CN115898379A - 一种油气井全生命周期生产动态监测解释方法及应用 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一套缓释示踪剂监测油气井生产动态流程和方法，包括井口取样和依据监测数据的油井各段产液动态解释，达到油气井生产动态长期监测和评价的效果。在油井生产过程中有两个监测状态：稳态监测和瞬态监测。对于稳态监测，低采样频率是足够的，5～10天要采集一对样品；对于瞬态监测需要更高的采样频率来监测油气井生产动态的快速变化。同时，在稳态监测阶段采用一种模型和流程来判断油井各段见水情况和定性判断生产动态变化；在瞬态监测阶段，采用另一种模型来定量计算油井各段的产液贡献率。

Description

一种油气井全生命周期生产动态监测解释方法及应用

技术领域

本发明属于油气藏开发领域，具体涉及一种油气井全生命周期生产动态监测解释方法及应用。

背景技术

目前，连续油管输送阵列测试仪器和分布式光纤温度压力测试是水平井产剖测试的主要技术手段。连续油管输送阵列测试仪器技术在深井、出砂井、小井眼、复杂结构井，以及高温高压油气井中应用受到限制。光纤温度压力测试具有长期监测、成本高、施工难度大及资料解释难度大的特点，技术需要进一步完善。

缓释示踪剂产出剖面测试技术，利用具有不同识别号的示踪剂置入井下不同生产层段，生产过程中示踪剂溶解在不同层段的产出流体中返排到井口，然后进行井口取样及实验室化验分析。通过示踪剂不同的物理特性和浓度分析，可以反演不同层段流体性质和产量。这项技术具有适用性广、成本低、长期监测水平井产液剖面的特点，在技术和成本上具有显著优势。

近年来，碳纳米量子点作为示踪剂进行井下流体动态监测得到快速发展。碳量子点具有惰性、非挥发性、化学稳定性等特点。另外，纳米颗粒可以与亲水基和非亲水基形成的官能团，这些碳纳米颗粒展现强烈的荧光属性。

目前有很多碳量子点示踪剂系统，包括油溶性、水溶性和气溶性，量子点示踪剂监测生产动态解释技术是通过对井口产出流体采样、对各产油段对应的示踪剂浓度进行测定，按照一定的流程和模型对油井各段产油贡献率、各段产水情况进行一系列定性和定量分析。目前没有一套系统的方法通过井口示踪剂浓度数据对油井各段生产动态间接评价。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明提供了一种油气井全生命周期生产动态监测解释方法。油气生产过程中在井口进行定期取样，利用可见光分光度计、荧光光谱仪、质谱仪等对样品进行化验分析，依据样品中示踪剂的种类和每种示踪剂的浓度分析，根据示踪剂浓度的解释模型得出油气井每个产层的流体性质和流量。

本发明的目的之一在于提供一种油气井全生命周期生产动态监测解释方法，包括将示踪剂下入水平井水平段内，开井后，通过井口定期取样，测试取样中不同示踪剂的浓度，然后根据瞬态阶段和稳态阶段示踪剂浓度的解释方法，得到不同阶段时水平井各段产出液中油和水的贡献率来监测油气井全生命周期生产动态流程，其中，所述的示踪剂选自缓释示踪剂。

优选地，所述的方法具体包括以下步骤：

步骤1、根据油气井各段产出液性质选择不同的缓释示踪剂；

步骤2、将缓释示踪剂分别下入水平井水平段内；

步骤3、开井后，通过井口频繁取样测试产出液中不同示踪剂的种类和浓度，根据瞬态阶段示踪剂浓度的解释模型计算产出液中油和水的贡献率，来监测油气井瞬态阶段生产动态的快速变化；

