NO20120265A1

NO20120265A1 - Fremgangsmate og apparat for karakterisering av petroleumsfluid ved anvendelse av analyse av komponenter med hoy molekylvekt

Info

Publication number: NO20120265A1
Application number: NO20120265A
Authority: NO
Inventors: Oliver C Mullins; Youxiang Julian Zuo; Denise Freed; Christopher Harrison; Mary-Jane Tsang Mui Ching; Huang Zeng
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2009-09-11
Filing date: 2012-03-08
Publication date: 2012-04-03
Also published as: GB201205443D0; US20120232799A1; WO2011030243A1; GB2486142A; GB2486142B; BR112012005310A2; MX2012002894A; CA2772506A1; US9410936B2

Abstract

En metode som utfører brønnhullsfluidanalyse av fluidegenskaper i et reservoar og karakteriserer reservoaret basert på slik brønnhullsfluidanalyse. Metoden krever minst en fluidprøve ved en respektiv målestasjon og gjennomfører brønnhullsfluidanalyse for å måle egenskaper for fluidprøven, som inkluderer konsentrasjon av en pluralitet av komponenter med høy molekylvekt. For hver av en pluralitet av type grupper tilsvarende ulike undergrupper av en forhåndsbestemt gruppe av komponenter med høy molekylvekt, anvendes en modell for å forutsi konsentrasjonen av komponentene i den gitte typen gruppe for pluraliteten av målestasjoner. De forutsagte konsentrasjonene av komponenter med høy molekylvekt for pluraliteten av type grupper sammenlignes deretter med tilsvarende konsentrasjoner målt ved brønnhullsfluidanalyse for pluraliteten av målestasjoner for å identifisere den beste matchende type gruppen. Resultatene av sammenligningen anvendes for reservoaranalyse.

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

Oppfinnelsesområde

[0001]Den foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåter og apparat for å karakterisere petroleumsfluider ekstrahert fra en hydrokarbonbærende geologisk formasjon. Oppfinnelsen kan anvendes for forståelse av reservoaroppbygging, skjønt den ikke er begrenset dertil.

Beskrivelse av kjent teknikk

[0002]Petroleum består av en kompleks blanding av hydrokarboner med forskjellige molekylvekter, pluss andre organiske forbindelser. Den eksakte molekylære sammensetning av petroleum varierer i omfattende grad fra formasjon til formasjon. Andelen av hydrokarboner i blandingen er svært variabel og strekker seg fra opptil 97 vektprosent i de lettere oljer til så lite som 50 prosent i de tyngre oljer og asfalter. Hydrokarbonene i petroleum er for det meste alkaner (rettkjedet eller forgrenet), cykloalkaner, aromatiske hydrokarboner eller mere kompliserte kjemikalier slik som asfaltener. De andre organiske forbindelsene i petroleum inneholder typisk karbondioksid (C02), nitrogen, oksygen og svovel og spormengder av metaller slik som jern, nikkel, kopper og vanadium.

[0003]Petroleum er vanligviskarakterisert vedSARA fraksjonering hvor asfaltener fjernes ved presipitering med et paraffinisk løsningsmiddel og den avasfalterte oljen separeres til mettede forbindelser, aromatiske forbindelser og harpikser ved kromatografisk separasjon.

[0004]De mettede forbindelsene inkluder alkaner og cykloalkaner. Alkaner, også kjent som paraffiner, er mettede hydrokarboner med rett eller forgrenet kjede som inneholder kun karbon og hydrogen og som har den generelle formel CnH2n+2- De har generelt fra 5 til 40 karbonatomer per molekyl, skjønt kortere eller lengre molekyler kan være til stede i blandingen. Alkaner inkluderene metan (CH4), etan (C2H6), propan (C3H8), i-butan (iC4H10), n-butan (nC4H10), i-pentan (iC5H12), n-pentan (nCsH^), heksan (CeHu), heptan (C7H16), oktan (CsHis), nonan (C9H20), dekan (C10H22), hendekan (C11H24), også omtalt som endekan eller undekan, dodekan (C12H26), tridekan (C13H28), tetradekan (C14H30), pentadekan (C15H32) og heksadekan (Ci6H34). Cykloalkaner, også kjent som naftener, er mettede hydrokarboner som har en eller flere karbonringer hvortil hydrogenatomer er festet i henhold til formelen CnH2n. Cykloalkaner har tilsvarende egenskaper som alkaner men har høyere kokepunkter. Cykloalkanene inkluderer cyklopropan (C3H6), cyklo-butan (C4H8), cyklopentan (C5H10), cykloheksan (C6H12), cykloheptan (C7H14) osv.

[0005]De aromatiske hydrokarbonene er umettede hydrokarboner med en eller flere plane sekskarbonringer betegnet benzenringer, hvortil hydrogenatomer er festet med formelen CnHn. De er tilbøyelig til å brenne med en sotet flamme, og kan ha en søt aroma. De aromatiske hydrokarbonene inkluderer benzen (C6H6) og derivater av benzen, så vel som polyaromatiske hydrokarboner.

