沈阳采油厂大民油田动态监测
油田动态监测贯穿于油田开发全过程，为油田调整开发方案、采取增产增注措施提供依据，同时也为油藏的数值模拟和油藏描述提供资料。大民屯油田进入全面开发后，在总地质师昝立新、总工程师陈才祥的指导下，由吴启林、孙修明、张景海、吕宏等人结合沈阳采油厂开发实际，编制出台了《油气水井资料录取标准》，并在全厂内执行，在执行过程中不断补充完善。每季度由地质牵头组织采油、工艺、测试、化验等单位按照《油气水井资料录取标准》进行现场检查，并进行严格考核评比，促进了油田开发第一手基础资料录取的齐全准确，也为油藏评价和各类方案编制提供了可靠依据。同时，与油田兄弟单位协同一起完成油田动态监测。油田动态监测重点是在油（气）井和注水井上所进行的测试。油井的分层产油、水的产出剖面，注水井的分层注水、吸水剖面，油（气）水井的压力、温度剖面和井间地层连通状况以及开发过程中储层的剩余油饱和度、孔隙度、渗透率、水驱方向监测、井下技术状况监测，油、水流体性质监测等资料。
一、油气水井测压
大民屯油田油气水井测压仪器使用上经历了CY613、JY-721弹簧管式机械压力计向存储式电子压力计的转变。因其油品性质以稀油为主，油气水井常规测压技术、测压工艺与其它油田区别不大。
水力泵采油是大民屯油田的一种采油方式，针对水力泵抽油井的油层压力变化，1989年常仰文、占良等人开始研制水力泵系列测压泵。该系列测压泵可以在普通水力活塞泵抽油井中使用，也可在水力喷射采油井中使用．应用它可测得油井流压、静压数据。从1989年至1992年共进行66井次测压，成功率100%，用该系列测得油井静压、流压，精度高，利用压力资料进行动态分析和油藏研究，为油井选择合理的生产制度，实施有效的增产措施提供了准确的资料。该技术已获国家专利局实用新型专利（见图2-15）。
1997年大民屯油田开始应用拖筒测压工艺，作业修井时将压力计下到预定深度，压力计记录出各生产制度下的压力恢复与降落数据，测试结束后上作业起出压力计。该测试工艺解决了抽油井压力恢复测试的难题，为掌握油藏压力及相关地层参数提供了有效的方法。全油田用拖筒测压工艺共测试9口井，测试成功率100%。
二、产液剖面测井
在油田开发伊始，不同的时期，根据不同的生产方式，有针对性的采用不同的测试工艺，及时开展了油井产液剖面测井。
大民屯油田开发初期自喷井产液剖面测井使用美国产DDL和国产五参数、七参数测井系列。使用仪器测取的自喷井产液剖面，其资料能够准确地认识油井产层、各产层的液性和产量，其应用的效果较好。随着油田开发的不断深入，大民屯油田油井含水不断上升，为适应油田开发的需要，2004年采用测井公司研制的高精度浮子流量计。用于监测低产液、高含水井各产层的液性和产量。该仪器精度高，适合低产液井；直径小，仅为24mm，可用于偏心测试。当年测井3井次，并根据测井解释成果实施了堵水措施。
三、吸水剖面测井
随着油田注水工作的开展，注水井吸水剖面测试工作，在不同时期、不同注水方式下，先后采用同位素、流量计、氧活化等测井技术，测试精度、手段也不断提高，测试仪器也更加先进。
1998年在总地质师张建英的组织下，由测试大队白明轩、陈玉成、张景海亲自赴西安石油仪器厂，购进了DDL系列五参数测井设备，应用该设备重点完成了注水井流量计法吸水剖面测试，流量计法吸水剖面测试具有认识吸水层位清楚、准确的特点。设备投产初期年测试工作量达200井次。缺点是只适用于φ100喇叭口在油层顶部的笼统注水井，无法进行分层注水井的吸水剖面测试。利用该套设备对多级分注井、小夹层的油井堵水进行接箍磁性定位测井，每年工作量约为30井次。
