鲁克沁构造带已发现三级储量1.54亿吨,油藏埋深2500米至3600米,属于不易开采的深层稠油油藏。由于井深,地层压力高,吸汽能力低,目前的蒸汽锅炉不能保证深层稠油井的有效注汽,注汽热采不适合此类油藏。而天然气是由石蜡族低分子饱和烃为主的烃类气体和少量非烃类气体组成的混合气体,经实验研究在适当的压力下天然气与原油多次接触能达到动态混相,具有较好的降粘效果。天然气中二氧化碳等酸性气体含量极少,与二氧化碳吞吐相比具有低腐蚀性,并且对生产的流体无污染性；在天然气储量丰富的西部油藏,天然气来源广,成本低,注入的天然气还可以回收利用,降低了开采成本,为深层稠油油藏注天然气吞吐开采提供了可能。鲁克沁油田位于新疆鄯善县鲁克沁乡,油田构造位置处于吐哈盆地吐鲁番拗陷台南凹陷北部鲁克沁构造带,分为东区、中区和西区。1994年艾参1井三叠系克拉玛依组钻遇大套稠油油砂,完井试油见到了少量稠油。1995年11月6日玉东1井,获日产稠油15.0方的工业油流,发现了鲁克沁油田。截止2005年底,已累计上报新增探明含油面积17.46Km2,地质储量7839×104t,控制含油面积2.76Km2,地质储量617×104t,预测含油面积12.4Km2,地质储量3610×104t,三级储量共计12066×104t。其中西区探明石油地质储量3166×104t,预测石油地质储量267×104t,三级储量合计3433×104t。鲁克沁油田于1996年投入试采,累计动用石油地质储量1922×104t,建成原油生产能力14.5×104t。截止目前,油井总数76口,开井66口,单井平均日产油6.8t,采油速度0.65%,累计产油43.6×104t。水井3口,开井3口,日注水平182m3,累计注水5.22×104m3。几年来,为了使深层稠油经济有效地投入开发,进行了油田地质、油藏工程及钻采工艺等方面的技术攻关,开展了大量的室内实验和矿场试验,已经基本解决了埋深在3000m以内的稠油油藏的经济开采。而西区油藏埋深在3300-3700m,储层物性较差、单井产量低,为此试验区选择西区玉西1块中部,目的是实现油田经济有效开发。本文全面地总结了近几年在鲁克沁油田进行的一系列现场试验的经验成果以及室内研究成果,深入论证了鲁克沁深层稠油油藏注天然气吞吐开发的可行性,并通过对前期注水、注氮气单井吞吐、注天然气单井吞吐试验的实施阶段认识,制定了试验区的主要开发技术路线和技术政策,确定了水平井+直井天然气吞吐采油、直井注水补充能量的开发方式,在构造较完整,储层分布、厚度、物性等均能代表油藏整体特征的玉西1块部署水平井+直井混合注采的开发试验区井网。希望通过该方案的实施,落实井型、井网、产能、开发技术政策等与鲁克沁深层稠油油藏整体开发密切相关的关键问题,进一步提高油田开发的经济效益。本文针对吐哈鲁克沁油田中区的现场试验,将注天然气的物理技术和数值模拟技术相结合,对天然气吞吐开采机理和在鲁克沁深层稠油油田的可行性进行研究、对天然气吞吐参数进行了优化调整、对鲁克沁深层稠油油田天然气吞吐方式进行设计。通过实验数据拟合,确定了数值模拟中的流体状态参数；采用组分数值模拟技术研究了油藏特征参数中的油藏深度、温度及渗透率和注采参数中的生产周期、单轮次注气量、井口注气压力、注气速度、焖井时间、周期产油量等对天然气吞吐的影响及影响规律,根据影响因素的研究对吐哈鲁克沁油田典型区块进行了参数优化设计；在此基础上对注天然气吞吐开采进行了矿场实验和效果评