中东下白垩纪碳酸盐岩油藏中的一口高气油比水平生产井，其中水平井段长2800ft。除井趾外，整个水平井段全部射孔。采油初期该井产出含溶解气的无水原油。在开采了两年后，该井的GOR逐渐升高，这时必须找出井眼中的进气点。将含光学
传感器的生产测井组合仪下入井中，实时测量持气率和持水率。脉冲中子测井仪测量的三相持率增加了油、气、水持率测量数据的可信度。根据井眼轨迹和生产史推测，死水只存在于井眼的低边。根据作业计划，在流动条件下进行第一次测井，然后关井4.5hr。在关井条件下二次测井。流体成像传感器识别出在井眼低边的最低处存在少量死水。除光、电探测器外，脉冲中子测井仪的Σ和非弹性远/近计数率比值也提供了实时持率数据。Σ测量数据证实了井眼中死水的存在。虽然光、电探测器能够提供直接、定量的持率数据，但Σ和非弹性比值可用于单相持率分析。由于探头位置已知，因此，流体流动图像提供沿井眼的流体分布情况。在高GOR井中，温度下降指示进气点的位置。当持气率等于或大于70%时，转子流量计数据可用来确定气体的流速。与预测的一样，气体被圈闭在井眼的高边。气体流动剖面显示约80%的气体靠近井跟位置，沿井眼高边进入井筒。根据裸眼井和成像测井资料判断该地层的岩性不同，而根据测井资料推算出的渗透率也证实了这一结论。
现场实例分析表明，综合特征流动剖面、产气层及井眼评价，提供有关油藏特征及油藏动态的重要信息，但仅根据静态测井数据无法准确预测气体突破的影响。识别产液层并了解与特定岩相之间的关系有助于制定布井方案。数值模拟证实了对产液层的判断结果。在对补救性措施进行评价后认为，如果对该井采取适当的侧钻措施，预计将增加无气原油的产量。