步骤4、稳态生产过程中，通过井口定期取样对样品中示踪剂的种类和浓度进行分析，根据稳态阶段示踪剂浓度的解释模型计算油井气每个产层的流体性质和流量。

具体地，上述方法中，所述的缓释示踪剂选自水溶性示踪剂、油溶性示踪剂，其中，所述的水溶性示踪剂包括碳纳米量子点标记物CD_W和亲水性聚氨酯；所述的油溶性示踪剂包括碳纳米量子点标记物CD_O和聚乙二醇，其中，水平井各段采用的碳纳米量子点标记物均不相同，优选地，碳纳米量子点标记物CD_W选自：(a)R₁-CDs，激发波长为530nm，发射波长为600nm，呈红色荧光；(b)Y₁-CDs，激发波长为380nm，发射波长为530nm，呈黄色荧光；(c)B₁-CDs，激发波长为390nm，发射波长为440nm，呈蓝色荧光；(d)G₁-CDs，激发波长为530nm，发射波长为550nm，呈绿色荧光；碳纳米量子点标记物CD_O选自：(e)B₂-CDs，激发波长为350nm，发射波长为440nm，呈蓝色荧光；(f)G₂-CDs，激发波长为460nm，发射波长为510nm，呈绿色荧光；(g)R₂-CDs，激发波长为540nm，发射波长为590nm，呈黄色荧光；(h)Y₂-CDs，激发波长为420nm，发射波长为510nm，呈黄色荧光。本发明中在每段水平井中放置不同颜色光的碳纳米量子点标记物来监测多段水平井中的产出情况。

所述样品中水溶性示踪剂在水相中的浓度高于0.002ng/ml，优选为高于0.01ng/ml；所述样品中油溶性示踪剂在油相中的浓度高于0.002ng/ml，优选为高于0.01ng/ml。

上述方法中，所述步骤3或步骤4样品中示踪剂采用可见光分光光度计、荧光光谱仪、质谱仪进行测试，测试得到样品中示踪剂的种类和浓度。取样应该在有水产出迹象之前，单相油和单相水要在测试分离器的下游进行取样，然后在实验中进行化学分析。这样取样的目的是监测水溶性示踪剂水平的变化来找出水相突破的位置。

在油井生产过程中有两个监测状态：瞬态监测和稳态监测。正确的取样时间、足够的取样容量和次数对示踪剂的产出剖面解释至关重要。

其中，所述的瞬态阶段为关井12小时以上，开井后12小时以内为瞬态阶段。对于瞬态监测采样(洗井、重新开井和产量阶跃变化)，需要更高的采样频率来监测油气井生产动态的快速变化。当油井重新启动时，含有这种高浓度示踪剂的粒子的流体会随着主流流体运移到地面。设计瞬态采样程序的目的是要足够的采样频率以捕获示踪剂浓度峰值，用来拟合瞬态释放阶段对流扩散模型，以获取各水平段油、水流速。瞬态阶段的取样频率为5～10分钟取一个样品，根据油井产量和采样点，需要收集100多个样本点。瞬态阶段，在不同的时间段采用不同的采样频率，通常开始采样频率较高，随着产出逐渐稳定可以逐渐降低采样频率。

在油井关闭期间，每个示踪剂安装位置处会形成高浓度的示踪剂。当井开始生产时，在理想条件下，此高浓度示踪剂将随主流流向地面，在采样点被捕获。由于示踪剂材料的释放速率与流量无关，示踪剂浓度水平反映出采样点的井下流速和示踪剂释放速率之间的比率。示踪剂条带以恒定速率释放示踪剂，在洗井、重新开井生产和稳定生产阶段，通过分析和解释示踪剂响应的形状得到油井各分段的贡献率。

在关井时间内示踪剂在水平井内形成示踪剂团，在开井生产时示踪剂团会随着主流油水产出，示踪剂团的流动扩散可以用对流扩散方程来描述：对流扩散方程如式(Ⅰ)：

其中，x、y和z是纵向、横向和垂直坐标。φ是示踪剂浓度，、、是速度(受对流和扩散共同作用)，、、是湍流扩散系数。在此等式中，等式左侧的第二、第三和第四项代表对流传输，右侧的项代表湍流扩散传输。与混合运动是流体性质的布朗运动相反，对于湍流扩散，混合系数是流体的性质，因此它们很可能在三个空间方向上取不同的值，并随位置而变化。该方程式中的浓度、速度和扩散系数是给定时间内湍流的平均值，即它们代表给定时间存在的条件，而不是特定时刻的存在值。

由于油气井筒径向尺寸一般比较小，而井筒长度一般为几千米，当考虑示踪剂发生了足够的径向混合，径向混合可以被平均掉，简化后则是一维方程：

其中，C是横截面平均溶质浓度，V是横截面平均速度，A是流动横截面面积，K是轴向扩散系数。等式右侧的术语描述了由横截面剪切与横截面混合的相互作用引起的传输，由于A、V和K为常数的单一通道，公式简化为：

