2005年肯吉亚克油田
动态监测方案
2005年2月
05年扎那若尔油田动态监测方案
肯基亚克油田位于哈萨克斯坦共和国阿克纠宾斯克州南部。油田地表为起伏不平的草原，地面海拔170m ～230m 。
油田以盐丘为界分为盐上和盐下两个油藏。其中盐上油田构造简单，为以孔谷阶（P 1Kg ）盐丘为核心的近东西向短轴背斜，在下二叠统孔谷阶之上自下而上依次沉积的地层有古生界（二叠系）、中生界（三叠系、侏罗系、白垩系）和新生界第四系。共有9套含油层系，自下而上为上二叠统1套、下三叠统2套、下侏罗统1套、中侏罗统3套、下白垩统2套。
盐上油藏于1966年陆续投入开发，开发动用的主要层系为中侏罗统，截止2004年12月底，油田年产油量 ×104t ，累积产油 ×104t ，采油速度0.31％，采出程度12.4%，油田综合含水74％。
盐下油藏为一个大型鼻状构造，油藏1991年10月23日经苏联国家储量委员会批准C1地质储量11134.9万吨，可采储量2864万吨。截止2004年12月底，油田年产油量 84.77×104t ，累积产油111.3×104t ，采油速度0.91％，采出程度1.26%，油田综合含水1％。
盐上油藏
一、油藏概况
肯基亚克油田位于滨里海含盐盆地东缘的乌拉尔—恩巴盐丘构造带上，区域构造上属滨里海盆地与穆戈贾尔褶皱系的结合带。
在盐上层的产层构造中，肯基亚克构造为一以孔谷阶（P 1Kg ）盐丘为核心的近东西向短轴背斜，以中侏罗统顶部计，隆起幅度约80m ，规模约6.2km ×3.1km ，北翼倾角4°～5°，南翼倾角8°～10°。
根据构造形态、运动强度及差异，盐上组合可分为上、下两个大的构造层，两构造层间呈角度不整合和地层不整合。
上构造层：主要包括侏罗系和白垩系，特点是地层产状比较平缓，受盐丘构造的影响相对较弱，断裂和角度不整合不很明显。
在背斜轴部，盐上组合发育有2条略向南凸的近东西向纵断层，形成了一纵向地堑，将背斜分为南、北两翼。南翼面积大，约10.46km 2；北翼面积小，约6.48km 2；地堑面积约0.8km 2，地堑下降幅度50～60m 。东南部发育有规模较小的正断层，形成
了高低不一的小断块。断层向上延伸至白垩系底部，断距较小，一般约5～10m 。
下构造层：包括上二叠统和下三叠统，构造较复杂，地层倾角较陡，与上覆地层呈明显的角度不整合。厚度从构造顶部到低部位明显增大，在隆起顶部上二叠统—下三叠统严重剥蚀（图1.2-2）。
在盐丘顶部，由于严重的剥蚀作用，下三叠统几乎已完全被侵蚀殆尽；在盐丘翼部，有相当厚的下三叠统和上二叠统被保存下来，但许多区域上二叠统的对比性很差。
总体看肯基亚克油田盐上油藏属于受构造控制的、具有边底水油单一型孔隙介质油藏。
目前全油田共有采油井 口，注蒸汽井8口、注热水井4口，另有少量观察井，待投产井和正在钻井。有老的注气开采区、注气后传注水开采区和注蒸汽开采试验区各一个，另外下步还要开展注聚合物开采试验。 二、储层特征
目前扎肯基亚克盐上油田范围内二叠系孔谷阶卤盐层之上古生界至新生界的区域地层层序，自下而上依次沉积的地层是：古生界（二叠系）、中生界（三叠系、侏罗系、白垩系）和新生界第四系，最大厚度约为3000m 。
表1 肯基亚克盐上油藏地质层位
二叠系（P ）：在肯基亚克油田分为下统和上统。 下二叠统（P 1）
由独特的孔谷阶（P 1Κд）组成，上部为陆源硫酸盐岩，下部为卤盐。 上二叠统（P ）
2
分布在孔谷阶陆源—硫酸盐岩层剥蚀面之上，由陆相、湖相—泻湖相的乌菲姆组、卡赞组和鞑靼组组成。主要岩性为泥岩、泥板岩、砂砾岩和砂岩，夹有碳酸盐岩和砾岩。
三叠系（T ）：上三叠统（T 3）和中三叠统（T 2）缺失，现存的主要是下三叠统（T 1），为陆源岩。
下三叠统（T 1）以角度不整合超覆在上二叠统之上，可划分为维特鲁什组（T 1vt ）和巴斯昆恰克组（T 1bs ），最大钻揭厚度为390m 。
维特鲁什组（T 1vt ）：主要岩性为灰—暗灰色砂岩、泥岩夹灰岩、白云岩，属典型的泻湖—大陆相沉积。其中，底部为砾岩层，它是三叠系的工业含油层。
巴斯昆恰克组（T 1bs ）：是三叠系上部的工业含油层。底部为厚度较小的砾岩和粗砂岩，上部为泥岩、砂岩的薄互层沉积，偶见砾岩和泥质碳酸盐岩，属泻湖—大陆相沉积。
侏罗系（J ）：主要由下侏罗统（J 1）和中侏罗统（J 2）组成，上侏罗统（J 3）在油田内剥蚀殆尽。
下侏罗统（J 1）：为一套泥岩、砂岩组合，底部为胶结疏松的中砂岩，夹有2～5mm 的半磨圆度的细砾；上部为灰褐色层状泥岩和含有炭化植屑的粉砂岩。
在测井曲线上，下侏罗统与中侏罗统的电性特征很相似，分布不稳定，厚度0～50m ，因此未做进一步的层组划分。
中侏罗统（J 2）：为一套胶结疏松的中细砂岩与粉砂岩、泥岩组合，是盐上油藏的主要含油层系，钻揭厚度100～140m ，分为Ю—Ⅰ、Ю—Ⅱ、Ю—Ⅲ等3个油层组。
Ю—Ⅱ层是中侏罗统的主要含油层位，厚度较大，因此以往研究又将其细分为А、Б、В、Г四个砂层。从沉积特征上看，Ю—ⅡА、Б、В层的砂岩和其间的泥岩很不稳定，电性上很难将各层明确地划分开来；相比而言，Ю—Ⅱ的Г层与А、Б、В层之间的的泥岩层比较稳定，电性上能够较好地与А、Б、В层划分开。
上侏罗统（J ）：由于在油田内已被剥蚀殆尽，因此未被划出。在戈杰里夫组底部
3
个别样品中发现的微古生物化石组合中不但有晚侏罗世的特征，而且还有凡兰吟期的特征，这说明它们是一套再沉积层。
白垩系（K ）：钻揭的主要是下白垩统（K 1）和上白垩统（K 2）。
下白垩统（K ）：可划分出戈杰里夫组（K 1h ）、巴列姆组（K 1br ）、阿普蒂组（K 1apt ）
1
和阿尔必组（K 1alb ）。
戈杰里夫组（K h ）：以深度侵蚀和角度不整合覆盖在中侏罗统之上，主要岩性为
1
灰绿色海相泥岩，砂岩、粉砂岩和少量泥灰岩、灰岩呈薄互层分布于剖面下部。
巴列姆组（K br ）：分布于戈杰里夫组侵蚀面上，钻揭厚度40～85m 。主要岩性为
1
