生产测井解释

目 录

一、生产测井概述 二、吸水剖面测井

三、吸水剖面测井资料处理与解释 四、产出剖面测井介绍 五、井内流体的流动特性

六、自喷井（气举井）产出剖面测井 七、抽油井环空测井 八、产出剖面测井资料的应用

一、 生产测井概述

1、测井概念

地球物理测井（简称测井）是应用地球物理学的一个分支，它是应用物理学方法原理，采用电子仪器测量井筒内信息的技术学科。它所应用到知识包括：物理学、电子学、信息学、地质工程、石油工程等。它的最大特点是知识含量高、技术运用新。测井解释的目的就是把各种测井信息转化为地质或工程信息。如果把测井的数据采集看成是一个正演过程，测井解释就是一个反演过程。因此，测井解释存在着多解性（允许解释出现不同的结果，允许出现解释失误！），也就存在着解释符合率的问题。 2、测井分类

按照油气勘探开发过程，油田测井可分为两大类：油气勘探阶段的勘探测井（又称为裸眼井测井）和油气开发阶段的开发测井（又称为套管井测井）。裸眼测井主要是为了发现和评价油气层的储集性质及生产能力。 套管井测井主要是为了监视和分析油气层的开发动态及生产状况。

勘探测井 吸水剖面测井 测井 生产动态测井

开发测井 油层监视测井 产出剖面测井 钻采工程测井 3、生产测井

油田开发测井技术是由生产动态测井、油层监视测井和钻采

工程测井三部分组成。我们主要讨论开发测井中的生产测井，也就是两个剖面测井。

在油层投入生产以后，其管理对采收率影响很大。如是分层开采，还是合层开采？是分层注水，还是笼统注水？油井投产后，各生产层段产量是多少，是否达到了预期的产量？要否需要进行措施改造？这些问题对采收率都有着极其重要的影响。充分利用好生产测井资料能为提高采收率提供很大的帮助。它能够解决以下问题：

(1)生产井的产出剖面，确定各小层产液性质和产量。

(2)注水井的吸水剖面，确定各小层的相对吸水和绝对吸水量。

(3)掌握生产井的水浸和漏失情况。 (4)了解各层压力的消耗情况。

(5)及时掌握强吸水层（主力吸水层、“贼层”）的吸水状况，避免出现单层突进的现象。

(6)及时掌握井下的温度、压力和流体类型及流动情况。

二、 吸水剖面测井

1、注入剖面测井

注入剖面测井是油气藏开发中重要监测技术，它与靠补充能量开发油气藏的开发工作的全过程紧密相连；要保持油藏压力，就必须不断的向油层注入流体，要保证流体注入目的层，就必须不断的监测流体的注入方向和注入量；在注入井正常生产条件下，

利用注入剖面测井资料，可以获得各注入层注入流体状况、温度、压力特性等，可以分析漏失、窜槽、变径等管柱问题；进而可得到有关油藏地质的诸多参数；充分发挥注入剖面测井资料解释的作用，可解决重要的油藏、地质、工程等多方面的问题。注入剖面从注入介质看，可分为注水、注气（天然气、水蒸汽等）、注聚合物等三大类。目前，注入剖面适用最多、应用最广的是注水剖面（习惯上称为吸水剖面测井）。2000年中石化共测注水剖面24000多井次。 2、吸水剖面测井仪器

吸水剖面测井目前主要采用的是放射性同位素示踪测量。井下仪器的更新换代非常迅速。从初期的同位素+磁定位两参数测量，发展到九十年代中后期普遍采用的同位素+井温+磁定位三参数测量。进入新世纪以后，各油田都在发展同位素+井温+流量+压力+磁定位的五参数测井系列。

吸水剖面三参数组合测井仪井下仪器串的联结图为：

电缆头 接箍定位器 井下仪器性能见表1。

表1 国产吸水剖面三参数井下仪器性能仪览表 测井 系列 仪 器 名 称 磁定位仪 外径 (mm) 38 38 38 长度 (cm) 10.6 121.6 16 重量 (KG) 1.3 9.5 1.5 耐温 (℃) 155 155 155 耐压 (MPa) 700 700 700 ±1℃ 0.1℃ 精度 分辨率 伽马仪 井温仪 加重杆 国产 自然伽马仪 井温仪 吸水剖面五参数组合测井仪井下仪器串的联结图为：

电缆 接头 遥传/磁放 组合仪 井温/压力组合仪 电磁流量仪接口短节 电磁流量仪 扶正器 五参数组合测井仪井下仪器指标：

仪器外径：内磁式流量计最大外径42mm

外磁式流量计最大外径38mm

仪器长度：约3m 电缆要求：单芯电缆

工作温度：150℃（流量计125℃） 工作压力：60MPa 五参数组合测井仪测井过程：

①检查地面仪器工作状况。

②井口测量总流量，并记录井口压力值。

③组合并测自然伽马、井温、磁定位和压力曲线，取得自然伽马基线及相关重复曲线。

④通过爆炸式同位素释放器在井下某一深度释放同位素。 ⑤（通过估算）当同位素在注水状态下稳定分布到测量井段时，开始测量同位素曲线，同时测得流量、井温、压力和磁定位等组合曲线。根据情况测3～5条这样的组合曲线。

⑥根据施工设计书的要求，在连续流量曲线比较平稳的深度进行流量的定点测量（log by time），主要应在第一个配水器上部、各配水器之间及底球堵上端死水区测量。

⑦流量测量既要有上测曲线，又要有下测曲线。

⑧在井口附近要进行全井总流量测量，同时和注水计量站进行对比。

3、测井工作原理

同位素载体法测注水井的分层吸水量的工作原理，是采用放射性同位素释放器携带吸附放射性核素的活性炭载体在预定的井深位置释放，放射性核素及活性炭载体与井筒内的注入水形成活化悬浮液。各小层吸水的同时也吸收活化悬浮液。由于放射性核素载体粒径大于地层的孔隙喉道，活化悬浮液的水进入地层，而放射性核素载体滤积在井壁表面。小层的吸水量越大，小层的井壁表面滤积的放射性核素载体就越多。放射性同位素强度也就越大。即地层的吸水量与滤积载体的量及放射性强度三者之间成正比关系。把释放同位素前后测的两条放射性测井曲线进行对比，对应吸水小层上所增加的异常值（幅度差），就反应了对应层的吸水能力（状况）。

