(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