杂色泥岩，并夹有粉砂岩、砂岩，下部为含油性较好的砂岩。
阿普蒂组（K apt ）：不整合分布于分布于巴列姆组侵蚀面上，钻揭厚度30～70m 。
1
主要岩性为暗灰色泥岩，下部为灰绿色细砂岩。
阿尔必组（K alb ）：在油区内广泛分布，不整合分布于阿普蒂组侵蚀面之上，最大
1
钻揭厚度165m ，为一套砂—泥岩剖面组合，下部主要为泥岩（灰色），向上含砂量增大，主要为浅灰色砂岩。
上白垩统（K ）：钻揭剖面中可划分为圣多恩组（K 2s ）和喀姆班组（K 2cp ）。
2
喀姆班组（K 2cp ）：分为上、下两个亚阶，钻揭厚度40～45m 。两个亚阶岩性相同，主要岩性为绿色—灰色泥岩，底部为灰绿色、铁锈色砂岩。
圣多恩组（K 2s ）：分为上、下两个亚阶，岩性差别不大，主要岩性为暗绿—灰色泥岩，碳酸盐含量较高，底部有一薄层小砾岩。 三、04年动态监测回顾
1、04年动态监测工作量统计
2004年CNPC 哈萨克分公司针对油田动态监测过程中存在的问题及油田开发工作重点，加大了监测力度，重点对注蒸汽试验区的注气情况、地层压力情况进行监测，主要项目有：常规流、静压测监测、吸气剖面以及抽油机工矿测试等（见表2）。
表2 2004年肯基亚克盐上油田动态监测工作量统计
04年油田共完成各项作业615井次，完成年计划的87.86%，其中吸气剖面测试完成年度工作计划，但高温注采和施工图测试均距年计划有一定差异，下步应加强。 2、主要监测成果
04年的监测的监测工作主要是围绕注蒸汽试验区进行，通过各种监测可知： 1）注气井井底流压成上升趋势，各井注汽流压的回升表明汽驱后油层压力得到恢复，汽驱已开始具备受效的基础。
2）隔热油管能够大幅度降低蒸汽在管柱中的热损耗；针对喇叭口一下的热量损耗情况，建议油管尾端应尽量接近油层，压缩套管的裸露长度。
3）注气井吸气剖面反映受目的层内非均质程度较大的影响，层间存在矛盾，总体呈上部吸汽比例比下部高。在А、Б、В多层合注的井，А层吸汽最好，Б层次之，В层吸汽最差。建议及早储备调整吸汽剖面和产出剖面的技术。
4）观察井监测结果反映吸气层位温度明显上升，注入蒸汽使地层温度升高。 5）气驱生产井生产动态反映气驱效果较明显，小井距效果好于大井距。 四、05年动态监测方案部署
05年肯基亚克盐上油田的动态监测应进一步结合油田开发动态，围绕生产重点，开展相应的监测工作，为油田的持续发展提供支持
1、05年监测工作重点
2005年是油田持续发展的一年，针对目前油田发展的形式、方案规划和04年油田动态监测中存在的一些问题，从保持油田动态监测的连续性、完善性和及时性及方面确定05年的动态监测重点仍是以注气试验区为主，同时加强对机采井的压力、剖面、抽油机工矿的监测：
1）加强注蒸汽试验区的监测
蒸汽气驱试验今年进入关键的一年，应加大对试验区各类井的监测，全面录取各项动态资料，为准确评价试验区的注气动态，气驱效果提供依据；
2）加强注聚合物、过热蒸汽试验区监测
今年油田在注蒸汽试验的基础上，将进一步开展过热蒸汽和注聚合物的试验，相应各项动态监测也应在此方面加强，以录取第一手动态资料。
2、监测方案部署原则
根据中国石油天然气行业标准SY/T6221-1996《油田开发动态监测设计及动态监测技术要求》有关规定和CNPC －阿克纠宾油气股份公司《油藏动态监测管理规定》，结合肯基亚克盐上油田的地质特征和开发工作重点，制定油田动态监测方案的部署及原则如下。
1）总体动态监测原则
根油藏的地质特点和生产开发要求确定油藏动态监测的内容，具体施工方式、监测井。动态监测系统采取固定和非固定的方法，按开发区块和层系建立；监测井网的部署采取一般区块同重点区块典型解剖相结合的办法，重点区块进行加密测试，定期监测，系统观察；监测井点需结合井点所处的构造位置、边底水活跃状况、气顶能量、井网和开采特点进行部署，在时间上保证有连续性、可对比性。
2）总体监测计划
为了更加全面的掌握油藏动态、分析油藏特征，2005年加大了油田的监测力度，无论从监测项目还是监测井次均较04年有了大幅度提高。同时加强管理、不断提高监测工作的质量，年初加强监测方案的计划性、目的性，测试中抓好监测井号的对号率和成功率；针对常规监测中存在技术等问题，积极引进先进监测新工艺、新技术，不断提高监测技术水平和监测资料质量。
05年计划各类监测1560井次，总计投入监测费用167.3万美元。
表3－2005年油田动态监测工作量总表
3）重点项目监测方案及原则 注蒸汽试验区
注蒸汽试验区的动态监测主要目的是随时掌握注气井、气驱生产井的井底压力、温度动态，结合示功图等资料了解气驱效果、分析生产井不受效的原因。由于目前所有井已进入气驱阶段，故监测方案中不考虑蒸汽“吞吐”的监测。目前油田内共有小井距和大井距试验区各一个：
表4 小井距试验区注汽井和生产井井号表
表5 大井距试验区注汽井和生产井井号表
（1）地层压力、温度监测： 注气井
每季度测一次井口、井底流动压力、温度，蒸汽干度；半年监测一次静压、静温。 观察井
每季度测量一次地层压力、温度和产液剖面。 气驱生产井
每年最少测量一次地层静压、静温（起泵时监测），测量是应严格执行：定深、定停产时间（不小于120小时）的原则；每月进行一次示功图测试；每年测试一次产液剖面。
（2）注气剖面测试
注气剖面测试主要是针对注气井，从4月份开始，每月监测一次，共8轮。 机械采油井监测
（1）每个油藏选择5%左右的具有代表性的抽油机井作为固定点测压井，每半年测静压1次，间隔6个月，其中5%测压力恢复。其它正常采油井选50%的井数每年测静液面、动液面、示功图各1次，两年全部覆盖一次。
（2）冷采区的注水井选取开井数30%以上的井每半年测1次静压。
（3）每个油藏选择5-10口井安装偏心井口以便进行产液剖面测试，每年测一次产液剖面，重点油井采取重大措施前后应进行产液剖面测井。
（4）选30%左右的注水井，每年测一次吸水剖面，凡进行重大技术措施试验的注水井，施工前后应分别测注水剖面一次。
盐下油藏
一、油藏概况