[0006]Harpikser er de mest polare og aromatiske arter som er til stede i den deas-falterte oljen og, som det har blitt foreslått, bidrar til den økte oppløseligheten av asfaltener i råolje ved oppløseliggjøring av de polare og aromatiske delene av de asfalteniske molekyler og aggregater.

[0007]Asfaltener er uoppløselige i n-alkaner (slik som n-pentan eller n-heptan) og oppløselige i toluen. C:H forholdet er omtrent 1:1,2, avhengig av asfaltenkilden. Til forskjell fra fleste hydrokarbonbestanddeler, inneholder asfaltener typisk noen få prosent med andre atomer (betegnet heteroatomer), slik som svovel, nitrogen, oksygen, vanadium og nikkel. Tungoljer og tjæresand inneholder mye høyere andeler av asfaltener enn det medium-API oljer eller lette oljer gjør. Kondensater er praktisk talt fri for asfaltener. Når det gjelder asfaltenstruktur, er eksperter enige om at noen av karbonatomene og hydrogenatomer er bundet i ringlignende aromatiske grupper, som også inneholder heteroatomene. Alkankjeder og sykliske alkaner inneholder resten av karbonatomene og hydrogenatomene og er koblet til ringgruppene. Innenfor dette rammeverk, utviser asfaltener en rekke molekylvekter og sammensetninger. Asfaltener er blitt vist til å ha en fordeling av molekylvekt i området fra 300 til 1400 g/mol, med et gjennomsnitt på omtrent 750 g/mol. Dette er kompatibelt med et molekyl som inneholder syv eller færre kondenserte aromatiske ringer, og området rommer molekyler med fra fire til ti ringer.

[0008]Det er også kjent at asfaltenmolekyler aggregerer for å danne nanoaggregater og klynger. Aggregeringsopptreden avhenger av løsningsmiddeltype. Laboratoriestudier er blitt gjennomført med asfaltenmolekyler oppløst i et løs-ningsmiddel slik som toluen. Ved ekstremt lave konsentrasjoner (under 10"<4>massefraksjon), dispergeres asfaltenmolekyler som en sann oppløsning. Ved høyere konsentrasjoner (i størrelsesorden 10^ massefraksjon), vil asfaltenmole kyler klebes sammen for å danne nanoaggregater. Disse nanoaggregater dispergeres i fluidet som et nanokolloid, som betyr at asfaltenpartikler med nanometerstørrelse er stabilt suspendert i den kontinuerlige flytende faseløsnings-middel. Selv ved høyere konsentrasjoner (i størrelsesorden 5 x 10"<3>massefraksjon), danner asfalten-nanoaggregatene klynger som forblir stabile som et kolloid suspendert i flytende fase løsningsmiddel. Ved høyre konsentrasjoner (i størrelsesorden 5x10"<2>massefraksjon), flokkulerer asfaltenklyngene for å danne klumper som presipiterer ut av toluen løsningsmiddelet. I råoljen utviser asfaltener en tilsvarende aggregeringsopptreden. Ved de høyere konsentrasjonene (i størrelsesorden 5x10"<2>massefraksjon) som bevirker at asfaltenklynger flokkulerer i toluen, kan imidlertid stabilitet fortsette slik at klyngene danner et viskoelastisk nettverk.

[0009]Datamaskinbasert modellerings- og simuleringsteknikker er blitt utviklet for å estimere egenskapene og/eller opptreden til petroleumsfluider i et reservoar av interesse. Slike teknikker anvender typisk en tilstandsligning ("equation of state")

(EOS) modell som representerer faseoppførselen for petroleumsfluidet i reservoaret. Når EOS modellen er definert, kan den anvendes for å beregne en omfattende oppstilling av egenskaper for petroleumsfluidet i reservoaret, slik som: gass-olje forhold (GOR) eller kondensat-gass forhold (CGR), densitet for hver fase, volumetriske faktorer og komprimerbarhet, varmekapasitet og metningstrykk (boblepunkt eller duggpunkt). Således kan EOS modellen løses for å oppnå metningstrykk ved en gitt temperatur. Dessuten er GOR, CGR, fasedensiteter og volumetriske faktorer biprodukter av EOS modellen. Transportegenskaper, slik som varmekapasitet eller viskositet, kan avledes fra egenskaper oppnådd fra EOS modellen, slik som fluidsammensetning. Videre kan EOS modellen utvides med andre reservoar-evalueringsteknikker for komposisjonen simulering av strømnings- og produksjons-oppførsel for petroleumsfluidet i reservoaret, som er vel kjent innen teknikken. Komposisjonene simuleringer kan f.eks. være nyttige for å studere (1) tømming av et reservoar av flyktig olje eller gasskondensat hvor fasesammensetninger og egenskaper varierer signifikant med trykk under boblepunkt eller duggpunkttrykk, (2) injeksjon av ikke-likevektgass (tørr eller anriket) i et sort oljereservoar for å mobilisere olje ved fordampning til en mere mobil gassfase eller ved kondensering gjennom en direkte (enkeltkontakt) eller dynamisk (multippelkontakt) blandbarhet,

og (3) injeksjon av karbondioksid i et oljereservoar for å mobilisere oljen ved blandbar erstatning og ved oljeviskositetsreduksjon og oljesvelling.

