顺北油田为碳酸盐岩缝洞型油藏，具有超深、高温、高压、储层非均质性强的特点，在动态监测与油藏认识方面均存在一定难题，具体表现为监测作业风险大、费用高、储层认识不明确。为了克服这一“历史性顽疾”，技术人员从基础着手，由理论创新驱动技术进步，取得了多项喜人成果。
首先，针对顺北区块因压力计深下带来的测压作业风险，技术人员从井筒压力折算影响因素进行分析，通过流体密度校正与摩阻计算，形成了压力录取的合理深度优化方法，使压力计由深下变浅下，降低了作业风险的同时也节约了测压成本，单井可节约费用17万元/天。
其次，为了深化储层认识，技术人员又对试井解释理论进行攻关研究。结合顺北区块断溶体储层特征，从流体流动方程、流动机理等方面对常规试井理论进行了补充与完善，最终建立了井-洞-缝模型，该模型计算的储层体积与静态物质平衡法计算的体积相当，验证了模型的可行性。该方法在顺北区块已应用10井次，初步明确了单井沟通缝洞体积以及洞间距，为开发政策的制定提供了有力支撑。
最后，为了提高油井措施的针对性和有效率，技术人员加大了对动态资料的分析力度。依托油井生产数据、压力恢复数据等资料，从堵塞污染、储层发育、能量恢复等多个方面综合评价单井潜力，科学提出油井增产措施。通过这一工作的开展，顺北5井与顺北5-2井先后进行了酸化改造，措施后单井产量和采油指数等均得到改善，尤其是顺北5井措施前后采油指数增加了20倍，增产效果十分显著。
动态监测是油田开发的“眼睛”，上述系列成果的取得将促使动态监测与评价技术成为顺北油田高效开发的有力抓手，加速该区块增储上产的步伐。
