大庆长垣扶杨油层位于白垩系下统泉头组，渗透率一般在0.5～2.0mD，属于低孔特低渗砂岩油藏。本文主要立足松辽盆地大庆长垣高台子油田M区块扶杨油层超前注水开发试验区，从超前注水的地质适应性入手，对区块超前注水的技术界限进行了研究，评价了超前注水的开发效果，提出了开发调整对策。通过研究应用，取得了以下成果和认识：　　(1)特低渗透砂岩油层超前注水技术界限研究主要考虑以下几点:合理的井网井距、合理井底压力、合理地层压力保持水平。合理井距一般为200～300m;采油井的井底流压不宜低于原始饱和压力的70.0％;超前注水地层压力保持水平与原油流度成反比。　　(2)高台子油田M区块扶杨油层天然裂缝不发育、孔隙度小、渗透率特低，喉道半径小，渗流阻力大，压力传导速度慢，启动压力梯度大，具有较强应力敏感性，适用超前注水技术。但储层为中等偏弱～强水敏，超前注水过程中应有针对性地优化超前注水工艺。　　(3)通过渗流力学、数值模拟和生产动态评价研究，确定了高台子油田扶杨油层超前注水技术注采参数界限:单位厚度超前注水量150m3，超前注水倍数为0.02PV～0.04PV，超前超注时间60-80天;合理注采比为1.6;合理采液速度为3.0％，合理呆油速度为1.2％。　　(4)油藏工程方法确定M区块扶杨油层超前注水技术注采井网界限:最佳井网密度为27.0口/km2，井距小于350m，排距小于150m。区块实际井距300m，排距80m，井网密度37.93口/km2。实际注采井网对砂体的适应性较好，但排距偏小，井网密度偏大，经济效益差。剩余储量开发时可以根据砂体发育规模，将排距扩大到100-150m。　　(5)M区块扶杨油层注水井目前井口注水压力16.72MPa，有一定的提压空间;目前阶段油井平均流压2.74MPa，低于合理井底流压;目前阶段地层压力18.17MPa，低于合理地层压力。说明尽管区块采用超前注水技术，但油水井之间仍没有完全建立有效的驱动关系。需要对区块采取对策，改善油水井间注采连通关系，保持超前注水开发效果。　　论文提出的M区块超前注水技术界限，可以适用于大庆长垣扶杨油层和天然裂缝不发育、原油粘度高、流度低、低孔特低渗透砂岩油层。