中國海洋石油總公司制定的《海上油氣田開發井動態監測技術要求》規定了公司所屬油氣田的油、氣、註水井和觀測井動態監測資料的內容和要求。其內容和要求:單井產能監測；油井的油樣取樣要求和含水率監測；液體性質監測；井口數據采集要求；地層壓力監測；油井產液剖面的監測；註水井監測要求。
二、油氣田監測技術
目前海上人工舉升的油井占很大比重。由於海上生產平臺條件的限制，人工舉升方式主要是電潛泵和氣舉采油，少數井采用螺桿泵、噴射泵、增壓泵等采油方式。因此，使用的監控技術也不同。
(壹)自噴井電纜油管測井監測技術
惠州21-1、惠州26-1油田和西江30-2油田采用國際先進的井下作業監控系統，通過電纜油管作業技術，配合壹系列儀器和工具進行生產測井(PLT)，獲取井溫、分層含水率、產量、井底壓力等數據。
常規生產測井可以確定油井的產液位置、流體類型和比例、井下溫度、井下壓力和流體流量，監測油藏消耗過程，發現水侵位置、氣侵位置和油水界面變化，為油井配產提供重要依據。
通過對生產測井資料的系統分析，可以掌握儲層變化，采取相應措施，使油井(或油田)保持最佳生產狀態，解決油田高產和提高采收率的問題。
根據西江30-2油田的生產測井資料，發現影響產油量的主要原因是水層的水倒灌到油層中，因此采取了相應的措施，保證了油田的高速生產。
目前已經建立了幾個三相斜井和水平井模型，並根據經驗公式編制了解釋軟件。可以定性解釋所有井下情況，定量解釋90%以上的井況。
(二)電潛泵井監測技術
通過海上油田開采實踐，逐步形成了壹套適用於不同油藏特征、不同生產方式(分采合采)、不同管柱結構的電潛泵井監測技術系列:“Y”型管柱測試技術；壓力測量閥測試技術:井下壓力測量裝置(PSI和PHD)測試技術；毛細管測試技術；無線電波傳輸測試技術；液位檢測技術等。
1.“Y”型管柱測試技術
y形管柱是電潛泵井采油和測試的專用管柱，僅適用於有油套管的油井。顧名思義，Y形管柱是指在油井生產管柱的上端安裝壹個Y形接頭，其壹側掛有電潛泵機組，另壹側掛有可到達油層的測試管柱。測試管柱的這壹側有壹個工作筒，筒內放置壹個塞子。測試時，先通過鋼絲作業將生產塞撈出，然後將組合測試工具串連同測試塞壹起下入井內，測試塞卡在工作筒內，測試工具串繼續下到預定測試位置進行測試。該方法可測試任意位置的油井溫度、壓力和產液剖面，既可用於分層測試，也可用於單層生產或多層分采井，解決了電潛泵井不抽油可分層生產，可隨時測試的問題。該技術是渤海灣電泵井測試的主要方法之壹。
2.測壓閥測試技術
它是壹種機械式壓力測量裝置，本身不能測量壓力。不能連續監測，但能準確測量泵出口和入口的壓力和溫度。適用於具有自溢流能力的單層或多層合采井。它具有測試時操作方便、運行中出現事故時易於處理、成本低等特點。該技術已在南海西部渤海灣和北部灣的部分電潛泵油井中得到應用。
3.井下壓力測量裝置(PSI和PHD)測試技術
它屬於電子式壓力測量系統，是隨完井管柱壹起下放的壓力測量裝置。它可以在平臺上隨時連續監測、讀取泵懸掛器處的壓力和溫度，PSI測試系統還可以在關斷後測試井下單元系統的隔熱性能。適用於單層生產或多層合采井。該技術已在南海西部渤海灣和北部灣的部分電潛泵油井中得到應用。
4.毛細管鋼管檢測技術
壓力通過毛細鋼管傳遞，可以連續工作和監測。裝置的井下部分通過充有工業氮氣或氦氣的毛細管鋼管將井下壓力傳輸到平臺(地面)，平臺上的儀表由壓力變送器和數據采集系統組成。其特點是可在平臺上隨時直接讀取井下壓力和壓力恢復數據，並具有數據存儲功能。該技術壹般用於電潛泵井的長期生產監測、壓力恢復測試、壓降測試和幹擾試井。另外，毛細管鋼管測壓裝置可以下到油層中，測量油層段的壓力數據。由於地下沒有電氣元件，測試設備壹般比較耐用，可重復使用，測試精度高。毛細管測試技術適用於單層生產井或多層生產井。如綏中36-1油田J區為無人平臺，采用該技術的監測井占該平臺開發井總數的壹半。現場應用表明，它比PSI、PHD等壓力測量設備更耐用。