盐下油藏属大型鼻状构造油藏，包括石炭系和二叠系两个含油层系，其中石炭系油藏构造圈闭是一个被断层和局部高点复杂化的、不规则的鼻状构造，并形成多个局部高点，断层发育并形成东西两个断裂带。石炭系具有统一的油水界面，海拔深度为－4230m ，C1级储量7716万吨；二叠系油藏构造相对较完整，断层发育规模较小，主要含油层系为下二叠统，C1级储量3401万吨。
盐下油藏为弱挥发性的异常高压油气藏(石炭系压力系数1.84，压力80MPa ；二叠系压力系数1.79，压力73.4MPa) ，地饱压差大(石炭系47.5MPa ，二叠系45.3MPa) ，油藏弹性能量充足。
下二叠统油层厚度薄(主要为1米左右) 、平面分布极不稳定，没有统一的油水界面，属于典型的岩性油藏；石炭系油层厚度较大，分布比较稳定，具有相对统一的油水界面(-4230m)，属于构造为主的具有层状特征的块状油藏
储层物性差，均以低孔特低渗透类储层为主。其中石炭系储层储集空间类型以粒间、粒内孔为主，孔隙度为8％～11%，渗透率1×10-3um2左右；下二叠统储层储集空间类型以粒间孔为主，孔隙度平均12%，渗透率以小于10×10-3um2为主。
目前油田共有各类井 口，其中正在生产的井14口，待投产井6口，由于生产管柱被堵停产的4口。 二、储层特征
盐下油藏地质层位见下表：
石炭系
石炭系储层岩石类型、颗粒类型多、生物种类多, 以粒屑结构为主，表明主要为间隙动荡正常浅海即开阔海台地粒屑滩、滩间和广海陆棚相的交互沉积。中石炭统岩
性以生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩为主，下石炭统包括谢尔普霍夫阶和维实阶，岩性为灰岩夹泥岩。
二叠系
二叠系地层主要是一套近岸水下扇三角洲的沉积，且以重力流沉积为主，含油储层以中细粒岩屑砂岩为主。含油储层物性差，以低中孔特低渗透类储层为主，储层层内、层间、平面非均质程度严重。二叠系油层单层厚度小，平面分布不稳定，P1-2和P1-4油组为主力含油层段，平面上主要分布在105井～107井和3K 井区。二叠系开发的有利高产区主要分布在构造的西部，部分井区位于盐丘之下 三、04年动态监测回顾
盐下油田由于正式投入大规模开发的时间晚，各项监测工作相对比较滞后，04年无论是常规动态监测，还是针对性的监测项目均比较少。
表3 2004年肯基亚克盐下油田动态监测工作量统计
虽然工作量统计结果反映04年监测工作超额完成年度计划，但对于油田开发最关键的静压监测与年度计划相差太大，全年仅完成4井次的监测作业，05年需要加大此方面的监测力度。另外对于盐下这种特殊的油藏，压恢压降试井、系统试井的开展明显不足，不利于从动态角度认识油藏、评价产能。
1、4井次静压测试与压恢试井结果反映目前目的层压力均比较高，地层压力系数均大于1.8，为异常高压地层；
2、8001、8022两口井的压恢试井结果反映目的层有效渗透率较低，属低渗地层，井筒完善情况不一致，地层具均质地层特征；
3、流压监测反映井底流动压力普遍较高，表明地层产出能力强，仅有H8033井4
月份监测流压系数仅为0.53，由于该井仅进行一次流压测试，可能存才误差，应抓紧重测，落实地层产能。
5、静压录取资料明显偏少，应加强静压监测，条件允许下尽量采用压恢、压降试井，录取地层压力、分析储层深流特征。 四、05年动态监测方案部署
05年肯基亚克盐上油田的动态监测应进一步结合油田开发动态，围绕生产重点，开展相应的监测工作，为油田的持续发展提供支持
1、监测方案部署原则
根据中国石油天然气行业标准SY/T6221-1996《油田开发动态监测设计及动态监测技术要求》有关规定和CNPC －阿克纠宾油气股份公司《油藏动态监测管理规定》，结合肯基亚克盐下油田的地质特征和开发工作重点，制定油田动态监测方案的部署及原则如下。
1）总体动态监测原则
根据油藏的地质特点和生产开发要求确定油藏动态监测的内容，具体施工方式、监测井。动态监测系统采取固定和非固定的方法，按开发区块和层系建立；监测井网的部署采取一般区块同重点区块典型解剖相结合的办法，重点区块进行加密测试，定期监测，系统观察；监测井点需结合井点所处的构造位置、边底水活跃状况、气顶能量、井网和开采特点进行部署，在时间上保证有连续性、可对比性。
2）建立合理、完善的监测机制
合理、完善的监测机制是确保油田动态资料录取的保证，针对目前油田的勘探、开发状况，确定油田监测机制如下：
新钻井的监测
新钻井的监测重点是录取第一手的地层压力、流体性质资料；监测手段以DST 测试为主。为了全面录取地层信息，同时也为钻井、完井施工提供支持，新钻井的监测分两个阶段：钻井过程中和完井后。
由于盐下井的井矿非常复杂，DST 中途裸眼测试不适合于在本区应用。新钻井的测试应采用完井DST 测试方式。完井后测试可以达到录取原始地层压力、对地层的渗流特征进行初步了解为目的。选用两次开关井制度，如监测过程中流体能够顺利喷出，可在产能稳定的条件下，录取流体高压物性样品。
注意事项：
由于DST 测试过程中不能实现常规的梯度测试，故应注意在测试期间关井阀以下选用3只压力计，每只压力计之间相隔不小于30m 。
新投产井的监测
新投产井的监测目的主要是进一步落实地层压力、合理优化产能、全面了解地层渗流机理、单井控制储量等，同时如在完井阶段未录取到地层流体高压物性样品的井可以在本阶段录取。采取的监测方式有两种：压恢试井＋系统试井和单纯的系统试井。
（1）压恢＋系统试井
压恢＋系统试井是针对钻井和完井过程中均未能录取到地层原始压力的井而采取的一种监测方式，监测模式示意图如下：
工作历史曲线 (压力 [M P a ], 液体流量 [m 3/D ]-时间 [h r ])
压恢＋系统试井模式图
注意事项：
① 采用高精度长时压力对井底压力进行连续监测，压力计在开井前入井。 ② 入井压力计应尽量接近产层，同时做好井筒内压力梯度的监测，在关井过程中（后期）和改变工作制度后（产能稳定）重新下入压力计进行梯度测量。