4、放射性测井微球的选择

目前全国油田示踪注水剖面测井用放射性测井微球主要是

131

Ba微球和113Inm微球。这两种微球各有优缺点。 (1) 131Ba微球

131

Ba微球采用中间多孔硅胶等材料微球为载体，将放射性同

位素131Ba密封其中，表面覆盖碳化层并被膜密封。现在国内大多数油田使用这种微球。

优点：①131Ba半衰期11.7天，测井过程可持续较长时间。②

131

Ba放射性不容易脱附。③可直接使用。

缺点：①微球与水的物理性质相差大，不能很好地反映吸水

剖面的实际情况，影响测井资料的准确性。②131Ba核素是由天然钡堆照后获得，堆照后会生成长寿命的放射性同位素，会带来放

射性污染，产生放射性废物。③131Ba微球生产工艺较复杂，时间较长，每批次生产量和时间基本上固定，可调范围较小，容易造成供货不及时或产品浪费。

(2) 113Inm微球 利用

113

Sn-113Inm（锡-铟）发生器（俗称“工业母牛”）获得

113

0.05N盐酸体系的

Inm溶液，与活性炭混合后，113Inm被吸附，

形成113Inm微球。目前吉林、新疆等油田使用这种微球。

113m

优点：①113Inm放射性同位素由113Sn-113Inm发生器获取，In

微球制备容易，有利于测井。②113Inm半衰期99.48分钟，对井的放射性污染小。③113Inm微球量可根据井的情况而定，受供货条件的影响较小，浪费小，无放射性废物。

缺点：①活性炭与水的物理性质相差大，影响测井资料的准确性。②活性炭吸附的

113

Inm在水中容易脱附率较大，不利于测

井分析。③113Sn-113Inm发生器对淋洗液要求高，配制113Inm微球操作不方便，辐射防护较差，工作人员受照射剂量较大。 5、施工设计及现场施工要求 (1) 微球的选择

选择131Ba微球或者113Inm微球。

(2) 须已知的参数

施工日期、日注水量、油压、测量井段内的射孔层厚(m)、同位素出厂强度、载体规范等。

(3) 计算参数

a、吸水指数j=Q/(P×H) Q：日注水量（方/日）

P： 注水压力（MPa），正注井用油压，反注井用套压。 H： 射孔层厚（米）

b、查同位素用量图版（图1），得到每米用量系数K 或用公式：lgK=0.66×lgj－1.23 c、同位素强度S= K×H×37 (1毫居里=37MBq) S：单位为MBq

d、同位素用量体积V=S×1000/(Io×衰减百分数) V：单位为ml

Io：出厂强度，单位为MBq

衰减百分数I=Io×e(-0.693×t/T) t为衰减时间，T为半衰期11.7天

表2 钡(131Ba)衰减百分数一览表 天数 1 11 21 2 12 22 3 13 23 4 14 24 5 15 25 6 16 26 7 17 27 8 18 28 9 19 29 10 20 30 百分数 94.2 88.8 83.7 78.9 74.4 70.1 66.1 62.3 58.7 55.3 天数 百分数 52.1 49.1 46.3 43.6 41.1 38.8 36.5 34.4 32.5 30.6 天数 百分数 28.8 27.2 25.6 24.1 22.7 21.4 20.2 19.0 17.9 16.9 注：钡(131Ba)的半衰期为11.7天。

e、同位素微球载体粒径的选择

粒径的指标：100-300μm；300-700μm；700-900μm。 f、释放深度的计算

同位素释放深度距吸水层太近，示踪剂没有足够的时间形成

活化悬浮液，容易造成污染和沉淀。如果同位素释放深度距吸水层太远，容易造成管柱接箍污染，而且作业时间太长。合适的理论释放深度的计算公式：

H?D2(?s??w)T/(18?)?10Q/S

其中：D—微球粒径（μm）；

； ?s—微球密度（g/cm）

； ?w—注入水的井下密度（g/cm）T—释放后到开始注水的时间（min）； μ—注入水的粘度（mPa.S）； Q—日注水量（m3）； S—注水截面（cm2）。 设计同位素用量时应注意：

◎对于新转注的注水井，由于长期的采油或排液，井周围亏空大，应适当提高同位素用量；

◎对于出砂或者孔隙结构比较松散的注水井，由于井腔周围可能有大的冲洗带，所以也应适当加大同位素用量；

◎对于比较致密的注水井，或者是射孔井段长，厚度大的井，在计算的结果上，可以适当减少一些同位素用量。 (4) 填写施工设计书

内容包括：地区、区块、施工日期、射孔井段、测量井段、射孔层厚、同位素名称、半衰期、强度、载体规范、系数、粒径、体积、设计人、审核人等。

设计实例：

文南某一口注水井，注水方式为正注，日注水量60方，油压

3

3

18，套压17.5，射孔井段：2724.4-2772.0米，射开厚度为14.1米/5层。同位素出厂强度为748，出厂日期98.2.13，测井日期98.2.23。请进行该井的施工设计。

（答案：K=0.84MBq/m S=11.858MBq V=28.7ml） (5) 现场施工要求

a、施工时必须采用高压密封测井技术，只有这样测得的资料才能反映正常生产条件下的吸水状况。

b、采用单芯电缆传输，仪器一次下井分次测量。 c、同位素要求用同位素释放器井下释放。 d、测速应不大于800米/小时。

e、释放同位素后测的伽马曲线条数和流量曲线条数应多于4条，而且，每条应标明测井时间和测井方向。 f、测井曲线的质量应符合部颁标准。

三、吸水剖面测井资料处理与解释

1、解释前的准备工作

a、曲线质量优等品率的确定；

b、曲线的深度校正；

c、同位素曲线的选择； d、曲线的叠合。 2、吸水剖面常规解释方法

三参数吸水剖面测井解释的基本方法是面积法。解释步骤： (1)利用井温定性确定吸水层位

由于吸水层附近的温度长期受注入水冲刷的影响，注水层位

温度场与原始地层的温度场有较大的区别，所以利用关井温度和流温两条曲线的异常变化就能直观定性划分吸水层位。

(2)利用同位素和伽马本底曲线确定吸水层

把经过深度校正的同位素和伽马本底曲线绘制成叠合曲线，让这两条曲线在非射孔段重合，在射孔段，同位素曲线幅度超过伽马本底曲线幅度的1.5倍就认为是吸水层。

(3)计算（读出）每个小层的异常面积（吸水面积）Si。 (4)计算相对吸水βi

a、计算整口井每个异常面积之和∑Si； b、计算每个小层的相对吸水βi： βi = Si/(∑Si)×100% (5)计算每个小层的绝对吸水量Qi

根据下式计算每个小层的绝对吸水Qi： Qi =βi×Q

其中：Q—该井日注水量（m3/d）。

实例分析：

A井，1997年2月完井，1997年6月转注，1998年2月23日进行了三参数吸水剖面测井（图2）。共射开5个层。18号层的吸水面积为226，19号层的吸水面积为140，20、22、23三层的吸水面积均为0。日注水量60方。根据前面讲的方法可计算出每个层的相对吸水和绝对吸水量（表3）。