[0010]I de siste få tiår har man forutsatt fluid homogenitet i et hydrokarbonreservoar. Der er imidlertid nå en voksende forståelse for at fluidene ofte er heterogene eller inndelt i områder i reservoaret. Et inndelt reservoar består av to eller flere områder som effektivt ikke er i hydraulisk kommunikasjon. To typer av reservoar inndeling er blitt identifisert, nemlig vertikal og lateral inndeling. Vertikal inndeling forekommer vanligvis som et resultat av forkastning eller stratigrafiske forandringer i reservoaret, mens lateral inndeling er et resultat av barrierer med hensyn til horisontal strømning.

[0011]Molekylær og termisk diffusjon, naturlig konveksjon, bionedbrytning, adsorpsjon og eksterne flukser kan også føre til ikke-ekvilibrium hydrokarbonfordeling i et reservoar.

[0012]Reservoarinndeling, så vel som ikke-ekvilibrium hydrokarbonfordeling, kan signifikant hindre produksjon og kan utgjøre forskjellen mellom et økonomisk levedyktig felt og et økonomisk ikke-levedyktig felt. Teknikker for å hjelpe en operator til nøyaktig å beskrive reservoarseksjoner og deres fordeling, så vel som ikke-ekvilibrium hydrokarbonfordeling, kan øke forståelsen for slike reservoarer og til sist øke produksjon.

[0013]Konvensjonelt er reservoaroppbygging (dvs. reservoarinndeling så vel som ikke-ekvilibrium hydrokarbonfordeling) blitt bestemt ved å anvende trykkdybdeplott og trykkgradientanalyse med tradisjonelle lineære regresjonsskjemaer. Denne prosess kan imidlertid være villedende da fluidsammensetningsmessige forandringer og inndeling i seksjoner gir skjevheter i trykkgradientene, som resulterer i feilaktige tolkninger av fluidkontakter eller trykkforseglinger. I tillegg vil trykkommu-nikasjon ikke påvise strøm-konnektivitet.

[0014]U.S. patentsøknad 2009/0312997 tilveiebringer en metode for å korrelere sammensetningsdata for levende olje målt ved anvendelse av et analyseverktøy for borehullsfluid med forutsagte sammensetningsdata for å bestemme om asfaltener er i en ekvilibrium-fordeling i reservoaret. Metoden behandler asfaltener innenfor rammen av polymeroppløsningsteori (Flory-Huggins modell). Metoden genererer en familie av kurver som forutsier asfalteninnhold som en funksjon av dybde. Kurvene kan sees på som en funksjon av to parametere, volumet og solu- biliteten av asfaltenene. Kurvene kan tilpasses til målt asfalteninnhold som avledet fra borehullsfluidanalyseverktøyet. Der kan være usikkerhet ved tilpasnings-prosessen da asfaltenvolum kan variere i omfattende grad. I disse tilfeller, kan det være vanskelig å fastslå nøyaktigheten av Flory-Huggins modellen og de oppnådde bestemmelser basert på dette på et hvilket som helst gitt tidspunkt, og således vite om der er et behov eller ikke for å kreve og analysere flere borehullsprøver for å forfine eller tilpasse Flory-Huggins modellen og de oppnådde bestemmelser basert derpå.

KORT OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

[0015]Det er derfor et formål for den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe

metoder og apparat som nøyaktig karakteriserer sammensetningskomponenter og fluidegenskaper på ulike steder i et reservoar for å muliggjøre nøyaktig reservoar-oppbyggingsanalyse (f.eks. deteksjon av konnektivitet (eller kompartmentalisering) og ekvilibrium (ikke-ekvilibrum) hydrokarbonfordeling i reservoaret av interesse.

[0016]I henhold til formålene med den foreliggende oppfinnelse, er et borehulls-fluidanalyseverktøy anvendt for å oppnå og gjennomføre borehullsfluidanalyse av levende oljeprøver ved multiple målestasjoner i et borehull som krysser et reservoar av interesse. Slike analyser av fluid i borehull måler sammensetningskomponenter og eventuelt andre fluidegenskaper for hver levende oljeprøve. Målinger i borehull kan anvendes sammen med en tilstandsligningsmodell for å forutsi gradienter for sammensetningskomponentene så vel som andre fluidegenskaper for reservoaranalyse. En modell anvendes for å forutsi konsentrasjoner av en pluralitet av oppløst del type grupper med høy molekylvekt i varierende steder i et reservoar. Slike forutsigelser sammenlignes med borehullsmålinger forbundet der-med for å identifisere den best matchende oppløst del type gruppen for reservoaranalyse. De forutsagte eller målte konsentrasjoner av den best matchende oppløst del type gruppen, kan f.eks. evalueres for å bestemme at reservoaret er sammen-hengende og i termisk likevekt. Alternativt, dersom, man ikke finner noen match, kan resultatene bestemme at reservoaret er inndelt i områder eller er ikke i termodynamisk likevekt. Resultatene fra sammenligningen kan også anvendes for å bestemme om man skal inkludere eller ikke en eller flere ytterligere målestasjoner i analyse arbeidsforløpet (og eventuelt forfine og tilpasse modellene i arbeids- forløpet basert på målingene for de ytterligere målestasjoner) for bedre nøyaktig-het og for konfidens i fluidmålingene og forutsigelsene som anvendes for reser-voaranalysen.

