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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%,合理采油速度为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。