那么，示踪剂瞬态释放阶段，示踪剂浓度在井筒中对流、扩散的解析解为：

式(Ⅳ)中，C是时间t在位置x处的示踪剂浓度；M是释放的示踪剂的质量；A是井筒的横截面积；K是对流扩散系数；v是横截面平均流速度。C_direct是稳定流动状态下的示踪剂浓度。示踪剂在液体中的浓度受对流扩散强度和示踪剂持续稳定释放速率的共同作用，式(Ⅳ)中，“+”左边表示关井阶段形成的示踪剂团在开井后运移过程对流扩散时示踪剂浓度的变化，“+”右边表示缓释示踪剂持续稳定释放的示踪剂浓度，即为稳定流动状态下的示踪剂浓度。当监测过程中示踪剂浓度达到最大值时x-vt＝0，通过式(Ⅳ)可以计算得到对应示踪剂的对流扩散系数K，然后通过式(Ⅳ)和井口取样得到的示踪剂浓度得到瞬态阶段的示踪剂浓度模型。

由于瞬态阶段，水平井各段油水的流动为变流量流动，通常井口取样只能获得水平段总产油量、产水量和各段示踪剂的浓度，而各段示踪剂的浓度与各水平段对应示踪剂的对流扩散系数和流体的流速有关，井下情况比较复杂以及示踪剂监测会存在误差，井口监测的量子点示踪剂浓度某些数据可能存在异常，对智能标记物产液剖面无法直接进行求解，所以本发明中先假设初始产液劈分，然后与真实井的监测数据进行比对。具体地，首先在井口监测该井日产油量和日产水量，先假设该井各分段产油和产水占比，计算得到各段产油和产水速率，依据瞬态对流扩散模型(式(Ⅳ))可获得各段示踪剂在井口浓度随时间的变化，然后与井口监测得到样品中的示踪剂浓度对比，如果两者能够匹配上，则假设的各段的产量占比就是该井实际的产油产水情况，如果匹配不上，则调整假设的各分段产油和产水占比，继续按上述流程进行试算，直到能与实际的示踪剂监测数据匹配，即可确定该井实际的产油产水情况。

上述方法中，所述步骤4中稳态阶段是指开井3～5天后进入稳定生产阶段，稳态生产过程中的取样频率为5～10天取一个样品。对于稳态监测(水线突破和井筒之间水力连通)，低采样频率是足够的。瞬态流动和稳态监测的解释原理从根本上是不同的。对于稳定条件下采集的样品，需要采用不同的解释方法。主要原因是在稳态流动过程中没有示踪剂高浓度云堆积，因此稳态流动阶段的解释是基于示踪剂浓度水平及其趋势。由于示踪剂系统的示踪剂释放速率与流速无关，因此浓度会随着流速的增加而降低，如果流速降低，浓度就会增加。为了补偿这种影响，需要计算示踪剂通量，通量是单位时间内通过取样点的示踪剂质量，通过示踪剂浓度和取样点的流量来计算。如果示踪剂无损失地运至地面，则假定稳态条件下，地表通量等于井下示踪剂系统的释放速率。对稳态生产的示踪剂反应的解释通常是基于示踪剂水平和趋势的比较。

稳态阶段，油溶性示踪剂通量的计算式为：

Flux_{oil_tracer}＝Concentration_{oil_tracer}·Rate_oil

其中，Flux_oil-tracer为油溶性示踪剂通量，Concentration_oil-tracer为井口取样中油溶性示踪剂的浓度，Rate_oil为产油速率。

水溶性示踪剂通量的计算式为：

Flux_{water_tracer}＝Concentration_{water_tracer}·Rate_water

其中，Flux_water-tracer为水溶性示踪剂通量，Concentration_water-tracer为井口取样中水溶性示踪剂的浓度，Rate_water为产水速率。

稳态阶段，油溶性和水溶性示踪剂系统的示踪剂释放速率是恒定的，与流速无关，Flux_oil-tracer为油溶性示踪剂通量和Flux_water-tracer为水溶性示踪剂通量相同含水率条件下是恒定的，在瞬态阶段可以获得该数值，在稳态阶段可以检测到油相和水溶性示踪剂浓度，示踪剂通量比示踪剂浓度就可以获得各段油相和水相的流量。

