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长庆气田下古气藏属于大型深埋藏常压无边、底水气藏,具有低孔、低渗、低丰度、非均质性强等特点.同时,由于井网井距大(一般在3Km),古地貌形态复杂等因素影响,给动态监测工作带来了较大困难.
靖边气田针对这种特殊的地质情况,经过多年的实际工作,研究总结各项动态监测技术的实际应用情况,通过不断的改进完善,逐步形成了适用于低渗透气藏地质特点的动态监测技术系列.主要包括：压力监测技术、流体监测技术、产量监测技术、压力系统划分技术、产能核实技术及合理配产技术.
针对低渗透气藏地层压力恢复缓慢的情况,为了在较短时间内准确获取目前地层压力,近年来靖边气田主要利用建立观察井网、定点测压、压恢试井、区块整体关井等技术相互结合的方法,来准确确定气田目前地层压力.截至2005年,靖边气田建立起了由13口气井组成的观察井网,由26口井组成的定点测压井网,这些气井基本控制了主要开发区块,结合区块关井测压及压力恢复试井等资料,2005年年底确定气田地层压力为23.45MPa.
靖边气田产出天然气中含有CO2和H2S,通过长期监测,对气田酸性气体分布及变化取得以下认识：酸性气体平面分布上呈北高南低、西高东低趋势；历年酸性气体含量变化不大,总体比较稳定.
通过历年产出水水质分析,确定出了靖边气田各类水型的判别标准,根据判别标准,结合地质、测井、动态资料分析结果,确定靖边气田目前共存在4个富水区和36个产水单井点,共计84口井产地层水,4个富水区和36个单井点面积457.12km2,占下古探明含气面积的11.17％,地质储量285.48×108m3,占下古探明地质储量的9.94％.
靖边气田采用单井合层开发模式,通过产气剖面测试,了解分层产量贡献情况,评价储层动用情况；判别产水气井出水层位.监测结果表明,靖边气田主力产层突出,马五13层是气田的主力产层,产能贡献率64.35％,其次是马五12层,产能贡献率为17.04％.主力气层马五13动用程度高,达到100％,次产层五12层为72.5％.
靖边气田主要采用储层地质方法、流体性质、压力与埋深关系、井间干扰、动态分析、区块内部地层压力场分布变化关系等方法、相互结合来确定压力系统的划分.研究表明,靖边气田的压力系统主要受侵蚀沟槽控制,其次是储层非均质性.
靖边气田先后采用和发展了修正等时试井、稳定一点法、产量不稳定分析法等产能核实技术.采用不同方法计算,确定靖边气田下古2005年生产能力为1669.3×104m3/d.
通过一系列动态监测技术的综合运用,取得了大量的动态资料,为气田的有效合理开发提供了依据.