表3 A 井测井解释成果表 序解释 射孔部位 2724.4-2729.1 2734.0-2737.5 层厚 (m) 4.7 3.5 吸水部位 2722.6-2729.0 2734.0-2738.4 厚度 吸水 相对(m) 6.4 4.4 面积 吸水(%) 1 2 18 19 226 140 61.7 38.3 绝对吸水(m3/d) 37 23 号 层号 3 4 5 20 22 23 合计 2751.5-2753.9 2762.0-2764.1 2770.6-2772.0 2.4 2.1 1.4 14.1 10.8 366 100 60

3、同位素污染及校正

(1)同位素污染

所有非吸水原因造成的同位素异常都称为同位素污染。

(2)污染种类

分吸附污染和沉淀污染两大类。沉淀污染主要是同位素颗粒密度、粒径与注入水不匹配，使同位素微球产生滑脱造成的。吸附污染主要是配水器、油管外壁和套管内壁的沾污造成的。

(3)控制沾污的测井工艺

有两种方法：一是“降低比强度法”，二是“注入零强度微球法”。所谓“降低比强度法”就是在放射性总强度保持不变的情况下，增加载体的用量，使单位体积载体的放射性强度减小。其吸附沾污的面积也随之成正比减小，而测量的地层的相对吸水量与比强度无关，从而降低了沾污的影响。所谓“注入零强度微球法”就是在正式测井前先投放一定量的没有放射性的微球（即零强度微球），使沾污和锈蚀管柱表面吸附上这种微球载体。当正式测井释放放射性微球载体时，污垢和锈蚀管壁大大减少吸附它的几率，从而达到消除或降低吸附沾污的目的。 (4)污染校正机理

根据水动力学原理，流动的物体所具有的动能与流速的平方成正比，即：

EK ? U2

在注入水中，注入水的流速越大，携带物体的能量就越大。在同位素分配的过程中，同位素污染部分，即沿途损失的部分同位素没有到它该到的地方去，其结果使部分吸水层上的同位素减少，吸水剖面解释结果失真。所以应根据水动力学原理，把分配过程中，损失掉的那部分同位素校正到它应到的那些吸水层上去。

(5)污染校正 ①污染校正步骤：

a: 求出所有地层的吸水面积和所有的沾污面积；

b: 确定沾污类型，将沾污面积乘以校正系数得出校正面积； c: 将校正面积按地层的吸水能力分配给受沾污影响的地层，与原吸水面积相加；

d: 求出总注水面积和相对注水量。 ②污染校正面积的分配原则：

在笼统注水条件下，按水流的方向，沾污面积只分配给其后的吸水层。在配注井中，沾污的校正面积只是在其所在的配注层段中的各地层间分配，而不影响其他配注段的解释。

污染面积的归位模型及其计算方法

注水井管柱结构分笼统注水和分层注水。笼统注水又根据喇叭口的位置分为在注水层底部、中部和上部三种情况。分层注水又根据配水器的位置分为配水器在注水层段上部、中部、下部三种情况。污染面积根据所处的部位进行校正等效到地层条件状况下以后，那么应该向哪个注水层归位呢？我们以笼统注水条件喇叭口的位置在管柱底部的情况为例来说明污染面积的归位模型及其计算方法。

如图1所示，注入水从油管底部上返到油套管环形空间后，由下而上逐一分配到各个吸水层。

S1、S2、S3为三个吸水层的异常面积。A1、A2、A3为污染面积。校正以后为C1、C2、C3。根据水动力学分析，C1是由于1号层的吸水能力所携带的同位素在上行运动中造成的损失，应该归位到1号层上；而C2是由1号和2号层总的流量上行时造成的损失，应分配到1号和2号层上；同样，C3应分配到1、2、3号3个层上。根据上述推论，计算方法如下： Ⅰ、对C1归位： 分给1号层： SS11=C1 Ⅱ、对C2归位：

分给1号层： SS12=C2×(S1+ SS11)/(S1+S2+C1) 分给2号层： SS22=C2×S2/(S1+S2+C1) Ⅲ、对C3归位：

分给1号层： SS13=C3×(S1+ SS11+SS12)/(S1+S2+S3+C1+C2) 分给2号层： SS23=C3×(S2+SS22)/(S1+S2+S3+C1+C2) 分给3号层： SS33=C3×S3/(S1+S2+S3+C1+C2) 校正后各层的面积为： 1号层面积=S1+C1+SS12+SS13 2号层面积=S2+SS22+SS23 3号层面积=S3+SS33 总面积=S1+S2+S3+C1+C2+C3

根据以上分配原理，当有m个层时，污染面积Ci对某个吸水层的归位面积为：

SSim=(Si+∑SSi.m-2)/(∑Si+∑Ci)×Ci 其中，i=1,2,…,m-1。

上式就是笼统注水条件喇叭口位置在管柱底部情况污染面积的归位模型。

③实例分析：

B井（图3），1991年8月1日对H12-26井进行了吸水剖面测井。从井温和同位素曲线都反映7、8号层为主力吸水层，而9、10号层吸水否，吸多少？分析认为，下部同位素是污染，9、10层均不吸水。

4、五参数吸水剖面综合解释方法

(1)解释的基本原则

在宏观上用流量计测井方法进行控制，小层注水量用同位素测井方法定量计算。即用流量计结合井温资料把整个处理井段分为若干个单元，每个单元内再用同位素曲线进行定量解释。

①按地层物性分层系用流量计测井方法分为若干个单元，而单元内则用同位素测井方法进行定量计算。

②层间间隔一般要大于2米，且流量计曲线在层间有相应的变化，此时可用流量计进行解释；而层间间隔较小、流量计曲线在层间无明显变化的，则应归为一个单元，该单元内用同位素方法进行解释。