本发明的目的之二在于上述方法用于监测油气井全生命周期生产动态流程。

本发明中，示踪剂系统由特定的聚合物和示踪剂组成，水相中释放水溶性示踪剂，油相中释放油溶性示踪剂，油气生产过程中在井口进行定期取样，利用可见光分光度计、荧光光谱仪、质谱仪等对样品进行化验分析，依据样品中示踪剂的种类和每种示踪剂的浓度分析，根据建立的示踪剂浓度模型得到油气井每个产层的流体性质和流量。由于井下情况比较复杂以及示踪剂监测存在误差，井口监测的量子点示踪剂浓度某些数据可能存在异常，因此需要通过瞬态的对流扩散模型先假定油水占比再和示踪剂浓度监测数据拟合的方式进行监测，从而降低井下异常数据对整个测试结果的影响。

附图说明

图1为缓释示踪剂团流动示意图；

图2为瞬态监测阶段理论条件下井口监测的各段油溶性示踪剂浓度随时间的变化；

图3为瞬态阶段井口取样油溶性示踪剂浓度随时间变化数据与模型拟合；

图4为水溶性示踪剂和含水率随时间变化。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。

本发明提供一种油气井全生命周期生产动态监测解释方法，具体包括以下步骤：

步骤1、根据油气井各段产出液性质选择不同的缓释示踪剂；

步骤2、将缓释示踪剂分别下入水平井水平段内；

步骤3、开井后，通过井口频繁取样测试产出液中不同示踪剂的种类和浓度，根据瞬态阶段示踪剂浓度模型计算产出液中油和水的贡献率，来监测油气井瞬态阶段生产动态的快速变化；

步骤4、稳态生产过程中，通过井口定期取样对样品中示踪剂的种类和浓度进行分析，根据稳态阶段示踪剂浓度的解释模型计算油井气每个产层的流体性质和流量。

其中，所述步骤3中，示踪剂瞬态释放阶段，示踪剂浓度在井筒中对流、扩散的解析解为：

其中，C是时间t在位置x处的示踪剂浓度；M是释放的示踪剂的质量；A是井筒的横截面积；K是对流扩散系数；v是横截面平均流速度；C_direct是稳定流动状态下的示踪剂浓度；

所述步骤4中，稳态阶段油溶性示踪剂通量的计算式为：

Flux_{oil_tracer}＝Concentration_{oil_tracer}·Rate_oil；

其中，Flux_oil-tracer为油溶性示踪剂通量，Concentration_oil-tracer为井口取样中油溶性示踪剂的浓度，Rate_oil为产油速率；

水溶性示踪剂通量的计算式为：

Flux_{water_tracer}＝Concentration_{water_tracer}·Rate_water

其中，Flux_water-tracer为水溶性示踪剂通量，Concentration_water-tracer为井口取样中水溶性示踪剂的浓度，Rate_water为产水速率。

对智能标记物产液剖面无法直接进行求解，先假设初始产液劈分，然后与真实井的监测数据进行验证。具体地，首先在井口监测该井日产油量和日产水量，先假设该井各分段产油和产水占比，计算得到各段产油和产水速率，依据瞬态对流扩散模型(式(Ⅳ))可获得各段示踪剂在井口浓度随时间的变化，然后与井口监测得到样品中的示踪剂浓度对比，如果两者能够匹配上，则假设的各段的产量占比就是该井实际的产油产水情况，如果匹配不上，则调整假设的各分段产油和产水占比，继续按上述流程进行试算，直到能与实际的示踪剂监测数据匹配，即可确定该井实际的产油产水情况。

