产出剖面测井是通过流量计、持水率计、密度计等仪器组合，测量油气生产井中各层段产出的油、气、水流量及相态比例的动态监测技术。该技术采用涡轮流量测井、示踪流量测井、集流式测井等方法，结合滑脱速度模型、漂流流动模型等解释算法，实现分层产量贡献率计算。应用场景涵盖直井、斜井、水平井等各类井型，可精准识别高渗透层水窜、低产液层贡献不足等问题，为油井堵水、配产调整提供数据支撑。2025年发展的光电复合缆测井系统和阵列成像技术，显著提升了复杂井况下的测量精度。

流量测量采用涡轮流量计（精度0.3m/min）和放射性示踪法（适用5-400m3/d产液量）实现，通过涡轮转速与流速的线性关系或示踪剂位移时间差计算总流量。流体识别依赖电容式持水率计（基于介电常数变化）和伽马密度计（通过射线衰减测定流体密度），可分辨油水界面和气液混合比例。压力测井模块实时监测井筒压力变化，为流型判别提供补充参数。

仪器串典型组合包含遥测短节、磁定位仪、温度/压力传感器、持水率计、密度计及流量计，外径22-37mm，采用集流伞技术可将低产液井测量误差降低至5%以内。2025年研发的光电复合缆系统通过分布式光纤采集温度场数据，结合爬行器携带的传统测井仪，实现水平井趾端复杂流动的同步监测。

解释流程包含四个步骤：首先收集井身结构、射孔数据及地面生产参数，划分0.5-5m的解释层段；其次根据流型判识结果（泡状流/段塞流）选择滑脱模型或漂移模型，计算各相视流速；然后利用质量守恒方程将全井流量分配至各产层，求取分层贡献率；最后通过井下刻度（如全水率刻度点）验证解释结果，误差超过10%需重新建模。

典型案例显示，在油水两相井中，通过持水率与表观速度关系图版，可准确识别4755m层段为纯产水层，指导封堵后含水率下降68.6%。气井解释需引入声波传感器监测流态，普光气田应用阵列成像技术成功定位出水层位，堵水后日产气量增加12万立方米。

直井测井采用非集流连续测量工艺，适应产液量＞50m3/d的井况，流量测量误差＜5%。水平井需搭载爬行器深入水平段，2025年专利技术通过分布式光纤与常规仪器联合测试，使间歇性低流量井的解释准确率提升至92%。气田井应用光纤产剖测井系统，通过声波信号分析多相流态，耐硫化氢浓度达30%。

在低产液井（＜10m3/d）中，集流点测技术强制流体流经测量短节，持水率测量分辨率达±2%。大庆油田试验表明，同轴相位测井技术可消除矿化度干扰，在含水率98%的井中仍能分辨1%的含油变化。

早期仪器仅能测量涡轮转速和温度梯度，解释依赖经验图版。2019年后，多参数组合仪实现7参数同步采集，引入速度剖面校正系数（范围0.75-0.85）修正层流影响。2022年发展的阵列探针技术通过多点持水率测量，使脱气井解释符合率从70%提升至88%。

2025年技术突破包括：光纤测井技术实现全井段温度采样（间距0.1m），时间分辨率达1秒，能捕捉瞬态流动特征；DF-FSI系统采用16通道声波传感器阵列，可识别5种流型并重建三维产出剖面。现场应用表明，新技术使水平井测试周期缩短40%，解释结果与地面计量数据吻合度超过95%。

集流式仪器要求井筒完整度≥90%，存在遇卡风险。高含气井（气液比示踪法。多相流模型在斜井段适用性有限，井斜角＞45°时需引入倾角校正因子（范围1.2-1.5）。