[0017]I den foretrukne utførelsesform, er modellen en Flory-Huggins type solubilitetsmodell som karakteriserer relative konsentrasjoner av en gruppe av komponenter med høy molekylvekt som en funksjon av dybde som relatert til relativ solubilitet, densitet og molart volum av komponentene med høy molekylvekt i gruppen ved varierende dybde. Solubilitetsmodellen behandler reservoarfluidet som en blanding av to deler, hvor de to delene er en oppløst del og en løsningsmiddelsdel, hvor den oppløste del omfatter gruppen av komponenter med høy molekylvekt. Komponentene med høy molekylvekt i den oppløste del er foretrukket valgt fra gruppen som inkluderer harpikser, asfalten-nanoaggregater og asfalten klynger. Foretrukne utførelsesformer av slike modeller er angitt detaljert nedenfor.

[0018]Ytterligere formål og fordeler med oppfinnelsen vil klart fremgå for de fagkyndige på området under henvisning til den detaljerte beskrivelse sett i sammenheng med de tilveiebrakte figurene.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0019]Figur 1A er et skjematisk diagram av et eksempel på et petroleumsreservoar analysesystem hvor den foreliggende oppfinnelse er innlemmet.

[0020]Figur 1B er et skjematisk diagram av et eksempel på en fluidanalysemodul som er passende for anvendelse i borehullsverktøyet i figur 1 A.

[0021]Figurer 2A - 2G er, sett under ett, et flytskjema for dataanalyseoperasjoner som inkluderer måling av fluid nedi brønnhullet ved en rekke forskjellige målestasjoner i et borehull som transverserer et reservoar av interesse i forbindelse med minst en solubilitetsmodell som karakteriserer sammenhengen mellom løsnings-middeldeler og oppløste deler av reservoarfluidene ved forskjellige målestasjoner. Modellen anvendes for å beregne en forutsagt verdi av den relative konsentrasjonen av den oppløste delen for minst en gitt målestasjon for ulike klasser av oppløst type. En konsistensundersøkelse gjennomføres som involverer sammenligning av de forutsagte konsentrasjonsverdiene av oppløst del som korresponderer med konsentrasjonsverdier av oppløst del målt ved fluidanalyse nede i hullet. Resultatene anvendes for å bestemme den best matchende klassen av oppløst type. Reservoaroppbygging bestemmes basert på den best matchende oppløst type gruppen.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

[0022]Figur 1A illustrerer et eksempel på et petroleumsreservoar analysesystem 1 hvor den foreliggende oppfinnelse er innlemmet. Systemet 1 inkluderer et bore-hullsverktøy 10 opphengt i borehullet 12 fra den nedre enden av en typisk fler-lederkabel 15 som er spolt på en vanlig måte på en passende vinsj på formasjons-overflaten. Kabelen 15 er elektrisk koblet til et elektrisk kontrollsystem 18 på for-masjonsoverflaten. Verktøyet 10 inkluderer et avlangt legeme 19 som bærer en selektivt forlengbar fluidtilførselssammenstilling 20 og et selektivt forlengbart verk-tøyforankringsmedlem 21 som henholdsvis er oppstilt på motsatte sider av verk-tøykroppen 19. Fluidtilførselssammenstillingen 20 er utstyrt for selektiv avstenging eller isolering av valgte deler av veggen i borehullet 12 slik at fluid kommunikasjon med den nærliggende jordformasjon 14 er etablert. Fluidtilførselssammenstillingen 20 og verktøyet 10 inkluderer en ledning som fører til en fluidanalysemodul 25. Formasjonsfluidet oppnådd ved fluidtilførselssammenstillingen 20 strømmer gjennom ledningen og gjennom fluidanalysemodulen 25. Fluidet kan deretter drives ut gjennom en åpning eller det kan sendes til ett eller flere fluidsamlekamre 22 og 23 som kan motta og bibeholde fluidene oppnådd fra formasjonen. Med sammenstillingen 20 som tettende forbinder formasjonen 14, kan et kort raskt trykkfall anvendes for å bryte slamkakeforseglingen. Normalt vil det første fluidet som trekkes inn i verktøyet være svært kontaminert med slamfiltrat. Når vertøyet fortsetter å trekke fluid fra formasjonen 14, vil området rundt sammenstillingen 20 renses, og reservoarfluidet blir den dominerende komponenten. Tiden som er nødvendig for opprensing avhenger av en rekke parametere, som inkluderer formasjons-permeabilitet, fluid viskositet, trykkforskjeller mellom borehullet og formasjonen, og dominert trykkforskjell og dens varighet under boring. Økning av pumpehastighet-en kan forkorte opprensingstiden, men hastigheten må omhyggelig kontrolleres for opprettholde formasjonstrykkbetingelser.