③ 系统试井生产工作制度应严格按正序列（由小到大）进行生产，每个工作制度下，产能应达到稳定
④ 监测过程中地面准确计量产量，油、套压等参数。 （2）系统试井
单纯的系统试井是针对在前期已录取到地层压力的井而采取的一种监测方式，由于开井投产初期产能可能不稳定，同时为了保证系统试井生产工作制度正序列进行，在放喷生产一段时间后，调整生产制度，进行系统试井，模式图如下：
工作历史曲线 (压力 [MPa], 液体流量 [m3/D]-时间 [hr])
系统试井模式图
注意事项：
① 单纯的系统试井除应注意采取与压恢＋系统试井相同的事项外，还应注意由投产初期的工作制度改变为系统试井后的第一个生产制度生产时间应保持较长的时间，确保地层中压力的平衡，压力计入井时间可选择在变换小油嘴前48小时。
② 由于井筒状况复杂，关井前应有适当的放喷生产时间，以清洁井筒，防止关井期间生产管道被堵。
③ 另外在新投产井中应井所处区域的不同，有目的的选择部分井下入永久压力计，长期监测井底的压力变化情况，以分析单井控制储量、水体能量等。
生产井的动态监测
由于是开发初期，各个生产井的资料也比较匮乏，需要全面加强监测力度，针对目前各井的资料录取情况，今年的生产井监测应主要落实以下内容：
（1）地层压力的监测
在目前14口生产井中仅有2口井进行了1次常规静压测试，2口井进行压恢和常规静压监测，地层压力录取数据极度缺乏，严重制约了对油藏的动态认识。但鉴于目前油田的生产形式，按计划监测静压不太容易实现，故应坚持在每年的关井检修期间，对每口生产井均进行监测，监测方式以关井测压恢为主，以达到准确监测地层压力的同时，对地层的渗流特征、物性特征也进行分析。
注意事项：
① 在关井前下入压力计进行连续监测井底压力变化，关井期间再重新下入压力计测取静压梯度，关井结束后压力计继续留在井底监测井底流动压力。
② 关井结束后，开井生产可选择两种方式监测：已进行过产能优化试井的采用合理工作制度生产，录取压降资料；没有进行过系统试井的，采取系统试井的工作制
度，进行产能优化。
③ 根据井点所处区域不同，结合生产动态特征，选择部分井下入永久压力计进行监测，为分析单井控制储量、水体能量提供依据。
（2）流压监测
生产井的流压监测目前已比较规范，所有生产井没季度监测1次流压。应当注意在进行流压监测是，地面录取流体样品，分析原油性质、含水率变化等。
（3）系统试井
04年共有两口井进行了系统试井，但未能达到预期效果，其中重要的原因之一是没有固定压力计连续监测井底压力变化，对于此类井应抓紧安排系统试井、优化产能；没有进行过系统试井的，可在压恢试井后进行。
试工方式及注意事项可借鉴新投产井的要点。 （4）井下状况监测
由于盐下油田井的特殊状况，井下状况的监测也非常重要，目前油田内由于各种原因，已有4口井被堵，严重影响了油田产能，下步应加强此方面监测，争取做到每年对每口井监测1次。
（5）产液剖面监测
目前油田还为进入全面开发阶段，层间矛盾、地层出水等问题还未体现，故产液剖面的监测暂时不是重点，但对于灰岩地层，产液剖面的监测也是必要的。
2）总体监测计划
为了更加全面的掌握油藏动态、分析油藏特征，2005年加大了油田的监测力度，无论从监测项目还是监测井次均较04年有了大幅度提高。同时加强管理、不断提高监测工作的质量，年初加强监测方案的计划性、目的性，测试中抓好监测井号的对号率和成功率；针对常规监测中存在技术等问题，积极引进先进监测新工艺、新技术，不断提高监测技术水平和监测资料质量。
05年计划各类监测1760井次，总计投入监测费用167.3万美元。
表3－2005年油田动态监测工作量总表
2）重点项目监测方案
盐下油田目前正处于全面开发的早期，如何充分利用有利时机，在开发前期建立起油田合理、完善的动态监测机制，录取到全面、准确动态资料，建立各井的动态历史档案，为准确评价油藏动态特征、合理优化产能、指导油田开发是今年动态监测的重点。
新钻井8016井
8016井位于构造西部盐丘下，钻井目的层为盐下石炭系 m段，目前该井已钻至 m，正在进行取芯作业。在钻进过程中应注意录井显示，及时安排DST 测试作业，发现油气层，录取原始地层压力。
新投产产井
今年油田预计有6口新井要陆续投产，其中在钻井8016井预计投产时间较早，该井如能在钻井活完井阶段录取到地层压力，投产后可直接进行系统试井，优化查能，具体系统试井工作制度可根据DST 测试成果和投产初期的放喷情况确定。
8015、8009、8034、7001和7043是另外预计要投产的井，在这些井的钻井和投产时也应按照相应的监测原则进行监测。
生产井监测
生产井的监测除常规流压、地面流体样品外，重点是压力恢复试井和系统试井。目前盐下油田共有生产井14口，其中有4口井录取到了原始地层压力，根据已有动态资料和各井的产能状况，确定05年生产井动态监测程序如下：
05年盐下生产井监测计划表
动态监测实施与质量控制
1、油水井测取地层静压，要求压力计下到油层中部或油层顶部以上100米以内进行测试，下不到要求深度的通井或另选井；肯基亚克盐下油田中，由于压力计不能下至油层定100m 内的斜井、水平井监测流、静压时需测全井筒梯度，静压测试暂定关井5天。
2、压力监测要实现“四定”，固定井点，固定压力计，固定时间间隔，固定深度，以便使压力资料具有可比性。
3、压力恢复试井要用万分之2的高精度电子压力计进行测试，点测静压的压力计可用千分之5的压力计进行测试，井口油、套压力用1%精度的压力测试。尽量利用井下关井技术进行压力恢复试井。盐下油藏选择5-8口井，进行永久式压力计测试。
4、系统试井测试要求在4个以上工作制度下进行测试，每个工作制度连续工作7天，油气产量、压力达到稳定为标准。油井应从小油嘴或小压差开始，然后逐级放大。水井应从小注入量开始，然后逐级提高。
5、试井过程中的压力稳定标准是24小时压力波动不超过0.05MPa （0.5大气压）。 6、所有压力计严格按各级压力计说明书规定的校验周期定期进行标定校验，测试前必须出示压力计的校验证明，并将压力计的有关参数写进试井解释报告。