实施例

G-25井为底水油藏，油层厚度52m，油层渗透率320mD左右，孔隙度在22％左右。G-25井深4200m，水平段长度1580m。

井中水平段设置为S-1(趾端)、S-2、S-3、S-4，油溶性示踪剂OS-1(R₁-CDs，激发波长为530nm，发射波长为600nm，呈红色荧光)、OS-2(Y₁-CDs，激发波长为380nm，发射波长为530nm，呈黄色荧光)、OS-3(B₁-CDs，激发波长为390nm，发射波长为440nm，呈蓝色荧光)、OS-4(G₁-CDs，激发波长为530nm，发射波长为550nm，呈绿色荧光)，水溶性示踪剂WS-1(B₂-CDs，激发波长为350nm，发射波长为440nm，呈蓝色荧光)、WS-2(G₂-CDs，，激发波长为460nm，发射波长为510nm，呈绿色荧光)、WS-3(R₂-CDs，激发波长为540nm，发射波长为590nm，呈黄色荧光)、WS-4(Y₂-CDs，激发波长为420nm，发射波长为510nm，呈黄色荧光)。采用的示踪剂均为市售商品，亲水性聚氨酯购自碧恒化工，聚乙二醇购自海安石化。

表1中列出了水平井中示踪剂的投放参数。

表1.示踪剂投放参数表

瞬态阶段监测

关井12小时后，开井后，瞬态阶段的取样频率为10分钟取一个样品，根据油井产量和采样点，需要收集100多个样本点。稳态阶段是指开井5天后进入稳定生产阶段，稳态生产过程中的取样频率为7天取一个样品。

通过瞬态阶段对流扩散解析模型拟合可以得到示踪剂浓度随时间的下降指数，固体示踪剂布置位置到井口的距离分别为L1、L2、L3、L4，井眼横截面积A＝0.0125m²，相应油溶性示踪剂质量M1、M2、M3、M4分别为0.24ng、0.36ng、0.17ng、0.44ng。

以第二段油溶性示踪剂为例，求解过程如下：

1)假设水平井1-4监测段对应井筒油相流速为Vo1、Vo2、Vo3、Vo4，开井t₀，监测到井口示踪剂OS-2最大浓度时间为t₂，x₂-vt₂＝0，则式(Ⅳ)简化为

稳定阶段示踪剂浓度C_2direct＝1.63(表3中开井后3～5天浓度的平均值)，则

带入A、M₂即可求得第二段油溶性示踪剂对流扩散系数K₂为0.031；

2)将K₂带入示踪剂OS-2的解析解公式中：

然后将假定的油相流速Vo1、Vo2带入上式中计算得到对应的示踪剂浓度，与井口监测的示踪剂数据进行比对，如果拟合不上，调整假定的油相流速，继续循环运算，直到通过式(1)计算得到的浓度和井口监测的示踪剂浓度对应，拟合完成，即得第二段油溶性示踪剂解释模型。

同样的方法，监测到井口示踪剂OS-1最大浓度时间为t₂，C_1direct＝0.61，计算得到第一段的油溶性示踪剂对流扩散系数分别为0.033，再将假定的油相流速Vo1带入下列示踪剂OS-1的解析解公式中，拟合得到第一段油溶性示踪剂解释模型。

监测到井口示踪剂OS-3最大浓度时间为t₃，C_3direct＝4.04，计算得到第三段的油溶性示踪剂对流扩散系数为0.087，再将假定的油相流速Vo1、Vo2、Vo3带入下列示踪剂OS-3的解析解公式中，拟合得到第三段油溶性示踪剂解释模型。

监测到井口示踪剂OS-4最大浓度时间为t₅，C_4direct＝0.95，计算得到第四段的油溶性示踪剂对流扩散系数为0.125，再将假定的油相流速Vo1、Vo2、Vo3、Vo4带入下列示踪剂OS-4的解析解公式中，拟合得到第四段油溶性示踪剂解释模型。

图2中显示瞬态监测阶段理论条件下井口监测的各段油溶性示踪剂浓度随时间的变化，图3中为瞬态监测阶段各段油溶性示踪剂的对流扩散模型拟合结果。

3)最终获得瞬态阶段水平井各段产油贡献率，如表2中所示。

表2.G-25井不同段产油贡献率

区域	产油贡献率
		OS-1	23％
OS-2	35％
		OS-3	40％
OS-4	2％

稳态阶段监测

在稳定生产阶段，以每周一次的频率进行取样。

取样应该在有水产出迹象之前，单相油和单相水要在测试分离器的下游进行取样，然后在实验中进行化学分析。这样取样的目的是监测水溶性示踪剂水平的变化来找出水相突破的位置。