[0023]Fluidanalysemodulen 25 inkluderer midler for å måle temperaturen og trykket til fluidet i ledningen. Fluidanalysemodulen 25 oppnår egenskaper som karakteriserer formasjonsfluidprøven ved ledningstrykk og -temperatur. I den foretrukne utførelsesform, måler fluidanalysemodellen 25 absorpsjonsspektre og oversetter slike målinger til konsentrasjoner av en rekke alkankomponenter og grupper i fluid-prøven. I en illustrerende utførelsesform, tilveiebringer fluidanalysemodulen 25 målinger av konsentrasjonene (f.eks. vektprosentandeler) av karbondioksid (CO2), metan (CH4), etan (C2H6), C3-C5 alkangruppen, samlingen av heksan og tyngre alkankomponenter (C6+) og asfalteninnhold. C3-C5 alkangruppen inkluderer propan, butan og pentan. C6+ alkangruppen inkluderer heksan (C6H14), heptan (C7H16), oktan (CsHis), nonan (C9H20), dekan (C10H22), hendekan (C11H24), også omtalt som endekan eller undekan, dodekan (C12H26), tridekan (C13H28), tetradekan (Ci4H30), pentadekan (C15H32), heksadekan (C16H34) osv. Fluidanalysemodulen 25 tilveiebringer også et middel som måler levende fluiddensitet (p) ved ledningstemperatur og -trykk, levende fluidviskositet (u.) ved ledningstemperatur og

-trykk (i cp), formasjonstrykk og formasjonstemperatur.

[0024]Kontroll avfluidinnløpssammenstillingen 20 og fluidanalysemodulen 25, og strømningsveien til samlekamrene 22, 23 opprettholdes ved hjelp av kontrollsystemet 18. Som det vil forstås av fagkyndig på området inkluderer fluidanalysemodulen 25 og det overflatelokaliserte elektriske kontrollsystem 18 databearbeid-ingsfunksjonalitet (f.eks. en eller flere mikroprosessorer, assosiert lager og annen hardware og/eller software) for å implementere oppfinnelsen som beskrevet heri. Det elektriske kontrollsystemet 18 kan også realiseres ved et distribuert data pro-sesseringssystem hvor data målt ved verktøyet 10 kommuniseres (foretrukket i sanntid) over et kommunikasjonsledd (typisk en satellittlink) til et fjernt sted for dataanalyse som beskrevet heri. Dataanalysen kan gjennomføres på en arbeids-stasjon eller annet passende dataprosesseringssystem (slik som en datamaskin-klynge eller datamaskinnettverk).

[0025]Formasjonsfluidprøver oppnådd ved verktøy 10 kan være kontaminert med slamfiltrat. Det vil si at formasjonsfluidene kan være kontaminert med filtratet av et borefluid som siver inn i formasjonen 14 i løpet av boreprosessen. Således, når fluider trekkes ut fra formasjonen 14 ved fluidinnløpssammenstillingen 20, kan de inkludere slamfiltrat. I noen eksempler, trekkes formasjonsfluider utfra formasjonen 14 og pumpes inn i borehullet eller inn i et stort avfallskammer i verktøy 10 inn-til fluidet som er trukket ut blir tilstrekkelig rent. En ren prøve er en hvor konsentrasjonen av slamfiltrat i prøvefluidet er aksepterbart lavt slik at fluidet i alt vesentlig representerer native (dvs. naturlig forekommende) formasjonsfluider. I det illu-strerte eksempelet, er verktøyet 10 utstyrt med fluidsamlekamre 22 og 23 for å lagre samlede fluidprøver.

[0026]Systemet i figur 1A er tilpasset til å gjennomføre in situ bestemmelse med hensyn til hydrokarbonbærende geologiske formasjoner ved borehullprøvetaking av reservoarfluid ved en eller flere målestasjoner i borehullet 12, gjennomføre analyse av fluid fra borehullet på en eller flere reservoar fluidprøver for hver målestasjon (som inkluderer sammensetningsmessig analyse, slik som estimerte konsentrasjoner av en pluralitet av sammensetningsmessige komponenter for en gitt prøve, så vel som andre fluidegenskaper), og relatere analysen av fluid fra brønn-hullet til en tilstandsligning (EOS) modell av den termodynamiske opptreden til fluidet for å karakterisere reservoarfluidet ved ulike steder i reservoaret. Med reservoarfluidetkarakterisertmed hensyn til dets termodynamiske opptreden, kan fluidproduksjonsparametere, transportegenskaper og andre kommersielt anvendbare indikatorer for reservoaret beregnes.

[0027]EOS modellen kan f.eks. tilveiebringe faseomrisset som kan anvendes for

interaktivt å variere hastigheten hvorved prøvene samles for å unngå å gå inn i to-faseregionen. I et annet eksempel, kan EOS tilveiebringe anvendbare egenskaper for å vurdere produksjonsmetoder for den spesielle reserve. Slike egenskaper kan inkludere densitet, viskositet og volum av gass dannet fra en væske etter ekspan-sjon til en spesifisert temperatur og trykk. Karakteriseringen av fluidprøven med

hensyn til dens termodynamiske modell kan også anvendes som et utgangspunkt for å bestemme gyldigheten av den oppnådde prøven, om prøven skal bibeholdes, og/eller om man skal oppnå en annen prøve på stedet av interesse. Mere spesielt, basert på den termodynamiske modellen og informasjonen med hensyn til formasjonstrykk, prøvetakingstrykk og formasjonstemperaturer, dersom det er bestemt at fluidprøven ble oppnådd nær eller under prøvens boblelinje, kan man avgjøre å kvitte seg med prøven og/eller å oppnå en prøve ved en lavere hastighet (dvs. et mindre trykkfall), slik at gass ikke vil avgis fra prøven. Alternativt, fordi kunnskapen om det nøyaktige duggpunkt til et retrograd gasskondensat i en formasjon er ønskelig, kan man bestemme, når tilstanden tillater, å variere trykknedtrapping i et forsøk på å observere væskekondensatet og således etablere det reelle metningstrykk.