2005年肯吉亚克油田
动态监测方案
2005年2月
05年扎那若尔油田动态监测方案
肯基亚克油田位于哈萨克斯坦共和国阿克纠宾斯克州南部。油田地表为起伏不平的草原，地面海拔170m ～230m 。
油田以盐丘为界分为盐上和盐下两个油藏。其中盐上油田构造简单，为以孔谷阶（P 1Kg ）盐丘为核心的近东西向短轴背斜，在下二叠统孔谷阶之上自下而上依次沉积的地层有古生界（二叠系）、中生界（三叠系、侏罗系、白垩系）和新生界第四系。共有9套含油层系，自下而上为上二叠统1套、下三叠统2套、下侏罗统1套、中侏罗统3套、下白垩统2套。
盐上油藏于1966年陆续投入开发，开发动用的主要层系为中侏罗统，截止2004年12月底，油田年产油量 ×104t ，累积产油 ×104t ，采油速度0.31％，采出程度12.4%，油田综合含水74％。
盐下油藏为一个大型鼻状构造，油藏1991年10月23日经苏联国家储量委员会批准C1地质储量11134.9万吨，可采储量2864万吨。截止2004年12月底，油田年产油量 84.77×104t ，累积产油111.3×104t ，采油速度0.91％，采出程度1.26%，油田综合含水1％。
盐上油藏
一、油藏概况
肯基亚克油田位于滨里海含盐盆地东缘的乌拉尔—恩巴盐丘构造带上，区域构造上属滨里海盆地与穆戈贾尔褶皱系的结合带。
在盐上层的产层构造中，肯基亚克构造为一以孔谷阶（P 1Kg ）盐丘为核心的近东西向短轴背斜，以中侏罗统顶部计，隆起幅度约80m ，规模约6.2km ×3.1km ，北翼倾角4°～5°，南翼倾角8°～10°。
根据构造形态、运动强度及差异，盐上组合可分为上、下两个大的构造层，两构造层间呈角度不整合和地层不整合。
上构造层：主要包括侏罗系和白垩系，特点是地层产状比较平缓，受盐丘构造的影响相对较弱，断裂和角度不整合不很明显。
在背斜轴部，盐上组合发育有2条略向南凸的近东西向纵断层，形成了一纵向地堑，将背斜分为南、北两翼。南翼面积大，约10.46km 2；北翼面积小，约6.48km 2；地堑面积约0.8km 2，地堑下降幅度50～60m 。东南部发育有规模较小的正断层，形成
了高低不一的小断块。断层向上延伸至白垩系底部，断距较小，一般约5～10m 。
下构造层：包括上二叠统和下三叠统，构造较复杂，地层倾角较陡，与上覆地层呈明显的角度不整合。厚度从构造顶部到低部位明显增大，在隆起顶部上二叠统—下三叠统严重剥蚀（图1.2-2）。
在盐丘顶部，由于严重的剥蚀作用，下三叠统几乎已完全被侵蚀殆尽；在盐丘翼部，有相当厚的下三叠统和上二叠统被保存下来，但许多区域上二叠统的对比性很差。
总体看肯基亚克油田盐上油藏属于受构造控制的、具有边底水油单一型孔隙介质油藏。
目前全油田共有采油井 口，注蒸汽井8口、注热水井4口，另有少量观察井，待投产井和正在钻井。有老的注气开采区、注气后传注水开采区和注蒸汽开采试验区各一个，另外下步还要开展注聚合物开采试验。 二、储层特征
目前扎肯基亚克盐上油田范围内二叠系孔谷阶卤盐层之上古生界至新生界的区域地层层序，自下而上依次沉积的地层是：古生界（二叠系）、中生界（三叠系、侏罗系、白垩系）和新生界第四系，最大厚度约为3000m 。
表1 肯基亚克盐上油藏地质层位
二叠系（P ）：在肯基亚克油田分为下统和上统。 下二叠统（P 1）
由独特的孔谷阶（P 1Κд）组成，上部为陆源硫酸盐岩，下部为卤盐。 上二叠统（P ）
2
分布在孔谷阶陆源—硫酸盐岩层剥蚀面之上，由陆相、湖相—泻湖相的乌菲姆组、卡赞组和鞑靼组组成。主要岩性为泥岩、泥板岩、砂砾岩和砂岩，夹有碳酸盐岩和砾岩。
三叠系（T ）：上三叠统（T 3）和中三叠统（T 2）缺失，现存的主要是下三叠统（T 1），为陆源岩。
下三叠统（T 1）以角度不整合超覆在上二叠统之上，可划分为维特鲁什组（T 1vt ）和巴斯昆恰克组（T 1bs ），最大钻揭厚度为390m 。
维特鲁什组（T 1vt ）：主要岩性为灰—暗灰色砂岩、泥岩夹灰岩、白云岩，属典型的泻湖—大陆相沉积。其中，底部为砾岩层，它是三叠系的工业含油层。
巴斯昆恰克组（T 1bs ）：是三叠系上部的工业含油层。底部为厚度较小的砾岩和粗砂岩，上部为泥岩、砂岩的薄互层沉积，偶见砾岩和泥质碳酸盐岩，属泻湖—大陆相沉积。
侏罗系（J ）：主要由下侏罗统（J 1）和中侏罗统（J 2）组成，上侏罗统（J 3）在油田内剥蚀殆尽。
下侏罗统（J 1）：为一套泥岩、砂岩组合，底部为胶结疏松的中砂岩，夹有2～5mm 的半磨圆度的细砾；上部为灰褐色层状泥岩和含有炭化植屑的粉砂岩。
在测井曲线上，下侏罗统与中侏罗统的电性特征很相似，分布不稳定，厚度0～50m ，因此未做进一步的层组划分。
中侏罗统（J 2）：为一套胶结疏松的中细砂岩与粉砂岩、泥岩组合，是盐上油藏的主要含油层系，钻揭厚度100～140m ，分为Ю—Ⅰ、Ю—Ⅱ、Ю—Ⅲ等3个油层组。
Ю—Ⅱ层是中侏罗统的主要含油层位，厚度较大，因此以往研究又将其细分为А、Б、В、Г四个砂层。从沉积特征上看，Ю—ⅡА、Б、В层的砂岩和其间的泥岩很不稳定，电性上很难将各层明确地划分开来；相比而言，Ю—Ⅱ的Г层与А、Б、В层之间的的泥岩层比较稳定，电性上能够较好地与А、Б、В层划分开。
上侏罗统（J ）：由于在油田内已被剥蚀殆尽，因此未被划出。在戈杰里夫组底部
3
个别样品中发现的微古生物化石组合中不但有晚侏罗世的特征，而且还有凡兰吟期的特征，这说明它们是一套再沉积层。
白垩系（K ）：钻揭的主要是下白垩统（K 1）和上白垩统（K 2）。
下白垩统（K ）：可划分出戈杰里夫组（K 1h ）、巴列姆组（K 1br ）、阿普蒂组（K 1apt ）
1
和阿尔必组（K 1alb ）。
戈杰里夫组（K h ）：以深度侵蚀和角度不整合覆盖在中侏罗统之上，主要岩性为
1
灰绿色海相泥岩，砂岩、粉砂岩和少量泥灰岩、灰岩呈薄互层分布于剖面下部。
巴列姆组（K br ）：分布于戈杰里夫组侵蚀面上，钻揭厚度40～85m 。主要岩性为
1