③对于有窜槽现象的，用流量计方法解释各个窜槽进水口处的总流量，用同位素方法解释进入个小层的进水量。

④对于偏心配注井，用流量计方法解释每个配水器处的总注水量，用同位素方法解释每个配水器控制的层段内进入个小层的进水量。若封隔器出现漏失（密封不严）的情况，又该如何？

(2)流量计吸水剖面解释 ①计算各评价井段的视速度Va

首先要选取合适的评价井段，读取该井段测井速度及流量值，应用数学上的最小二乘法原理，通过线性回归计算出视速度Va：

Va??x2?y??x?xyn?x2??x?x

其中：x—涡轮转数（RPS）；

y—测井速度（n/min）； n—流量测井次数。 ②偏差速度（Voff）校正

如果注水量很大，水的流速总是大于最快的测井速度，叶轮仅在一个方向上转动，Va就必须进行偏差速度校正。其校正公式为：

Voff?10(m?3.28?15.5)/14.5?0.3048

其中：m—流量计的响应斜率（m/min/RPS）。 校正后的视速度Vac为：Vac?Voff?Va

③计算表观（Ut）速度

表观速度代表流体流动时的平均速度，计算公式如下： Ut=Vac/C

其中：C?1?1.037e?0.09776?3.28V （适用5.5英寸的套管）

a

④计算管子常数PC

管子常数是指以单位速度通过管子截面的每天的流量，用来把平均流速转换为流体的体积流量，计算公式如下：

PC=(π×D2/4－S) ×0.144 其中：D—套管内径(cm)

S—流量计的截面积(cm2) PC—(m3/d)/(m/min) ⑤计算体积流量Q

Q=PC*Ut (m3/d)

5. 资料的应用

a、是油田动态分析、开发方案调整不可缺少的监测资料；

b、是检验油田综合治理调整方案效果的主要依据； c、分析对应油井的水淹状况，指导下一步剩余油挖潜方向； d、可进行油井找水； e、检查管外窜流； f、分析井下工具状况。

注聚合物剖面测井简介

注聚合物井可以采用新近研制的电磁流量计进行监测，这能避免涡轮转动对聚合物粘度的影响，也避免了流体粘度对测量的影响。电磁流量计是利用电磁感应原理来测量流过管道中液体的流量，不论液体的性质如何，只要具有微弱的导电性（电导率大于8×10-5S/m）即可进行测量。通常油田三采注入的聚合物混合液的导电性能良好，符合测试条件。电磁流量计既可点测又可连

续测量，能够提供聚合物井全井的注入量、分层注入量和相对注入量，从而得出全井的注入剖面，为油田三采阶段的监测提供了强有力的手段。

四、 产出剖面测井介绍

1、产出剖面测井概述

产出剖面测井也是油气藏开发中重要监测技术，它与整个油气藏开发工作的全过程紧密相连；在油井正常生产条件下，利用产出剖面测井资料，可以获得各产层所产流体的产量和性质，温度、压力特性等，可以分析漏失、窜槽、变径等管柱问题；进而可得到有关油藏地质的诸多参数；充分发挥产出剖面测井资料解释的作用，可解决重要的油藏、地质、工程等多方面的问题。产出剖面测井大致可分为集流式测量、连续式测量两种方式，其主要测量参数有井温、压力、流量（涡轮、示踪、热导、电磁等）、密度、持水率（电容式、压差式等）、自然伽马、磁定位等。 2、产出剖面测井技术的分类

●自喷井（气举井）产出剖面测井

目前使用效果比较好的有DDL－Ⅲ1 7/16英寸生产测井组合仪（PLT），该仪器是通过油管下入井内，在油井正常生产时测量。

●抽油井环空测井

环空测井就是把测井仪器通过油、套环形空间下入井内，在油井正常生产时测量抽油井每个小层的产出状况的测井技术。目前，国内外环空测井仪器有：

大庆研制了过环空找水仪； 华北研制了差压式持水率仪； 江汉研制了JLS-φ25分测仪；

国外引进哈里伯顿和康普乐(COMPUTALOG)公司的“1英寸过环空找水仪”。

它们的适用范围各不相同。整体评价，应用效果相对较好的是DDL－Ⅲ和AT+(Advanced Technology)的1英寸生产测井组合仪。

它们与DDL－Ⅲ1 7/16英寸生产测井组合仪的区别对比表见下表。

仪器下入 多参数同时测量

3、产出剖面测井项目

一般来讲，产出剖面测井都包括温度、压力、密度、持水率、伽马和磁定位等，另外，主要就是流量计测井。测井系列的差别主要在于测井一起的精度、尺寸、技术指标以及流量计的类型。 示踪流量 封隔式 流量计 导流式 伞 式 涡轮流量 胀 式

敞流式

自喷井(气举井) 油管内部 是 环空井 油套环形空间 不 ① 涡轮流量计

涡轮流量计测井主要是利用流体的流动使涡轮转动，通过测量转速而求出流量，属间接测量方式。它有两个“S”形叶片，高10.16cm，叶片上各点的间距角按流动实验的理想数值变化。测量原理是把经过管子截面的流体线性运动变成涡轮的旋转运动。利用涡轮流量计测井资料主要是确定流体产出的层位。一般说来，涡轮转速曲线倾斜变化的井段便是产液层，但必须注意电缆速度、管道内径以及流体粘度有无变化，应该参考射孔位置进行综合分析。

②压差密度计

生产井中，不同层段或同一厚层的不同部位，可能产出不同性质的流体。准确判断井下任意深度下流体的性质，对于评价产层特性，求解各相流量，都是非常重要的。目前，生产测井主要通过测量井内流体的密度或持水率以识别流体。测量流体密度的仪器有压差密度计和伽马密度计。生产井中压差密度计测井曲线的定性分析可以区分进入井筒的流体类型和划分流体界面。一般说，在射孔层的边缘压差密度计读数有变化，即表明可能有流体进入井内。若有大量的自由气进入油、水液柱中，测量值会变低；如果有水进入油或气相中，测量值会变高。但应将流体进入与流体界面处的密度变化仔细区分开来。另外，密度测量值没有变化的射孔层不一定没有流体产出，应结合涡轮转速曲线分析判断。

③持水率计 3、基本概念

持(相)率Y：指某相在管子横截面上所占据的份数。或者说，在某一定长度的管子内，某相的体积占总体积的比值。如持油率Yo、持水率Yw等。无量纲。（体积）。在油水两相：Yo+Yw=1；在油气两相：Yo+Yg=1；在气水两相：Yg+Yw=1；在油气水三相：Yo+Yw+ Yg =1。