[0028]Figur 1B illustrerer et eksempel på en utførelsesform av fluidanalysemodulen 25 i figur 1A (merket 25'), som inkluderer en sonde 202 som har en åpning 204 for å slippe inn formasjonsfluid deri. En hydraulisk forlengelses-mekanisme 206 kan drives ved hjelp av et hydraulisk system 220 for å forlenge sonden 202 til tettende forbindelse av formasjonen 14. I alternative implementeringer, kan mer enn en sonde anvendes eller oppblåsbare tetninger kan erstatte sonden/sondene og virke til å etablere fluidforbindelser med formasjonen og ta ut fluidprøver.

[0029]Sonden 202 kan gjennomføres ved Quicksilver Probe fra Schlumberger Technology Corporation, Suger Land, Texas, USA. Quicksilver Probe oppdeler fluidet fra reservoaret i to konsentriske soner, en sentral sone isolert fra en beskyt-telsessone omkring omkretsen av sentralsonen. De to soner er forbundet med separate ledninger med uavhengige pumper. Pumpene kan drives ved forskjellige hastigheter for å utnytte filtrat/fluid viskositetskontrast og permeabilitet-anisotropi for reservoaret. Høyere inntakshastighet i beskyttelsessonen leder kontaminert fluid inn i beskyttelsessoneledningen, mens rent fluid trekkes inn i sentralsonen. Fluidanalysatorer analyserer fluidet i hver ledning for å bestemme sammenset-ningen av fluidet i de respektive ledninger. Pumpehastigheter kan justeres basert på sammensetningsanalyse for å oppnå og opprettholde ønskede fluidkontamine-ringsnivåer. Operasjonen av Quicksilver Probe vil effektivt separere kontaminert fluid fra renere fluid tidlig i fluidekstraksjonsprosessen, som resulterer i oppnåelse av ren fluid i løpet av mye kortere tid enn tradisjonelle formasjonstestingsverktøy.

[0030]Fluidanalysemodulen 25' inkluderer en ledning 207 som bærer formasjonsfluid fra åpningen 204 gjennom en fluidanalysator 208. Fluidanalysatoren 208 inkluderer en lyskilde som leder lys mot en safirprisme anbrakt i umiddelbar nær-het av ledningsfluidstrømmen. Refleksjonen av slikt lys analyseres ved hjelp av et gassrefraktometer og doble fluorescensdetektorer. Gassrefraktometeret identifi-serer kvalitativt fluidfasen i ledningen. Ved den valgte vinkel for inntreden av lyset som sendes ut fra dioden, er refleksjonskoeffisienten mye større når gass er i kontakt med vinduet enn når olje eller vann er i kontakt med vinduet. De doble fluorescensdetektorer detekterer frie gassbobler og tilbakegående væskebortfall for nøyaktig å detektere enkeltfasefluidstrømning i ledningen 207. Fluidtype identifiseres også. Den oppnådde faseinformasjon kan anvendes for å definere forskjellen mellom tilbakegående kondensater og flyktige oljer, som kan ha tilsvarende GOR'er og levende-olje densiteten Den kan også anvendes for å måle faseseparasjon i sann tid og sikre enkeltfase prøvetaking. Fluidanalysatoren 208 inkluderer også doble spektrometre, et filter-array spektrometer og et gittertype spektrometer.

[0031]Filter-arrayspektrometeret i analysatoren 208 inkluderer en bredspektret lyskilde som tilveiebringer bredspektret lys som passerer langs optiske ledere og gjennom et optisk kammer i ledningen til en oppstilling av optiske densitets-detektorer som er designet for å detektere snevre frekvensbånd (vanlig omtalt som kanaler) i det synlige og nær infrarøde spekter som beskrevet i U.S. patent 4 994 671, innlemmet heri ved referanse i sin helhet. Disse kanaler inkluderer foretrukket en undergruppe av kanaler som detekterer vannabsorpsjonstopper (som anvendes for å karakterisere vanninnhold i fluidet) så vel som en dedikert kanal som tilsvarer absopsjonstoppen til CO2med doble kanaler over og under denne dedikerte kanal som subtraherer ut det overlappende spekter av hydrokarbon og små mengder vann (som anvendes for å karakterisere CO2innhold i fluidet). Filteroppstillingsspektrometeret anvender også optiske filtre som sørger for identifikasjon av fargen (også omtalt som "optisk densitet" eller "OD") av fluidet i ledningen. Slike fargemålinger understøtter fluid identifikasjon, bestemmelse av asfalteninnhold og pH måling. Slamfiltrater og andre faste materialer danner støy i kanalene til filteroppstillingsspektrometeret. Spredning bevirket ved disse partikler er uavhengig av bølgelengde. I den foretrukne utførelsesform kan effekten av slik spredning fjernes ved å subtrahere en nærliggende kanal.