杂色泥岩，并夹有粉砂岩、砂岩，下部为含油性较好的砂岩。
阿普蒂组（K apt ）：不整合分布于分布于巴列姆组侵蚀面上，钻揭厚度30～70m 。
1
主要岩性为暗灰色泥岩，下部为灰绿色细砂岩。
阿尔必组（K alb ）：在油区内广泛分布，不整合分布于阿普蒂组侵蚀面之上，最大
1
钻揭厚度165m ，为一套砂—泥岩剖面组合，下部主要为泥岩（灰色），向上含砂量增大，主要为浅灰色砂岩。
上白垩统（K ）：钻揭剖面中可划分为圣多恩组（K 2s ）和喀姆班组（K 2cp ）。
2
喀姆班组（K 2cp ）：分为上、下两个亚阶，钻揭厚度40～45m 。两个亚阶岩性相同，主要岩性为绿色—灰色泥岩，底部为灰绿色、铁锈色砂岩。
圣多恩组（K 2s ）：分为上、下两个亚阶，岩性差别不大，主要岩性为暗绿—灰色泥岩，碳酸盐含量较高，底部有一薄层小砾岩。 三、04年动态监测回顾
1、04年动态监测工作量统计
2004年CNPC 哈萨克分公司针对油田动态监测过程中存在的问题及油田开发工作重点，加大了监测力度，重点对注蒸汽试验区的注气情况、地层压力情况进行监测，主要项目有：常规流、静压测监测、吸气剖面以及抽油机工矿测试等（见表2）。
表2 2004年肯基亚克盐上油田动态监测工作量统计
04年油田共完成各项作业615井次，完成年计划的87.86%，其中吸气剖面测试完成年度工作计划，但高温注采和施工图测试均距年计划有一定差异，下步应加强。 2、主要监测成果
04年的监测的监测工作主要是围绕注蒸汽试验区进行，通过各种监测可知： 1）注气井井底流压成上升趋势，各井注汽流压的回升表明汽驱后油层压力得到恢复，汽驱已开始具备受效的基础。
2）隔热油管能够大幅度降低蒸汽在管柱中的热损耗；针对喇叭口一下的热量损耗情况，建议油管尾端应尽量接近油层，压缩套管的裸露长度。
3）注气井吸气剖面反映受目的层内非均质程度较大的影响，层间存在矛盾，总体呈上部吸汽比例比下部高。在А、Б、В多层合注的井，А层吸汽最好，Б层次之，В层吸汽最差。建议及早储备调整吸汽剖面和产出剖面的技术。
4）观察井监测结果反映吸气层位温度明显上升，注入蒸汽使地层温度升高。 5）气驱生产井生产动态反映气驱效果较明显，小井距效果好于大井距。 四、05年动态监测方案部署
05年肯基亚克盐上油田的动态监测应进一步结合油田开发动态，围绕生产重点，开展相应的监测工作，为油田的持续发展提供支持
1、05年监测工作重点
2005年是油田持续发展的一年，针对目前油田发展的形式、方案规划和04年油田动态监测中存在的一些问题，从保持油田动态监测的连续性、完善性和及时性及方面确定05年的动态监测重点仍是以注气试验区为主，同时加强对机采井的压力、剖面、抽油机工矿的监测：
1）加强注蒸汽试验区的监测
蒸汽气驱试验今年进入关键的一年，应加大对试验区各类井的监测，全面录取各项动态资料，为准确评价试验区的注气动态，气驱效果提供依据；
2）加强注聚合物、过热蒸汽试验区监测
今年油田在注蒸汽试验的基础上，将进一步开展过热蒸汽和注聚合物的试验，相应各项动态监测也应在此方面加强，以录取第一手动态资料。
2、监测方案部署原则
根据中国石油天然气行业标准SY/T6221-1996《油田开发动态监测设计及动态监测技术要求》有关规定和CNPC －阿克纠宾油气股份公司《油藏动态监测管理规定》，结合肯基亚克盐上油田的地质特征和开发工作重点，制定油田动态监测方案的部署及原则如下。
1）总体动态监测原则
根油藏的地质特点和生产开发要求确定油藏动态监测的内容，具体施工方式、监测井。动态监测系统采取固定和非固定的方法，按开发区块和层系建立；监测井网的部署采取一般区块同重点区块典型解剖相结合的办法，重点区块进行加密测试，定期监测，系统观察；监测井点需结合井点所处的构造位置、边底水活跃状况、气顶能量、井网和开采特点进行部署，在时间上保证有连续性、可对比性。
2）总体监测计划
为了更加全面的掌握油藏动态、分析油藏特征，2005年加大了油田的监测力度，无论从监测项目还是监测井次均较04年有了大幅度提高。同时加强管理、不断提高监测工作的质量，年初加强监测方案的计划性、目的性，测试中抓好监测井号的对号率和成功率；针对常规监测中存在技术等问题，积极引进先进监测新工艺、新技术，不断提高监测技术水平和监测资料质量。
05年计划各类监测1560井次，总计投入监测费用167.3万美元。
表3－2005年油田动态监测工作量总表
3）重点项目监测方案及原则 注蒸汽试验区
注蒸汽试验区的动态监测主要目的是随时掌握注气井、气驱生产井的井底压力、温度动态，结合示功图等资料了解气驱效果、分析生产井不受效的原因。由于目前所有井已进入气驱阶段，故监测方案中不考虑蒸汽“吞吐”的监测。目前油田内共有小井距和大井距试验区各一个：
表4 小井距试验区注汽井和生产井井号表
表5 大井距试验区注汽井和生产井井号表
（1）地层压力、温度监测： 注气井
每季度测一次井口、井底流动压力、温度，蒸汽干度；半年监测一次静压、静温。 观察井
每季度测量一次地层压力、温度和产液剖面。 气驱生产井
每年最少测量一次地层静压、静温（起泵时监测），测量是应严格执行：定深、定停产时间（不小于120小时）的原则；每月进行一次示功图测试；每年测试一次产液剖面。
（2）注气剖面测试
注气剖面测试主要是针对注气井，从4月份开始，每月监测一次，共8轮。 机械采油井监测
（1）每个油藏选择5%左右的具有代表性的抽油机井作为固定点测压井，每半年测静压1次，间隔6个月，其中5%测压力恢复。其它正常采油井选50%的井数每年测静液面、动液面、示功图各1次，两年全部覆盖一次。
（2）冷采区的注水井选取开井数30%以上的井每半年测1次静压。
（3）每个油藏选择5-10口井安装偏心井口以便进行产液剖面测试，每年测一次产液剖面，重点油井采取重大措施前后应进行产液剖面测井。
（4）选30%左右的注水井，每年测一次吸水剖面，凡进行重大技术措施试验的注水井，施工前后应分别测注水剖面一次。
盐下油藏
一、油藏概况