含水率Kw：单位时间内通过管子某一截面水相的体积与全部流体体积的百分数。（流量）

滑脱速度、持相率、含水率三者之间的关系： Kw=Yw－[Vs×Yw×(1－Yw)]/V

由上式可以看出，Kw≤Yw，只有当Yw=0或Yw=1时，Kw=Yw。

电容法持水率计测井是测量生产井内流体持水率的一种重要方法。测量原理是利用油气与水的介电特性差异测定水的含量。由于碳氢化合物与水具有显著不同的介电常数，水的相对介电常数约为60～80，油气的相对介电常数为1.0～4.0，因而当测井方法得当时，可以具有较高的分辨能力。测井资料主要用于识别流体类型和求解各相流量。

④温度计

油层温度和井内流体温度的变化是油田勘探开发过程中非常重要的参数和信息。温度测井基于井眼周围地层是一个热稳定体的假定，自然温度梯度是由地球热扩散造成的。当热平衡的正常条件被破坏时，井内的温度梯度或径向温度分布就会发生变化。

温度测井通过测量温度梯度或局部温度异常来反映这些变化，推断可能发生的情况。

温度测井应在所有测井项目中首先下井测量，并在仪器下放过程中进行，以免仪器与电缆运动破坏原始的温度场。

井温曲线在油田开发中有着广泛的应用，可以为生产动态分析和井内技术诊断提供重要依据。分析的基本方法是将温度测井曲线同地温梯度线对比或将多次测量曲线进行比较，可对产液、产气层位、水泥窜槽、酸化、压裂效果进行评价。井温资料解释目前仍以定性分析为主。

⑤压力计

压力是重要的油田开发参数。目前，生产测井所用的井下压力计是应变压力计。它的原理是利用弹性元件受压力作用后产生一定的变形，这个变形应力将引起金属丝的电阻变化，根据电阻变化的大小测量未知压力。压力资料可以指示井内流动压力的变化，有助于流体参数换算、井内流体性质以及流动状态的判别。

五、井内流体的流动特性

1、相态

井内流体共有三种：油、气、水。共7种相态。 单相：单相油、单相气、单相水 相态 两相：油－水、油－气、气－水 多相

三相：油－气－水

2、流态

(1) 单相流动

大体上讲，流体的单相流动可分为两大类：层流和紊流。 层流：以平行直线状流动为主；紊流：以不规则的涡流和旋流为主。二者的判断准则：雷偌数NRe

NRe=D×V×ρ/μ 式中：NRe —雷偌数，无量纲 D—管子直径，cm V—流体的平均速度，m/s ρ—流体密度，g/cm3 μ—流体粘度，厘泊

这是Reynolds在1883年通过实验和理论分析得出的。

当NRe<2000时，为层流，这时平均速度V=0.5Vmax；当NRe>4000时，为紊流，这时平均速度V=0.8Vmax。

层流 紊流 由此可以看出，测井在井眼中的位置（居中、不居中），将直接影响到测量精度。

(2) 多相流动

多相流动的流态远比单相流动复杂的多。因为多相介质不是均质流体，流体与界面、流体与流体之间都有作用力的存在，而

且油、气、水的密度和粘度都不相同，这就存在一个滑脱速度(Slip Velocity)Vs的问题。

Vs=VL-VH

L—Light（轻相） H—Heavy（重相）

由于各相在管道中所占据的多少不同，还存在一个持相率Y的问题，因此，多相流动状态的研究一直是国内外专家、学者研究的热点问题。 3、基本概念

持相率Y：指某相在管子横截面上所占据的份数。或者说，在某一定长度的管子内，某相的体积占总体积的比值。如持油率Yo、持水率Yw等。无量纲。（体积）。在油水两相：Yo+Yw=1；在油气两相：Yo+Yg=1；在气水两相：Yg+Yw=1；在油气水三相：Yo+Yw+ Yg =1。

含水率Kw：单位时间内通过管子某一截面水相的体积与全部流体体积的百分数。（流量）

滑脱速度、持相率、含水率三者之间的关系： Kw=Yw－[Vs×Yw×(1－Yw)]/V

由上式可以看出，Kw≤Yw，只有当Yw=0或Yw=1时，Kw=Yw。 4、油、气、水的物性参数

储层流体性质参数，不仅是油气藏工程计算的重要参数，也是生产测井系列选择和资料解释的重要参数。这里着重讨论与测井解释有关的性质参数，并提出估算这些参数的相关式。 井中的流体有原油、天然气和地层水三种。它们都具有一般流体的物理属性，如密度、重度、粘性、膨胀性和压缩性；但各

自又有各自的特点。要预测油藏动态以及对测试数据和生产测井资料进行解释，就必须准确地认识油藏物理性质。根据需要这里仅讨论油、气、水物性参数的求取方法。

(1)油的物性参数（3个）：

油的地层体积系数Bo、油的井下密度ρo、溶解油气比Rs 输入参数：ρo(up)、P、PB、T、TB、GG、TSEP、PSEP

Rs单位：英尺3/桶 （1英尺3/桶=0.1781米3/米3） (2)天然气的物性参数（3个）：

天然气的偏差系数Z、气的地层体积系数Bg、气的井下密度ρg

输入参数：P、T、GG

(3)水的物性参数（2个）：

水的地层体积系数Bw、水的井下密度ρw 输入参数：P、T、PPM（地层水矿化度） 具体计算公式：

1、原油的物性参数

地层原油的物性参数除饱和压力外，主要还有原油的溶解气油比、原油的井下密度、原油的地层体积系数、原油的粘度、压缩系数等。在生产测井解释过程中饱和压力是已知的，需要计算的参数是原油的溶解气油比、原油的井下密度和原油的地层体积系数。

① 原油的溶解气油比Rs

在地层条件下的原油溶解有天然气。单位体积原油中天然气的溶解量（这两种体积都要换算到地面标准条件之下）称为溶解

气油比，又称天然气溶解度。常用Rs或GOR表示，单位为m3/m3，有时干脆不用量纲。现场使用中，一般Rs指压力和温度从储层条件下降落到标准条件下时，从油中分离出来的气量与油在库存条件下体积的比值。

溶解气油比的大小，取决于地层内的油、气性质、组分、地层温度和饱和压力的大小。它通常大于1。我们利用PVT分析数据建立了计算溶解气油比的相关经验公式：

Rs=C1ρgsPwfC2exp[C3(1.076/ρo-1)/(3.6585×10-3Twf+1)] ρgs=ρg[1+0.2488(1.076/ρo-1)(0.05625Tsp+1)(logPsp+0.1019)] 式中 Rs—在Pwf和Twf下的溶解气油比，m3/m3； Pwf—地层压力，MPa； Twf—地层温度，℃； Psp—分离器的压力，MPa； Tsp—分离器的温度，℃；