[0032]Gittertypespektrometeret i analysatoren 208 er utformet til å detektere kanaler i det nær infrarøde spekter (foretrukket 1600-1800 nm) hvor reservoarfluid har absorpsjonsegenskaper som reflekterer molekylstruktur.

[0033]Analysatoren 208 inkluderer også en trykksensor for å måle trykk i formasjonsfluid i ledningen 207, en temperatursensorfor å måle temperatur i formasjonsfluid i ledningen 207, en densitetssensor for å måle levende fluid densitet i fluidet i ledningen 207.1 den foretrukne utførelsesform realiseres densitetssensoren ved en vibrerende sensor som oscilleres på to perpendikulære måter i fluidet. Enkle fysiske modeller beskriver resonansfrekvensen og kvalitetsfaktor av sensoren i forhold til levende fluid densitet. "Dual mode" oscillasjon er fordelaktig i forhold til andre resonansteknikker fordi den minimaliserer effekten av trykk og temperatur på sensoren gjennom vanlig modusavvisning. I tillegg til densitet, kan densitetssensoren også tilveiebringe en måling av levende fluid viskositet fra kvalitetsfaktoren til oscillasjonsfrekvens. Det skal bemerkes at levende fluid viskositet også kan måles ved å anbringe et vibrerende objekt i fluidstrømmen og måle økningen i linjebredde for hver fundamentell resonans. Denne økning i linjebredde er nær relatert til fluidets viskositet. Forandring av det vibrerende objekt er nær forbundet med objektets massedensitet. Dersom densitet måles uavhengig, da er bestemmelsen av viskositet mere nøyaktig fordi effekten av en densitetsforandring på de mekaniske resonanser bestemmes. Generelt er responsen av det vibrerende objekt kalibrert mot kjente standarder. Analysatoren 208 kan også måle resi-stivitet og pH av fluid i ledningen 207. I den foretrukne utførelsesform, realiseres fluidanalysatoren 208 ved Insitu Fluid Analyzer tilgjengelig fra Schlumberger Technology Corporation. I andre typiske implementeringer, kan ledningssensor-ene for analysatoren 208 erstattes eller suppleres med andre typer av passende målesensorer (f.eks. NMR sensorer, kapasitanssensorer, osv.). Trykksensor/ sensorer og/eller temperatursensor/sensorer for å måle trykk og temperatur for fluid trukket inn i ledningen 207 kan også være en del av sonden 202.

[0034]En pumpe 228 er flytende koblet til ledningen 207 og er regulert til å trekke formasjonsfluid inn i ledningen 207 og eventuelt tilføre formasjonsfluid til fluid-samlekamrene 22 og 23 (figur 1A) via ventil 229 og strømningsvei 231 (figur 1B).

[0035]Fluidanalysemodulen 25' inkluderer et dataprosesseringssystem 213 som mottar og overfører kontroll og datasignaler til de andre komponentene i modulen 25' for å kontrollere operasjoner i modulen 25'. Dataprosesseringssystemet 213 er også i kommunikasjon med fluidanalysatoren 208 for å motta, lagre og prosessere måledataene generert deri. I den foretrukne utførelsesform, prosesserer dataprosesseringssystemet 213 måleutdata for fluidanalysatoren 208 for å oppnå og lagre målinger av hydrokarbonsammensetningen til fluidprøver analysert in situ ved fluidanalysatoren 208 som inkluderer

- ledningstemperatur; - ledningstrykk; - optisk densitet; - levende fluid densitet (p) ved ledningstemperatur og trykk; - levende fluid viskositet (u.) ved ledningstemperatur og trykk; - konsentrasjoner (f.eks. vekt prosentandeler) av karbondioksid (CO2), metan (CH4), etan (C2H6), C3-C5 alkangruppen, samlingen av heksan og tyngre alkankomponenter (C6+) og asfalteninnhold;

- GOR, og

- eventuelt andre parametere (slik som API tyngdekraft, oljeformasjons-volumfaktor (BO), osv).

[0036]Ledningstemperatur og trykk måles ved henholdsvis temperatursensoren og trykksensoren i fluidanalysatoren 208 (og/eller sonde 202). I den foretrukne utførelsesform, måles utdataene fra temperatursensoren/sensorene og trykksensoren/sensorene kontinuerlig før, under og etter oppnåelse av prøver for å utlede temperaturen og trykket til fluidet i ledningen 207. Formasjonstemperaturen vil sannsynligvis ikke avvike vesentlig fra ledningstemperaturen ved en gitt målestasjon og kan således estimeres som ledningstemperaturen ved den gitte målestasjon ved en rekke anvendelser. Formasjonstrykk kan måles ved trykksensoren til fluidanalysatoren 208 i forbindelse med prøvetaking og analyse av brønnhulls-fluid ved en spesiell målestasjon etter gradvis økning til formasjonstrykk i ledningen.