盐下油藏属大型鼻状构造油藏，包括石炭系和二叠系两个含油层系，其中石炭系油藏构造圈闭是一个被断层和局部高点复杂化的、不规则的鼻状构造，并形成多个局部高点，断层发育并形成东西两个断裂带。石炭系具有统一的油水界面，海拔深度为－4230m ，C1级储量7716万吨；二叠系油藏构造相对较完整，断层发育规模较小，主要含油层系为下二叠统，C1级储量3401万吨。
盐下油藏为弱挥发性的异常高压油气藏(石炭系压力系数1.84，压力80MPa ；二叠系压力系数1.79，压力73.4MPa) ，地饱压差大(石炭系47.5MPa ，二叠系45.3MPa) ，油藏弹性能量充足。
下二叠统油层厚度薄(主要为1米左右) 、平面分布极不稳定，没有统一的油水界面，属于典型的岩性油藏；石炭系油层厚度较大，分布比较稳定，具有相对统一的油水界面(-4230m)，属于构造为主的具有层状特征的块状油藏
储层物性差，均以低孔特低渗透类储层为主。其中石炭系储层储集空间类型以粒间、粒内孔为主，孔隙度为8％～11%，渗透率1×10-3um2左右；下二叠统储层储集空间类型以粒间孔为主，孔隙度平均12%，渗透率以小于10×10-3um2为主。
目前油田共有各类井 口，其中正在生产的井14口，待投产井6口，由于生产管柱被堵停产的4口。 二、储层特征
盐下油藏地质层位见下表：
石炭系
石炭系储层岩石类型、颗粒类型多、生物种类多, 以粒屑结构为主，表明主要为间隙动荡正常浅海即开阔海台地粒屑滩、滩间和广海陆棚相的交互沉积。中石炭统岩
性以生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩为主，下石炭统包括谢尔普霍夫阶和维实阶，岩性为灰岩夹泥岩。
二叠系
二叠系地层主要是一套近岸水下扇三角洲的沉积，且以重力流沉积为主，含油储层以中细粒岩屑砂岩为主。含油储层物性差，以低中孔特低渗透类储层为主，储层层内、层间、平面非均质程度严重。二叠系油层单层厚度小，平面分布不稳定，P1-2和P1-4油组为主力含油层段，平面上主要分布在105井～107井和3K 井区。二叠系开发的有利高产区主要分布在构造的西部，部分井区位于盐丘之下 三、04年动态监测回顾
盐下油田由于正式投入大规模开发的时间晚，各项监测工作相对比较滞后，04年无论是常规动态监测，还是针对性的监测项目均比较少。
表3 2004年肯基亚克盐下油田动态监测工作量统计
虽然工作量统计结果反映04年监测工作超额完成年度计划，但对于油田开发最关键的静压监测与年度计划相差太大，全年仅完成4井次的监测作业，05年需要加大此方面的监测力度。另外对于盐下这种特殊的油藏，压恢压降试井、系统试井的开展明显不足，不利于从动态角度认识油藏、评价产能。
1、4井次静压测试与压恢试井结果反映目前目的层压力均比较高，地层压力系数均大于1.8，为异常高压地层；
2、8001、8022两口井的压恢试井结果反映目的层有效渗透率较低，属低渗地层，井筒完善情况不一致，地层具均质地层特征；
3、流压监测反映井底流动压力普遍较高，表明地层产出能力强，仅有H8033井4
月份监测流压系数仅为0.53，由于该井仅进行一次流压测试，可能存才误差，应抓紧重测，落实地层产能。
5、静压录取资料明显偏少，应加强静压监测，条件允许下尽量采用压恢、压降试井，录取地层压力、分析储层深流特征。 四、05年动态监测方案部署
05年肯基亚克盐上油田的动态监测应进一步结合油田开发动态，围绕生产重点，开展相应的监测工作，为油田的持续发展提供支持
1、监测方案部署原则
根据中国石油天然气行业标准SY/T6221-1996《油田开发动态监测设计及动态监测技术要求》有关规定和CNPC －阿克纠宾油气股份公司《油藏动态监测管理规定》，结合肯基亚克盐下油田的地质特征和开发工作重点，制定油田动态监测方案的部署及原则如下。
1）总体动态监测原则
根据油藏的地质特点和生产开发要求确定油藏动态监测的内容，具体施工方式、监测井。动态监测系统采取固定和非固定的方法，按开发区块和层系建立；监测井网的部署采取一般区块同重点区块典型解剖相结合的办法，重点区块进行加密测试，定期监测，系统观察；监测井点需结合井点所处的构造位置、边底水活跃状况、气顶能量、井网和开采特点进行部署，在时间上保证有连续性、可对比性。
2）建立合理、完善的监测机制
合理、完善的监测机制是确保油田动态资料录取的保证，针对目前油田的勘探、开发状况，确定油田监测机制如下：
新钻井的监测
新钻井的监测重点是录取第一手的地层压力、流体性质资料；监测手段以DST 测试为主。为了全面录取地层信息，同时也为钻井、完井施工提供支持，新钻井的监测分两个阶段：钻井过程中和完井后。
由于盐下井的井矿非常复杂，DST 中途裸眼测试不适合于在本区应用。新钻井的测试应采用完井DST 测试方式。完井后测试可以达到录取原始地层压力、对地层的渗流特征进行初步了解为目的。选用两次开关井制度，如监测过程中流体能够顺利喷出，可在产能稳定的条件下，录取流体高压物性样品。
注意事项：
由于DST 测试过程中不能实现常规的梯度测试，故应注意在测试期间关井阀以下选用3只压力计，每只压力计之间相隔不小于30m 。
新投产井的监测
新投产井的监测目的主要是进一步落实地层压力、合理优化产能、全面了解地层渗流机理、单井控制储量等，同时如在完井阶段未录取到地层流体高压物性样品的井可以在本阶段录取。采取的监测方式有两种：压恢试井＋系统试井和单纯的系统试井。
（1）压恢＋系统试井
压恢＋系统试井是针对钻井和完井过程中均未能录取到地层原始压力的井而采取的一种监测方式，监测模式示意图如下：
工作历史曲线 (压力 [M P a ], 液体流量 [m 3/D ]-时间 [h r ])
压恢＋系统试井模式图
注意事项：
① 采用高精度长时压力对井底压力进行连续监测，压力计在开井前入井。 ② 入井压力计应尽量接近产层，同时做好井筒内压力梯度的监测，在关井过程中（后期）和改变工作制度后（产能稳定）重新下入压力计进行梯度测量。