ρgs—压力为0.689MPa时分离出气体的相对密度； ρg—分离器实际条件下分离出气体的相对密度； ρo—地面原油的相对密度；

C1、C2、C3—常数，与原油相对密度有关： ② 原油的地层体积系数Bo

原油的地层体积系数是地下原油体积和地面原油体积进行条件互换的重要参数。原油的地层体积系数Bo定义为采出地面条件下1m3的原油体积所占有的地层原油体积量。它与原油中的天然气溶解量有关，地下原油中的溶解的气量越多，则Bo越大。泡点压力下，由于原油被天然气所饱和，所以Bo达到最大值，

以Bob表示。当压力高于泡点压力时，原油处于被压缩状态，Bo变小。由图6—1可以看出Bo随压力的变化关系。由图中可以看出，Bo通常大于1。建立的计算饱和压力的相关式为：

Pb=24.46(Rs/ρg)0.83×10CT CT=1.638×10-3Twf－1.7686 式中Pb为饱和压力，MPa。

a、地层压力低于饱和压力时的原油地层体积系数

当地层压力低于泡点压力时，地层油中溶解的气体一部分成为游离气脱出，从而使Bo＜Bob。我们建立的原油地层体积系数与溶解气油比、地层温度、原油地面密度、天然气地面密度的相关式为：

Bo =1+C1Rs－(C2+C3Rs)(1－0.064286Twf)(1－0.76ρo)/ρgs b、地层压力等于饱和压力时的原油地层体积系数

利用分析数据建立的估算Bob的相关公式为： Bob=0.972+1.1213×10-2F1.175 F=0.1404Rs(ρg/ρo)0.5+(0.05625Twf+1)

c、地层压力高于饱和压力时的原油地层体积系数

当地层压力高于泡点压力时，地层油中所含的气体全部处于溶解状态，压力的增减表现为原油体积的弹性压缩。此时，计算原油地层体积系数的相关式为：

Bo= Bob[1－C0(Pwf－Pb)] C0为原油的压缩系数

③ 原油的井下密度

在地层条件下，由于油中溶解的气体使油的质量增加了，而

且油的地层体积系数使油的体积也增大了Bo倍。因此，原油的井下密度ρ

ρ

owf一般小于原油的地面密度。其计算公式为： owf=(ρo+1.223×10

-3

ρgRs)/Bo

从以上相关式可知，要计算以上3个参数需已知Pwf、Twf、Psp、Tsp、ρg、ρo6个输入参数。

2、天然气的物性参数

天然气物性参数主要有天然气的偏差系数、天然气的体积系数和天然气的井下密度。

① 天然气的偏差系数Z

天然气的偏差系数Z表示在某一温度和压力条件下，同一质量天然气的真实体积与理想体积之比。它是压力、温度和天然气组分的函数。一般的实验室很少具有直接测量它的条件，而多采用图版加以确定。该图版的相关式为：

Z=A+(1－A)/eB+CPprD 式中 A=1.39(Tpr－0.92)0.5－0.36Tpr－0.101

B=(0.62－0.23Tpr)Ppr+[0.066/(Tpr－0.86)－0.037] Ppr2+ 0.32Ppr6×10-9/( Tpr－1) C=0.132－0.32lgTpr D=10d

d=0.3106－0.49Tpr+0.1024Tpr2

② 天然气的体积系数Bg

天然气的体积是在地面标准条件下计量的，而生产测井解释需要知道地层或井底条件下气体的体积流量大小。因此，就需要把地表体积换算到地层或井底条件下的体积。这一换算系数就是

天然气的体积系数。它定义为，在地层条件下某一摩尔量气体占有的实际体积，与地面标准条件下同样摩尔量气体占有体积的比值。计算公式为：

Bg=0.000687676×Z×Twf/Pwf ③ 天然气的井下密度ρ

gwf

天然气的体积密度定义为单位体积气体的质量。它与天然气的相对密度和体积系数有关。其计算公式为：

ρ

gwf=0.001223×ρg/Bg

3、地层水的物性参数

地层水的物性参数在这里主要研究地层水的体积系数和地层水的井下密度。一般情况下，压力和温度变化对水的体积系数影响不大，故生产测井解释往往假定水的体积系数为1。因此，这里只研究地层水的井下密度。

地层水的密度定义为单位体积地层水的质量。在地层条件下，它主要受温度、压力和地层水中含盐量的影响。压力增高或含盐量增多，会使水的密度增大；温度升高，会使水的密度变小。估算地层水的井下密度的相关式为：

ρ

wwf=ρw1/(62.4×ρw2×ρw3) w1=10^(3.05*10w2=1+0.063*10

-7

其中：ρ

ρρ

PPM+1.795)

-62

T-1.87*10-5T

-6-5

=1-2.4*10P-1.4*10T+0.0047 w3

六、自喷井（气举井）产出剖面测井

1、测井仪器

地面仪器为DDL－Ⅲ数控测井系统，井下仪器采用的是DDL－Ⅲ1 7/16英寸生产测井组合仪（PLT），一次下井可同时测量7个参数，它们是涡轮流量、井温、流压、流体密度、持水率、自然伽马和磁定位。仪器结构图见图5。仪器性能指标见表4。测量方式采用的是非集流、连续式测量。既可深度驱动又可时间驱动。

表4 DDL－Ⅲ1 7/16英寸生产测井组合仪性能指标 仪器 名称 流量计 井温仪 压力仪 密度仪 外径 长度 重量 耐温 (kg) 3.1 3.6 4.0 4.5 (℃) 150 204 176 175 耐压 (Kg.cm2) 1050 700 1050 1050 0.3～610m/min 0.3m/min 10～204℃ 7～700 Kg 0～1.5g/cm3 ±1.1℃ ±0.02 g/cm3 持水仪 伽马仪 磁定位 36.5 36.5 36.5 75.8 83.5 51.2 4.0 4.0 3.1 150 176 175 1050 1050 1050 0～100% 0～150API ±3% 测量范围 精 度 (mm) (cm) 36.5 36.5 36.5 36.5 59 63.3 69 77