油溶性示踪剂通量的计算式为：

Flux_{oil_tracer}＝Concentration_{oil_tracer}·Rate_oil

其中，Flux_oil-tracer为油溶性示踪剂通量，Concentration_oil-tracer为井口取样中油溶性示踪剂的浓度，Rate_oil为产油速率。

水溶性示踪剂通量的计算式为：

Flux_{water_tracer}＝Concentration_{water_tracer}·Rate_water

其中，Flux_water-tracer为水溶性示踪剂通量，Concentration_water-tracer为井口取样中水溶性示踪剂的浓度，为地面检测已知；Rate_water为产水速率为地面测量已知。

水溶性示踪剂监测结果

收集水样并测试分析水样中示踪剂的浓度。图4显示了在监测过程中所有水溶性示踪剂通量的变化，水平黑线表示示踪剂通量是0。所有示踪剂通量均用相同的坐标尺度，可以进行直接对比。通过分析示踪剂浓度的幅度可以得出最先和最明显水线突破的地方在位置3，同时位置1和2也有水突破的显示，说明这个水溶性示踪剂系统在突然接触水时有一个很大量的示踪剂释放。

表3中为G-25井的监测数据。

表3.G-25井的监测数据

Claims (10)

1.一种油气井全生命周期生产动态监测解释方法，包括将示踪剂下入水平井水平段内，开井后，通过井口定期取样，测试取样中不同示踪剂的浓度，然后根据瞬态阶段和稳态阶段示踪剂浓度的解释方法，得到不同阶段时水平井各段产出液中油和水的贡献率来监测油气井全生命周期生产动态流程，其中，所述的示踪剂选自缓释示踪剂。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的方法具体包括以下步骤：

步骤1、根据油气井各段产出液性质选择不同的缓释示踪剂；

步骤2、将缓释示踪剂分别下入水平井水平段内；

步骤3、开井后，通过井口频繁取样测试产出液中不同示踪剂的种类和浓度，根据瞬态阶段示踪剂浓度的解释模型计算产出液中油和水的贡献率，来监测油气井瞬态阶段生产动态的快速变化；

步骤4、稳态生产过程中，通过井口定期取样对样品中示踪剂的种类和浓度进行分析，根据稳态阶段示踪剂浓度的解释模型计算油井气每个产层的流体性质和流量。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述的缓释示踪剂包括水溶性示踪剂和油溶性示踪剂，其中，所述的水溶性示踪剂包括碳纳米量子点标记物CD_W和亲水性聚氨酯；所述的油溶性示踪剂包括碳纳米量子点标记物CD_O和聚乙二醇，其中，水平井各段采用的碳纳米量子点标记物均不相同。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，

所述样品中水溶性示踪剂的浓度高于0.002ng/ml，优选为高于0.01ng/ml；和/或，

所述样品中油溶性示踪剂的浓度高于0.002ng/ml，优选为高于0.01ng/ml。

5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述步骤3或步骤4样品中示踪剂采用可见光分光光度计、荧光光谱仪、质谱仪进行测试。

6.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述步骤3中的瞬态阶段为关井12小时以上，开井后12小时以内为瞬态阶段；和/或，

所述步骤3中瞬态阶段的取样频率为5～10分钟取一个样品。

7.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述步骤4中，稳态生产过程中的取样频率为5～10天取一个样品。

8.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述步骤3中，示踪剂瞬态释放阶段，示踪剂浓度在井筒中扩散的解析解为：

式中，C是时间t在位置x处的示踪剂浓度；M是释放的示踪剂的质量；A是井筒的横截面积；K是对流扩散系数；v是横截面平均流速度；C_direct是稳定流动状态下的示踪剂浓度。

9.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述步骤4中，稳态阶段油溶性示踪剂通量的计算式为：

Flux_{oil_tracer}＝Concentration_{oil_tracer}·Rate_oil；

其中，Flux_oil-tracer为油溶性示踪剂通量，Concentration_oil-tracer为井口取样中油溶性示踪剂的浓度，Rate_oil为产油速率；

水溶性示踪剂通量的计算式为：

Flux_{water_tracer}＝Concentration_{water_tracer}·Rate_water

其中，Flux_water-tracer为水溶性示踪剂通量，Concentration_water-tracer为井口取样中水溶性示踪剂的浓度，Rate_water为产水速率。

10.根据权利要求1～9任一项所述的方法用于监测油气井全生命周期生产动态流程。

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