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Esa parte del efecto de los gases en la medición de porosidad de neutrones que no se explica por las diferencias de índice de hidrógeno. Utilizando el concepto de índice de hidrógeno, el contribuyente sólo significativo a la porosidad de neutrones en una zona de gas es la porosidad llena de líquido, ya que los índices de hidrógeno de gas y de la matriz son cercanas a cero. Sin embargo, la porosidad llena de líquido resultante se encuentra demasiado bajas. El error proviene de tratar la porosidad llenas de gas como matriz. Si esta matriz es excavada y reemplazada por gas, se puede predecir la respuesta correcta.
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Las pruebas se realizaron en una serie de diferentes caudales con el fin de determinar la capacidad de entrega bien, normalmente en pozos de gas donde origina un efecto de piel de dependientes de la tasa de flujo no Darcy cerca del pozo. Pruebas de tasa múltiple a veces son requeridas por los organismos reguladores.
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Pruebas en un petróleo o gas bien para determinar su capacidad de flujo en condiciones específicas de embalse y presiones que fluye. Potencial de flujo de abierto absoluto (AOFP) puede obtenerse en estas pruebas, y, a continuación, se puede generar la relación de rendimiento de afluencia (DPI). a capacidad de entrega prueba también se denomina una prueba de productividad.
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Pruebas se logra mediante la medición de presión en la corona, o tirar la bomba y ejecutando un medidor de presión en el agujero. Método la preferida es normalmente medir la presión en la corona si no packer está presente. Mejor para ello vigilar el aumento de nivel del líquido con un dispositivo de sonido eco y calculando la presión bottomhole asumiendo una densidad del fluido. Existen varios excelentes dispositivos y servicios asociados. Cualquier momento en que un pozo se cierra poco a poco, como es el caso de bombeo de pozos, algún tipo de multirate análisis generalmente se requieren para obtener resultados aceptables.
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Prueba con un tester de formación alámbricas. Medición de presión de formación de el fijo es adquirida por insertar una sonda en la pared de la excavación y la realización de una minidrawdown y la acumulación por retirar una pequeña cantidad de fluido de formación y, a continuación, esperando que la presión construir a la presión de poro de formación. Esta medida puede proporcionar las presiones de la formación a lo largo de la excavación, dando una medida de presión con profundidad o a lo largo de un pozo horizontal. La tendencia a la presión de formación con profundidad proporciona una medida de la densidad del líquido de la formación, y un cambio en esta tendencia puede indicar un contacto fluido. Abrupt cambios en las mediciones de la presión de formación con profundidad indican agotamiento de diferencial de presión y demuestran las barreras al flujo vertical. Variación lateral en la presión de formación mediciones a lo largo de un eje horizontal bien o en varios pozos verticales indican heterogeneidad de embalse.
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Técnicas que utilizan ecuaciones o algoritmos que se han desarrollado anteriormente para situaciones similares. Estos métodos implican enfoques estadísticos o estocásticos. Métodos deterministas son generalmente más fácil y rápido de aplicar y se prestan fácilmente a aplicaciones informáticas. Sin embargo, no podrán establecer la forma más detallada o los modelos más precisos de embalse.
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Técnicas que se aplican a la caracterización de yacimientos mediante varios enfoques estadísticos para estimar las características geológicas de formaciones a una distancia de puntos conocidos, como en wellbores. Estas técnicas incluyen el uso de análisis semivariograms, kriging y multivariante.
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Pequeñas esferas diseñadas para sellar perforaciones que están aceptando los tratamientos de embalse más fluido, desviando así a otras partes de la zona de destino. Ball selladores son incorporados en el fluido de tratamiento y bombea con ella. Desviación de la eficacia de este tipo de mecánica para mantener las bolas en su lugar es fuertemente dependiente de la presión diferencial a través de la perforación y la geometría de la perforación propia.
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