2、工作原理

流体从射开的各个地层流入井筒内，然后沿着井筒流到地面。在油井正常生产情况下，通过测量反映流体不同特性的参数就可解释出每个射孔层的产出量和流体性质。 3、施工要求

(1) 必须进行现场深度校正；

(2) 施工设计应包括：测井井段、短套管位置、定点深度、不同的测速设计等；

(3) 定点测量之前必须进行深度校正；

(4) 测井过程中应计量井口的产量、含水和油套压等数据。 (5) 井下测井仪器应居中测量。 4、测井资料的解释

产出剖面测井解释需要解决的问题是：①测量井段哪些位置产出流体；②流体的性质如何；③流体的流量多少；④产层的动态参数怎样变化。这里着重讨论前三个问题。

流体有油、气、水三种，流动剖面有单相、两相、三相之分。单相有单相油、单相气和单相水三类；两相有油-水两相、油-气两相、气-水两相三类。流体流动相态越复杂，测井解释需用的资料也就越多，解释过程也越复杂。

（1）解释层段的划分

测井解释层段也就是测井取值和进行解释的井段。生产测井解释层段划分方法与裸眼井测井解释迥然不同。产出剖面测井是在动态条件下进行的，解释的对象是产层，由于产层不同位置产出的流体会不断改变井筒内流体的流动状况，取值解释不能对准产层位置进行，解释层段必须选择稳定流动的井段，所以解释层段和解释对象不一致，产层情况需由其上、下解释层的对比来决定。

产出剖面测井解释层段的划分就是根据井下实际流动状况和需要，将测量井段分为若干个稳定流动井段，以便取值和进行解

释。划分解释层主要依据生产测井响应并参考射孔情况、管柱结构和储集层位置进行。根据流量计和密度、持水率、温度测井曲线上读数相对位置粗略估计出稳定流动井段。然后参考测速和磁定位测井曲线，来说明流动变化不是不是产层变化引起的。最后参考射孔情况和储层位置，确定解释层段的划分。一般而言，非储集层和未射孔的位置都是稳定流动井段，并且往往许多储层和已射孔的位置也是稳定流动井段，这是因为一些储集层虽然已射孔却并未产出流体。

（2）测井资料的定性分析

根据划分的解释层段，逐层判断确定流体的相态和流型，分析曲线的形态和读数，找出主要的产出流体的层段，估计流量剖面。

① 井下流体相态判断

在定量解释之前，需要确定测量井段的流体相态，以便正确选择相应的解释模型和解释参数。根据井口各相流体的产量，结合测井资料可以做出判断。

当地面产出为单相的油或气时，测量井段的上部一般为单相流动，而下部由于底水的存在，则可能为油水或气水两相流动。

地面产出两相流体时，井下流体可以是单相、两相或三相流动。

如果地面为油气水同出状态，测量井段可以是两相或三相流动，主要取决于油的泡点压力及井底流动压力的相对大小。

② 井下流体流型识别

垂直管道的流型主要有四种：泡状流、段塞流、沫状流和雾

状流。段塞流、沫状流相对于泡状流、雾状流而言，以轻质相与重质相的分段流动为显著特征；泡状流和段塞流的流速较低、轻质相的相对比例较低，而沫状流和雾状流的流速较高、轻质相的相对比例较高。一般情况下套管内流体的速度不太高，即使个别高产井测量井段低部位的产出流体速度也不高，因此解释中经常遇到的问题是如何利用测井曲线区分段塞流和泡状流。

在涡轮流量计测井曲线上，由于轻质相与重质相流体产生的转动力矩差异，段塞流下的曲线左右摆动就比泡状流下的幅度大一些。在流体密度和压力测井曲线上，由于不同相流体有不同的密度，段塞流下的曲线左右摆动也要大一些。油水两相流动时持水率超过25%即发生泡状流向段塞流的转变；气液两相流动时一般泡状流和分散泡状流向段塞流转变的条件分别是持气率为25%和52%。根据压差密度测井值也可判断气液两相流动的流型，其相应的判别条件为：ρ

③ 定性解释方法

产出流体的层段位于解释层段之间，可通过上下相邻的解释层段对比确定，其特征是流量计连续测井曲线的读数倾向性改变，温度测井曲线偏离正常地温趋势线，流体密度或持水率测井曲线有否变化取决于流体的产出是否改变井内流体的密度和持水率。如果井内没有机械问题，产出流体的层位应该对应于射孔井段，但往往只是射孔层的一部分，并不是所有的射孔层段都产出流体。

自然伽马、磁定位—用于深度控制 持水率、密度、温度—用于识别流体性质

33

log≥0.692g/cm，泡状流；0.507g/cm≤ρ

33

log＜0.692g/cm，段塞流；ρlog＜0.507g/cm，沫状流或雾状流。

流量、测速—用于计算流体的视速度

温度、持水率、压力—定量计算 计算分层的产量 判断井下流体的相态，确定解释模型。 解释经验主要来自长期实践的积累。 (3) 定量解释

油气水共有7种相态组合，现以油—水两相解释模型为例，介绍图版法定量解释步骤：

a、计算油气水的物性参数； b、确定评价井段；

c、计算视速度(Apparent Velocity)Va；

Va=[ΣYΣX2-ΣXΣXY]/[NΣX2-(ΣX)2] X—流量（RPS 转/秒） Y—测速（m/min m/ft） N—测井次数

Va—视速度（m/min ft/min） 1ft=0.3048m d、计算持水率(Water holdup)Yw； Yw=（ρf－ρo）/(ρw－ρo)

或 Yw=1－(CPSlog－CPSw)/[0.86×(CPSg－CPSw)] e、查图版，确定所用的拟表观速度线； f、查图版，用Yw和Va确定总表观速度Ut；

g、查图版，用Yw和Ut确定水的表观速度(Water phase superficial velocity)Uw；

h、确定油的表观速度Uo； Uo= Ut－Uw

i、计算管子常数(pipe constant)PC；

PC=(π×D2/4－1.639377) ×0.144 （公制） D—套管内径(cm) PC—(m3/d)/(m/min) PC=(π×D2/4－0.2541) ×1.7811 （英制） D—套管内径(英寸) PC—(BBL/D)/(ft/min) j、计算井下体积流量(Downhole Flow Rates)Qd； Qod=PC×Uo

k、计算地面体积流量(Uphole Flow Rates)Qu； Qou=Uod/Bo

Qg= Qou×Rs (溶解气)

l、计算分层产量Q。 Qo=Qo2－Qo1 解释实例：

某井，井下产油、水，套管外径5.5英寸，内径4.95英寸，天然气比重（GG）=0.56，原油比重（API度）=36，分离器温度（TSEP）=83°F，分离器压力（PSEP）=105psi，泡点压力(Bubble Point Pressure)（PB）=4970 psi，水的矿化度（PPM）=85000。 定性分析：

