南翼山Ⅲ+Ⅳ油组浅层油藏平均渗透率为2.98mD,为特低渗油藏。具有自然产能低、产量递减快、注水压力高、见水后稳产难度大等生产特点,自2003年10月注水开发以来,油田开发效果得到一定改善,但油田开发的矛盾依然突出,主要表现在注采井网适应性差,目前的反九点注采井网难以适应孔隙和裂缝双重介质储层；无效和低效注水量比例高,地层能量整体呈下降趋势；层系内部储层物性差异大,剖面储量动用程度低,水驱动用厚度不足三分之一；平面注水波及范围小,沿裂缝发育方向是注入水的优势运动方向,而垂直裂缝方向水驱油效果差；大部分生产井依靠天然能量生产,低产低效。针对南翼山Ⅲ+Ⅳ油组浅层油藏开发中暴露出的主要矛盾,本文综合应用多学科理论、方法、技术,宏观、微观相结合,定性、定量相结合,动静态相结合,研究影响油藏开发效果的主要影响因素,论证油藏合理开发的经济技术政策,取得了如下成果与认识。(1)统计南翼山浅油藏油井累计产油量,其数值大小与油井投产时间有关,但主要影响因素是构造位置与储层特征。Ⅲ+Ⅳ油层组高产井(累计产油量大于5000t)集中于8号断层西北部的南浅2-1井附近。油井累计产量大小直观反映了油气聚集特征,根据油组相对高产油井分布特征判断,8号断层西北部构造轴部是区块油气富集的主要部位。文中根据油组开采状况以及实际含水与采出程度拟合情况,可知目前油田开发效果在向好的方面转化,进一步分析地层压力和动液面变化规律,层系地层能量整体呈下降趋势,反映注采系统需要完善,注水工作亟待加强。(2)Ⅲ+Ⅳ油组碾平有效厚度30.6m,可形成水驱控制油砂体碾平有效厚度22.7m,是目前油组经济界限厚度10m的2.27倍,理论上满足细分层系要求,但实际生产过程中,有效厚度界限一般保持在经济界限值2倍左右,以满足开发调整需要,因此,Ⅲ+Ⅳ油组不具备细分层系的有效厚度,综合分析认为采用一套层系开发较为合理。(3)在注采井距300m左右的情况下,按照一般低渗油藏注水开发特点,不会出现油井暴性水淹情况,部分油井暴性水淹状况说明地层存在微裂缝,Ⅲ+Ⅳ油组裂缝发育的主要方向为西北—东南方向,仅在4号断层与8号断层夹持的局部区域发育东北—西南方向裂缝,总体上看裂缝不甚发育。(4)对于水资源严重缺乏的柴达木盆地而言,注气开采是未来开采的趋势。本文对南翼山油藏进行了注气试验及效果分析。综合分析两种开发方式利弊,根据南翼山浅层油藏储层特点,油藏适宜采用注水补充能量的开发方式。(5)Ⅲ+Ⅳ油目前注采井网为283×283m正方形“反九点法”注采井网,水井与边部油井之间的注采井距为283m,水平与角部油井之间的注采井距为400m,、平均注采井距341m,吨油价格50$/bbl时合理井距268m,可考虑进一步加密井网,可新钻井59口。如果实施整体加密措施,则经济上不允许,因此,技术上很难部署加密方案。(6)原油售价按40$/bbl时Ⅲ+Ⅳ油组已动用储量经济上不能进行加密调整。如果从注采完善方面考虑进行适当的加密调整,则选用中石油推荐方法,原油售价80$/bbl,合理井网密度13口/km2,合理井距288m,可部署新井41口。(7)Ⅲ+Ⅳ油组可通过转注的方式,建立排状注采井网,注水井排的方向平行于裂缝发育方向,注水井排与采油井排之间尽可能成直角部署；从而使注采井网与油藏地质状况相适应。(8)按照注水井最高压力界限不超过油层破裂压力、不超过套管承受压力、不造成地层伤害的等原则,Ⅲ+Ⅳ油组平均地层破裂压力40Mpa,最大井口注入压力27.01MPa,合理地层压力应保持到原始地层压力以上,合理井底流压7.56MPa,合理生产压差9.62MPa。(9)南翼山浅层油藏Ⅲ+Ⅳ油组注采比与地层压力之间的关系不明显,年注采比和累计注采比增加时,地层压力没有明显上升,根据低渗油藏开发特点,合理注采比初步确定为1.2—1.5。吸水采液指数法计算Ⅲ+Ⅳ油组合理注采井数比1：2.8,流度比平方根法计算Ⅲ+Ⅳ油组合理注采井数比1：2。(10)原油售价50-75＄/bbl时,Ⅲ+Ⅳ油组单井极限控制储量2.47—5.45×104t,单井极限日产油0.74—1.64t/d。(11)采油指数方法计算Ⅲ+Ⅳ油组单井生产能力5.95t/d,统计Ⅲ+Ⅳ油层组投产油井稳定生产时产量,投产初期稳定日产油量3.0t/d论文充分利用现有地质研究成果与开发动态资料,分析油藏开发状况,研究开发中存在的主要问题,运用开发动态研究剩余油分布规律,论证适合南翼山油田开发的井网和井距,部署油藏调整完善方案,降低老区老井产量递减速度,从而实现高效开采、合理开发的目标。研究成果在油田应用后,已初步见到成效,地层能量开始恢复,油井产量递减减缓。实践证明本文技术政策论证结果可靠,具有较强的实用性和可操作性,对同类油田的开发具有一定指导意义。