为解决同位素法吸水剖面测试存在的管柱沾污、不能反映井下封隔器密封性和管外窜槽等问题，2003年4月对分层注水井开展相关氧活化吸水剖面测井试验并推广应用。2003年以来实施相关氧活化吸水剖面测井13井次。该测井方法优点是精度高、直观，可以现场读取数据，成本低。缺点是点测，对厚度在1m以下较薄的注水层无法测试。
四、井温测试
油田开发以来，常规井温剖面测井采取下测方式用DDL系列测井仪器，测量井口－井底的连续井温。温度恢复测试采用钢丝或托筒携带存储式电子压力计下到预定深度的方法测试，一般温度恢复测试与压力降落同时进行。
沈257潜山等区块井深、地温高，普通井温仪器（标定温度125℃）不能满足录取资料的要求，因此采用钻采研究院自行研制的MWC-Ⅰ型高温模拟微差井温测试仪（标定温度350℃）进行井温测试。2003年至2004分别在沈262和沈257两口井上开展了高温井温测试，分别于3670m和3489m测得井温为123.6℃和121.6℃。
五、储层的剩余油饱和度测试
C/O测井是目前在套管井实施含油饱和度测量行之有效的方法。特别适用于油田开发到中后期的生产井，它可与裸眼电测资料一起对目前油层水淹等级进行划分，为实施封层、堵水、调层、补孔提供依据。另外，在新井投产前进行测量，可提高射孔层的可靠程度。
1992年，大民屯油田沈67块进行大规模调整，由于对油层淡水水淹后的电性特征缺乏足够的认识，误将先期调整的十几口井中高阻中强水淹层解释油层，致使先期投产的6口井平均单井日产油12.8t/d，平均含水69%,高的达到98%,而当时该块综合含水仅为45.8%。鉴于这种情况，地质研究所赵志彬等人提出了在部分井中进行C/O测井的建议，很快在6口井上实施C/O测井，测井公司将裸眼电测资料与之进行比较，通过综合分析，找到了这一区块油层遭淡水水淹后，其电阻率基本不变，有的还略有升高；自然电位负异常幅度减小甚至出现正异常的特征，有了这一认识，后期资料解释符合率大大提高，后来投产的31口井平均单井日产油20t，平均含水下降到37%，C/O测井解释在沈67块的原油上产中起到了重要作用。
2005年沈阳采油厂地质研究所与山东荣兴石油工程有限公司合作，引进并推广奥地利HOTWELL测井公司的PNN饱和度测井技术，在沈67块、沈16块、前3-沈12块等区块开展浅气层挖潜工作。当年共实施PNN饱和度测井17井次，重新解释气层217.3m/68层。根据测井解释结论，实施补层措施19井次，有效率80%以上，累增产天然气976×104m3，累增油3158t。该测井技术在浅气层挖潜方面有较大突破（图2-16）。
六、油气水分析监测
油藏流体性质监测主要由沈阳采油厂地质所化验室进行分析，内容包括油气水流体性质监测和注入水水质监测。
原油含水分析：主要采用蒸溜法。油田开发初期，含水较低，原油含水方式以油包水为主。随着油田的开发，进入中、高含水期后，原油含水方式以游离水为主。2001年，蒸溜过程由明火加热改为电热套加热，提高了安全系数。2003年，样品称重由托盘天平改为电子天平，提高了计量精度。
原油物性分析：主要分析原油中硫、蜡、胶质+沥青质等的含量及原油的密度、黏度、凝固点等。开发初期，蜡、胶质+沥青质含量分析一直采用抽提法，黏度分析采用毛细管黏度计法。2005年初黏度分析改为DV2黏度自动测定仪法，样品称重由电光分析天平改为电子分析天平。
油田水性质分析主要分析油田水中阴、阳离子及矿化度等。大民屯油田一直使用滴定法进行分析。
天然气分析委托勘探开发研究院试验所承担，主要分析甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、异烷、戌烷、H2S、CO2等组份。
注入水水质分析：主要分析注入水的含铁、杂质、污水含量。油田开发初期一直采用目视法，2003年改为分光光度计法。