5.無線電波傳輸測試技術
這是90年代中後期發展起來的壹種新型電潛泵井監測系統。井下部分隨完井管柱壹起下入，在管柱下部安裝具有溫度、壓力、流量、密度等感應測試功能的耐高溫耐腐蝕部件，將測得的參數調制成無線電波信號，以無線電波的形式傳輸到地面(平臺)。地面(平臺)裝有信號接收和解調的監視器，能解調和還原接收到的信號，並具有顯示、存儲和遠傳功能。該技術已用於惠州32-2油田和惠州32-3油田的電潛泵井監測，取得了良好的效果。
6.液位測試技術
液位測試技術用於監測電潛泵井的動態液位深度，分析油井的供液情況。測試方法可分為回聲液位測試(氣槍雙通道CJ-2和WSC-1計算機綜合測試)和物料平衡液位測試。可以在不影響生產的情況下隨時測試電潛泵井的動態液位，分析供應情況。使用WSC-1電腦綜合測試儀測試時，其數據由電腦以曲線形式顯示。該技術操作簡單，在渤海灣地區的潛油電泵井中得到廣泛應用。在綏中36-1油田、埕北油田等主要使用電潛泵采油的油田，每年動態液面監測井數不少於幾十口。
(3)氣井監測
氣井監測系統主要采用靜壓監測來觀察地層能量損失。
崖城13-1氣田位於海南島南部海域，於6月1996+10月1投產，平均每年進行兩次系統試壓。1997年5月，利用氣田設備維修改造的機會，在全氣藏關井5天後，對氣井進行了測試、測壓、測壓力梯度。獲取氣藏地層壓力，估算開發區氣藏儲量動用情況，獲得了極有價值的信息，為後續增產措施提供了可靠依據，保證了該氣田的穩定供氣。
三。油氣田動態分析(壹)找出產油量低的原因，實施有效的增產措施。
文中36-1油田J區共有開發井16口。預測投產初期平均單井日產油94m3，全區日產油約1500m3，年產油50×1.04t..所有油井均采用電潛泵開采，如圖10-31所示。
圖10-31綏中36-l油田已開發區域井圖
1997 65438+2月，該區投產，單井平均日產油47m3，全區平均日產油751m3，遠低於方案預測。壹些油井也因液體供應不足而停止抽水。通過動態分析，找出了油井產量低的主要原因。研究工作從兩個方面入手:壹是分析對比16井與鄰區A、B的數據靜態異同，二是分析鉆完井作業施工情況，找出可能的影響因素。
1.靜態數據分析
有效儲層厚度(m):J區56.8，A ⅰ區73.2，A ⅱ區65.8，B區62.4。
儲層孔隙度(%):J區32.6，A ⅰ區31.5，A ⅱ區32.2。
平均地面原油密度(g/cm3):J區0.962，AI區0.974，A ⅱ區0.957。
幾個可能影響油井產能的數據，不會造成J區產量這麽低。
2.油井對比
選取距離J13井350m的A2井進行對比，結果見表10-26。
鄰井對比證明，J區低產不是儲層因素造成的。
表10-26j 13與A2對比表
3.鉆井和完井作業
首次在J區應用屏蔽暫堵技術，在井壁周圍形成壹層強韌的保護層。然而，由於缺乏經驗，選擇的“屏蔽暫堵”橋堵顆粒粒徑不合適、不充分，導致泥漿中的壹些固體顆粒在作業過程中侵入近井地帶，堵塞孔隙，嚴重損害油層。此外，與J區相鄰的A區已投產多年，導致J區地層壓力降低，作業時容易造成鉆完井液滲入深層油層汙染油層。
針對上述分析結果，采取了酸化後解堵、更換大排量泵等措施。
J區酸化效果明顯。見綏中36-1油田10-27酸化效果統計表和對比圖10-32。每口井的產量都有了很大的提高，其中壹半井的單井產量超過了100m3d..1998中，僅J區酸化增產原油22×104t。
