油藏在开发生产过程中，为了解和掌握油藏内流体渗流动态、採油井和各类注入井的井下储层变化情况而要系统录取各项资料所採取的措施和手段。是分析油田开发效果，制定调整控制措施的依据，是油藏管理的一项基础工作。

在新投入开发的油田开发方案及老油田开发调整方案中都应建立科学、合理的动态监测方案。油藏动态监测方案要按开发区块和层系建立，应考虑各油田油藏特点、开发阶段及井网部署情况，不同开发阶段动态监测内容和工作量要有所侧重，做到井点部署有代表性、监测时间有连续性、监测结果有可对比性、录取资料有针对性。选定的监测井其井口设备和井下技术状况要符合监测要求。

包括：（1）生产井油气水产量和注入井注入量监测，以单井为监测单元，儘量採用连续计量方法，计量误差不得超过5%。（2）生产井和注入井的压力、温度监测。油田开发高产、稳产阶段结束以前，原则上选30%具有代表性的生产井作为定点测压井，每年测1～2次地层压力，同时测流动压力和井下温度，监测生产压差和产油、产液指数的变化；观察井每月测压一次；注水井要有30%的井每年测地层压力一次，监测注采压差和吸水指数的变化，低渗透和其他複杂油田视实际情况酌减。递减期和开发后期应视实际需要选择少量井进行压力、温度测试。（3）油井产液剖面监测。以自喷为主的大油田选择30%以上的自喷井点每年测试一次，以机械採油为主的油田，以及机械採油井，要视实际情况选少量井测试，或根据精细油藏描述需要，阶段性选少量井测试。（4）注水井吸水剖面监测。凡具备测试条件的注水井每年测1次吸水剖面（主要指同位数测井），测得分层吸水量和吸水厚度。正常生产的分层段注水井每半年分层段测试一次，测试井要达到分注井95%以上。（5）生产井流体性质监测，包括在井口取样，进行油、气、水性质全分析和高压物性分析。（6）井下技术状况监测。选总井数5%～8%的井为套管状况和固井完好程度监测井，每年进行测井检查一次；出砂严重的油田应视油井的生产状况进行砂面或井径测试。（7）储层状况监测。监测不同开发阶段储层孔隙结构、物性参数变化，特别是产层剩余油分布，为调整方案、综合治理方案编制提供依据。（8）特殊类型油藏监测。对稠油油藏进行注汽剖面和产液剖面监测，对有气顶油藏和块状底水油藏进行油气界面和油水界面监测。（9）常规油气水分析。对井口含水、天然气组分以及原油、注入水和产出水性质定期进行化验分析。（10）三次採油监测。各种三次採油的技术措施，都要合理安排注入剂、产出液和排放物的化学剂浓度、黏度，以及环境保护和其他方面的要求，分析相关化学指标和物理性质参数。

主要有下面五种：（1）开发裸眼井测井，包括电法测井、核（放射性）测井及声波测井等项目。（2）套管井测井，主要包括产出剖面测井、注入剖面测井、产层参数测井、固井质量检测测井、套管状况及射孔质量检查测井。（3）开发试井，主要包括稳定试井和不稳定试井。（4）分析化验，主要包括岩心分析、油气分析、水质分析、三次採油注入剂特性分析和示蹤剂检测等。（5）井间监测，主要包括井间示蹤、井间地震、井间试井及井间电法等项目。

现状如下：（1）裸眼井测井，主要以常规测井系列为主，对特殊油藏和重点井加测阵列感应、核磁共振、介电、激发极化电位以及成像测井等项目。对地层水矿化度较高（大于5000mg/L）、孔隙度也较高（大于15%）的砂泥岩剖面测井解释基本能够满足油田开发需要。（2）套管井生产测井：水驱油田注、产剖面测井基本形成组合化、系列化；碳氧比、中子寿命、RFT等测井技术在油田得到广泛套用；各种工程测井在套损定性检测及水泥胶结定性评价等方面基本满足油田需要。（3）试井：普遍推广使用电子压力计，油水井多层笼统压力测试基本满足实际需要。（4）分析化验：各油田基本形成一套比较完整的常规分析化验项目，大庆油田在三次採油助剂分析化验研究方面处于全国领先水平。（5）井间监测：现有的各种井间监测技术中，套用最多、相对最成熟的是示蹤井间监测技术；其次，井间干扰试井在部分油田少量套用。有些油田进行井间电位、井间地震的尝试，井间监测技术尚处于初步探索阶段。

随着大部分油田进入高含水和高采出程度开发阶段，新投入开发的储量品位降低，给动态监测带来新的挑战，主要技术需求有：（1）注水开发油田围绕搞清剩余油分布的监测与定量解释技术；（2）薄层、低渗透油藏、砾岩油藏水淹层测井和试井解释技术；（3）低产液井和高含水井产液剖面测井技术；（4）裂缝型油藏裂缝网路分布、油水运动与剩余油分布监测及解释技术；（5）井间剩余油监测与定量解释技术；（6）三次採油注聚合物驱、多元複合驱、混相驱过程中的动态监测及解释技术；（7）超深井高温高压条件下的动态监测技术；（8）水平井、侧钻井、多底井、分支井、小井眼井、大斜度井动态监测技术；（9）油水井套管损坏及水泥胶结第二界面密封性监测技术等。