流量计曲线表明，在第1、2层都有流体产出，由于第一层变化的幅度大，产出的流体也多；持水率和密度曲线显示两个层都有油产出；温度曲线显示第1层有水产出。 定量解释：

计算出高压物性参数：Bo=1.24 Rs=188 ρo =0.77 ρw=1.02 评价井段(深度)：10210英尺

FLOW LINE -0.8 80 5.5 -80 0.1 60 4.5 -60 0.5 40 3.8 -40 1.6 20 3.1 -20 2.6 0 CPS 20.8 视速度：Va=59.6ft/min 持水率：Yw=0.24

(CPSlog=23500 CPSwater=16800 CPSgas=27100) 在图版7.3中，交会点在14.23和28.48线之间，选择14.23线。 在图版7.4中，用Yw=0.24与14.23油线交会，得出Va/Ut=1.25。 Ut=47.7 ft/min

在图版7.5中，用Yw=0.24与Ut=47.7 ft/min交会在14.23和28.48线之间，用内插法得出Uw=19.3 ft/min。

Uo= Ut－Uw=28.4 ft/min 管子常数PC=33.83

井下油的体积流量Qod=PC×Uo=961(BBL/D) 井下水的体积流量Qwd=PC×Uw=652(BBL/D) 地面油的体积流量Qou= Qod /Bo=775(BBL/D) 地面水的体积流量Qwu= Qwd =652(BBL/D)

用同样的方法可计算出第2、3个评价井段（深度）的体积流量。第1层的产量就等于第1个评价井段的体积流量减去第2个评价井段的体积流量；第2层的产量就等于第2个评价井段的体积流量减去第3个评价井段的体积流量。 滑脱速度解释法简介：

滑脱速度定义为两相流体实际平均速度之差。由于轻质相流速较重质相快，故一般等于于轻质相流速减去重质相流速。如油水两相流中Vs=Vo-Vw。实验表明，Vs是两相介质密度差、表面

张力及持相率的函数，而且与流型有关。滑脱速度的估算一般有三种方法：

一是经验估计法。

已知两相介质密度差△ρ，直接得到Vs，见下表。这种方法比较粗糙，因为它没有考虑持相率的变化。

滑脱速度与两相流体密度差的关系表 油水两相 油气两相 气水两相 Vs(ft/min m/min) 10 3.048 20 6.096 30 9.144 60 18.288 60 18.288 △ρ(g/cm3) <0.15 0.15～0.35 0.35～0.5 二是实验图版法。

已知持水率和两相密度差，便可得到滑脱速度。当持水率介于图版中某两条曲线之间时，可用内插法确定。这也是一种近似估算方法，它忽略了表面张力的影响，而且使用时查图版也比较麻烦。

三是经验关系式。

Nicolas和Witterholt在以斯托克斯关于单个气泡或油泡在静止液相中的上升速度的实验基础上，充分考虑了各种因素对滑脱速度的影响得出的。其形式如下：

Vs=Ywn×V∞ 0.5

△ ρ—两相密度差(g/cm3)； σ—表面张力(达因/厘米)； g—重力加速度(cm/s2)。

以上三种方法都适用于两相泡状流。

油水两相流动模型： 由滑脱速度的定义：

Vs=Vo-Vw=Qo/[A(1-Yw)]-Qw/(AYw)

其中，A为流道截面积，Yw为持水率，Qo和Qw分别为油和水的体积流量。

因为Qt是两相流量之和，即 Qt=Qo+Qw 代入上式可得：

Qo=(1－Yw) ×Qt+A×Yw×(1－Yw) ×Vs Qw=Qt－Qo=Yw×Qt－Yw×(1－Yw) ×A×Vs

式中，Vs可按前述方法进行估算，总流量Qt可由流量计测井资料求得，Yw可由压差密度或持水率计资料计算。因此对每个测点可计算出油、水两相的流量。

七、抽油井环空测井

在抽油井中测产出剖面的测井仪器国内外发展很快。从大的方面来分，主要有集流式和非集流式两大类。下面分别进行介绍。 1、非集流式环空测井

DDL－Ⅲ和AT+的1英寸生产测井组合仪是非集流式环空测

井仪中应用最广泛的。测井曲线有：井温、持水率、密度（AT+）、示踪流量、伽马和磁定位。其中，示踪流量曲线为分段测量，在每个评价井段至少要测量三次。

测井资料的解释：

基本过程大体同自喷井相同。这里仅把不同之处说明一下。 (1) PC计算公式中的系数不同

PC=(π×D2/4－1.6129) ×0.144 （公制） D—套管内径(cm) PC—(m3/d)/(m/min) (2) 计算视速度的公式不同 Va=(H1-H2)/(T2-T1)

式中 H1、T1—分别为第一次追踪同位 素峰值的深度和时间

H2、T2—分别为第二次追踪同位 H2 T2 素峰值的深度和时间

H1 T1 实例分析：

文13-117井，1995年3月8日测井， 卫22-8井 示踪流量示意图 2、集流式环空测井

江汉油田研制的JLS－φ25分测仪是目前国内应用较好的一种小直径集流式环空测井仪。它采用的是伞式集流结构。适用于5.5英寸套管和2.5英寸油管组合的管柱结构。 (1) 仪器性能

仪器直径：25mm

仪器长度：2900mm 仪器重量：5.5kg 最高工作压力：35MPa 最高工作温度：120℃

含水测试范围：0～100%±10%

产量测试： 全集流：2～30m3/d±5% （不开孔） 半集流：5～60m3/d±5% （2孔φ10mm） 半集流：10～100m3/d±8% （4孔φ10mm） 半集流：15～150m3/d±8% （4孔φ12mm） (2) 须收集的资料

a、油井基本数据 b、油管柱情况 c、油层数据 d、目前生产情况 e、原油物性

f、油井大事纪要：封堵、措施情况 g、历次测试情况 (3) 测试设计

a、确定测点的依据

●根据用户要求和测试目的确定。

●确定原则：套管内径规则；避开接箍和射孔孔眼部位；厚层细分应选在物性较差的中间。

●第一个测点距导锥应大于5米，距射孔顶界应大于2米。

●油层之间的夹层应大于3米。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/duw6.html