表10-27文中36-1油田酸化效果統計表
此外，J區酸化增產的事實與鄰近該區的AI區有關。雖然AI區產量在投產初期達到了配產要求，但酸化後其產油強度仍低於J區(2.47m3/d.m)。因此，2月份對艾地區4口井進行酸化，1998，平均日產原油增加34m3。
(2)研究調整措施，優化註水方案。
從65438到0993，埕北油田已進入高含水生產階段，邊緣油井含水達到90%以上，尤其是B平臺汙水處理已滿。為了提高油田的開發效果和采收率，采用數值模擬方法對邊緣高含水油井的堵水和關井進行了研究。數值模擬研究的結論是，關井或封堵高含水層可以增油減水，從而降低平臺汙水處理能力和油田開發成本。
圖10-32綏中36-1油田J區酸化前後產油強度對比
1994在油田生產歷史理想擬合結果(見附圖10-33)的基礎上，對油田點註水進行了綜合研究，優化了註水方案，設計了4口註水井。1995期間，油田進行了穩油控水的產液結構調整和註水實施，油田開發效果明顯改善。註水井周圍油井壓力上升，油田低壓區消失，低壓區氣竄得到控制。東部氣頂區氣竄井也恢復生產，註水井周邊油井產量增加，產油量遞減速度減緩。
圖10-33埕北油田油藏模擬生產歷史擬合曲線
(三)實施氣藏挖洞，提高氣田儲量程度。
崖城13-1氣田位於海南島南部，氣田儲量為907.9×108m3，是迄今為止中國海上發現的最大氣田。氣田北塊壹期開發，儲量602×108m3，設計6口氣井，日產氣981×104 ~ 990×104 m3。每年向香港輸氣29×108m3，向海南省輸氣5.2×108m3。
氣田於1996元旦正式投產。其生產動態特征是:產量穩定，氣油比和產水量穩定，氣田壓降規律。1997年5月，氣田設備檢修改造5天時，測得采氣井靜壓，A5井測得壓力梯度。A1井和A3井關井，測得壓力值不壹致。
通過對崖城13-1氣田靜壓和動態資料的分析，認為造成上述現象的原因是崖城1~3m-1氣田主力含氣砂巖在縱向上分為四個含氣組，其間有壹薄層(1~3m)泥巖和粉砂巖夾層，在縱向上起壹定作用。解決方案是為未完全穿透下面兩個氣藏的井填充孔洞。
6月1998、10至6月11，在a1、A4、A5井進行了補孔作業，取得了良好的效果。通過填孔，氣井井筒壓力明顯升高，氣田壓降減緩。補孔不僅可以充分利用下部產層的儲量，還可以延長崖城13-1氣田的穩產期。
(D)認識油田的動態特征，改善開發效果。
潿洲10-3北油田位於南海北部灣盆地。它是壹個小型碳酸鹽巖潛山底水油藏，石油地質儲量只有500×104t。8月投產1991，其中5口油井日產油500 ~ 1100 m3。由於油井過早見水，含水率迅速上升，產量迅速下降。在1993期間，對油田動態特征進行了系統分析。內容包括:水量、底水活度、驅動類型、極限水錐高度與油層厚度和射孔程度的關系、采油速度與產量遞減和含水率上升速度的關系等。結論是油田水量大(估計水量是油量的100倍)，能量充足，是彈性水壓驅動的。充分利用天然能量可以不註水開發油田，但需要註意的是，帶水錐生產是普遍現象。生產過程中，油井產量和生產壓差不超過極限產量和壓差，產量控制在極限產量的30.0% ~ 50%，采油速度2%，油層射孔程度控制在10%。
1993 ~ 1995期間，采油速度過高，均在3.0%以上，綜合含水從5.1%急劇上升到34.6%。到1997年底，油田因含水率高(80%左右)、產油量低，難以維持平臺作業成本而廢棄。通過油田生產實踐，更加清楚地認識到，只有充分認識油藏的動態特征，進行科學管理，才能實現這類油藏的最佳開發效果。