③ 系统试井生产工作制度应严格按正序列（由小到大）进行生产，每个工作制度下，产能应达到稳定
④ 监测过程中地面准确计量产量，油、套压等参数。 （2）系统试井
单纯的系统试井是针对在前期已录取到地层压力的井而采取的一种监测方式，由于开井投产初期产能可能不稳定，同时为了保证系统试井生产工作制度正序列进行，在放喷生产一段时间后，调整生产制度，进行系统试井，模式图如下：
工作历史曲线 (压力 [MPa], 液体流量 [m3/D]-时间 [hr])
系统试井模式图
注意事项：
① 单纯的系统试井除应注意采取与压恢＋系统试井相同的事项外，还应注意由投产初期的工作制度改变为系统试井后的第一个生产制度生产时间应保持较长的时间，确保地层中压力的平衡，压力计入井时间可选择在变换小油嘴前48小时。
② 由于井筒状况复杂，关井前应有适当的放喷生产时间，以清洁井筒，防止关井期间生产管道被堵。
③ 另外在新投产井中应井所处区域的不同，有目的的选择部分井下入永久压力计，长期监测井底的压力变化情况，以分析单井控制储量、水体能量等。
生产井的动态监测
由于是开发初期，各个生产井的资料也比较匮乏，需要全面加强监测力度，针对目前各井的资料录取情况，今年的生产井监测应主要落实以下内容：
（1）地层压力的监测
在目前14口生产井中仅有2口井进行了1次常规静压测试，2口井进行压恢和常规静压监测，地层压力录取数据极度缺乏，严重制约了对油藏的动态认识。但鉴于目前油田的生产形式，按计划监测静压不太容易实现，故应坚持在每年的关井检修期间，对每口生产井均进行监测，监测方式以关井测压恢为主，以达到准确监测地层压力的同时，对地层的渗流特征、物性特征也进行分析。
注意事项：
① 在关井前下入压力计进行连续监测井底压力变化，关井期间再重新下入压力计测取静压梯度，关井结束后压力计继续留在井底监测井底流动压力。
② 关井结束后，开井生产可选择两种方式监测：已进行过产能优化试井的采用合理工作制度生产，录取压降资料；没有进行过系统试井的，采取系统试井的工作制
度，进行产能优化。
③ 根据井点所处区域不同，结合生产动态特征，选择部分井下入永久压力计进行监测，为分析单井控制储量、水体能量提供依据。
（2）流压监测
生产井的流压监测目前已比较规范，所有生产井没季度监测1次流压。应当注意在进行流压监测是，地面录取流体样品，分析原油性质、含水率变化等。
（3）系统试井
04年共有两口井进行了系统试井，但未能达到预期效果，其中重要的原因之一是没有固定压力计连续监测井底压力变化，对于此类井应抓紧安排系统试井、优化产能；没有进行过系统试井的，可在压恢试井后进行。
试工方式及注意事项可借鉴新投产井的要点。 （4）井下状况监测
由于盐下油田井的特殊状况，井下状况的监测也非常重要，目前油田内由于各种原因，已有4口井被堵，严重影响了油田产能，下步应加强此方面监测，争取做到每年对每口井监测1次。
（5）产液剖面监测
目前油田还为进入全面开发阶段，层间矛盾、地层出水等问题还未体现，故产液剖面的监测暂时不是重点，但对于灰岩地层，产液剖面的监测也是必要的。
2）总体监测计划
为了更加全面的掌握油藏动态、分析油藏特征，2005年加大了油田的监测力度，无论从监测项目还是监测井次均较04年有了大幅度提高。同时加强管理、不断提高监测工作的质量，年初加强监测方案的计划性、目的性，测试中抓好监测井号的对号率和成功率；针对常规监测中存在技术等问题，积极引进先进监测新工艺、新技术，不断提高监测技术水平和监测资料质量。
05年计划各类监测1760井次，总计投入监测费用167.3万美元。
表3－2005年油田动态监测工作量总表
2）重点项目监测方案
盐下油田目前正处于全面开发的早期，如何充分利用有利时机，在开发前期建立起油田合理、完善的动态监测机制，录取到全面、准确动态资料，建立各井的动态历史档案，为准确评价油藏动态特征、合理优化产能、指导油田开发是今年动态监测的重点。
新钻井8016井
8016井位于构造西部盐丘下，钻井目的层为盐下石炭系 m段，目前该井已钻至 m，正在进行取芯作业。在钻进过程中应注意录井显示，及时安排DST 测试作业，发现油气层，录取原始地层压力。
新投产产井
今年油田预计有6口新井要陆续投产，其中在钻井8016井预计投产时间较早，该井如能在钻井活完井阶段录取到地层压力，投产后可直接进行系统试井，优化查能，具体系统试井工作制度可根据DST 测试成果和投产初期的放喷情况确定。
8015、8009、8034、7001和7043是另外预计要投产的井，在这些井的钻井和投产时也应按照相应的监测原则进行监测。
生产井监测
生产井的监测除常规流压、地面流体样品外，重点是压力恢复试井和系统试井。目前盐下油田共有生产井14口，其中有4口井录取到了原始地层压力，根据已有动态资料和各井的产能状况，确定05年生产井动态监测程序如下：
05年盐下生产井监测计划表
动态监测实施与质量控制
1、油水井测取地层静压，要求压力计下到油层中部或油层顶部以上100米以内进行测试，下不到要求深度的通井或另选井；肯基亚克盐下油田中，由于压力计不能下至油层定100m 内的斜井、水平井监测流、静压时需测全井筒梯度，静压测试暂定关井5天。
2、压力监测要实现“四定”，固定井点，固定压力计，固定时间间隔，固定深度，以便使压力资料具有可比性。
3、压力恢复试井要用万分之2的高精度电子压力计进行测试，点测静压的压力计可用千分之5的压力计进行测试，井口油、套压力用1%精度的压力测试。尽量利用井下关井技术进行压力恢复试井。盐下油藏选择5-8口井，进行永久式压力计测试。
4、系统试井测试要求在4个以上工作制度下进行测试，每个工作制度连续工作7天，油气产量、压力达到稳定为标准。油井应从小油嘴或小压差开始，然后逐级放大。水井应从小注入量开始，然后逐级提高。
5、试井过程中的压力稳定标准是24小时压力波动不超过0.05MPa （0.5大气压）。 6、所有压力计严格按各级压力计说明书规定的校验周期定期进行标定校验，测试前必须出示压力计的校验证明，并将压力计的有关参数写进试井解释报告。