吞吐井的增产原因及影响吞吐效果主控因素。搞清楚地层压力、储层物性条件、原油性质等地层和流体性质对吞吐效果的影响。针对储层非均质性的特点,以单井为基础设计注气参数,确定单井合理的注气量、焖井周期、注气周期和注气速度。研究中区中高含水井注天然气吞吐效果,形成一套适合鲁克沁稠油开发的注天然气吞吐实施配套技术。该项目主要以现场实施为主,室内试验为辅。室内试验主要是根据现场实施效果和各项参数对室内模型进行修正和拟合,获取最佳注气参数,选择最佳注气时机,并以此获得最大增油量和最大经济效益。现场实施过程中施工难度较大,安全风险高,操作过程复杂,且地下地质存在很大的各向异性和不确定性,现场实施存在一定的风险。建立完善的注气生产流程须对稠油井现有的地面流程进行较大规模的改造。注气吞吐油井增油效果差异较大,注气压力、焖井周期、注气前油井产状等对注气吞吐效果的影响目前尚不清楚,注水开发区块尚无注气吞吐试验。注气吞吐能获得较好的降粘增油效果,但对补充和恢复地层能量贡献较小,如何即能保持地层能量又可以充分发挥其降粘增油作用大幅提高单井产量是注气吞吐实现持续增产的主要难点。主要解决问题：注气吞吐参数的设计标准的统一,尤其是相同的注气量、注气速度、焖井周期、注气周期在不同的油井上的确定方法；设计双通封隔器解决吞吐后挂抽生产时的压井通道问题；完成井口放喷气回收装置流程设计；注气吞吐与正常生产一体化管柱设计,减少挂抽占井时间长和占产量；注水开发区块推广应用天然气吞吐；通过精细注水和气水交替驱可以有效提高多轮次吞吐后吞吐效果。完成了前期四批次18口注气吞吐井的实施效果评价和影响因素分析。完成注气吞吐参数优化和注气时机选择的室内试验和现场应用评价。完成鲁克沁中区注水开发区块的注天然气吞吐可行性分析和2010-2011年实施方案编制及实施。形成和完善鲁克沁稠油注天然气吞吐开采配套技术。创新点：1、天然气吞吐鲁克沁稠油提高采收率的方法；2、单井注气参数设计标准和稠油注水开发区块中高含水期注天然气吞吐技术；3、注采一体化井筒可压井管柱设计和应用技术；4、稠油注天然气吞吐地面配套技术；5、气水交替驱提高采收率技术。