[0037]Levende fluid densitet (p) ved ledningstemperatur og trykk bestemmes ved utdataene fra densitetssensoren av fluidanalysatoren 208 på tidspunktet da ledningstemperatur og trykk måles.

[0038]Levende fluid viskositet (u.) ved ledningstemperatur og trykk utledes fra kvalitetsfaktoren for densitetssensormålingene på tidspunktet hvor ledningstemperatur og trykk måles.

[0039]Målingene av hydrokarbonsammensetningene i fluidprøvene utledes ved å oversette utdata fra spektrometerne av fluidanalysatoren 208.

[0040]GOR bestemmes for å måle mengden av metan og væskekomponenter i råolje ved å anvende nær-infrarør absorpsjonstopper. Forholdet mellom metan-toppen og oljetoppen for en enkeltfase levende råolje er direkte relatert til GOR.

[0041]Fluidanalysemodulen 25' kan også detektere og/eller måle andre fluidegenskaper for en gitt levende oljeprøve, som inkluderer retrograd duggdannelse, asfalten presipitering og/eller gassutvikling

[0042]Fluidanalysemodulen 25' inkluderer også en buss 214 som kommuniserer datasignaler og kontrollsignaler mellom dataprosesseringssystemet 213 og det overflatelokaliserte system 18 i figur 1A. Bussen 214 kan også frakte strøm-forsyningssignaler dannet ved en overflatelokalisert strømkilde for tilførsel til modulen 25', og modulen 25' kan inkludere en strømforsyningstransformator/ regulator 215 for å transformere strømforsyningssignalene via bussen 214 til passende nivåer som er egnet for anvendelse av de elektriske komponentene i modulen 25'.

[0043] Skjønt komponentene i figur 1B er vist og beskrevet ovenfor til å være kommunikativt koblet og oppstilt i en spesiell konfigurasjon, vil fagkyndige på området forstå at komponentene i fluidanalysemodulen 25' kan være kommunikativt koblet og/eller oppstilt forskjellig enn det som er angitt i figur 1B uten at man avviker fra rammen for den foreliggende beskrivelse. I tillegg, er eksempelmetoder, apparat og systemer som beskrevet heri ikke begrenset til en spesiell transporttype men kan i stedet være implementert i forbindelse med ulike transporttyper som f.eks. inkluderer kveilerør, kabelutstyr, borerør med elektrisk ledning og/eller andre transportmidler som er kjent innen industrien.

[0044]I overensstemmelse med den foreliggende oppfinnelse, kan systemet i figur 1A og 1B anvendes med metoden i figur 2A - 2G for å karakterisere fluidegenskapene til et petroleumsreservoar av interesse basert på brønnhullsfluidanalyse av prøver fra reservoarfluid. Som det vil forstås av de fagkyndige på området, inkluderer hvert av det overflatelokaliserte elektriske kontrollsystem 18 og fluidanalysemodulen 25 i verktøyet 10 data som bearbeider funksjonalitet (f.eks. en eller flere mikroprosessorer, assosiert minne, og annen hardware og/eller software) som samarbeider for å implementere oppfinnelsen som beskrevet heri. Det elektriske kontrollsystemet 18 kan også gjennomføres ved et fordelt dataprosesseringssystem hvor data målt ved verktøyet 10 kommuniseres i sanntid over en kommunikasjonslink (typisk en satellittlink) til et fjernere sted for dataanalyse som beskrevet heri. Dataanalysen kan gjennomføres på en arbeids- stasjon eller annet passende dataprosesseringssystem (slik som en data-maskinklynge eller datanettverk).

[0045]Fluidanalysen i figur 2A - 2G er basert på en solubilitetsmodell for å karakterisere relative konsentrasjoner av fraksjoner med høy molekylvekt (harpikser og/eller asfaltener) som en funksjon av dybden i oljekolonnen som relatert til relativ solubilitet, densitet og molart volum av slike fraksjoner med høy molekylvekt (harpikser og/eller asfaltener) ved varierende dybde. I den foretrukne utførelses-form behandler solubilitetsmodellen reservoarfluidet som en blanding (oppløsning) av to deler: en oppløst del (harpikser og/eller asfaltener) og en løsningsmiddeldel (de lettere komponenter annet enn harpikser asfaltener). Den oppløste delen er valgt fra en rekke grupper som inkluderer harpikser, asfalten-nanoaggregater, asfalten klynger og kombinasjoner derav. En gruppe kan f.eks. inkludere harpikser med lite eller ingen asfalten-nanoaggregater og asfalten klynger. En annen gruppe kan inkludere asfalten-nanoaggregater med lite eller ingen harpikser og asfalten klynger. En ytterligere gruppe kan inkludere harpikser og asfalten- nanoaggregater med lite eller ingen asfalten klynger. En ytterligere gruppe kan inkludere asfalten klynger med lite eller ingen harpikser og asfalten-nanoaggregater. Løsningsmid-deldelen er en blanding hvis egenskaper måles ved brønnhullsfluidanalyse og/eller estimert ved EOS modellen. Det antas at reservoarfluidene er forbundet (dvs. uten inndeling i seksjoner) og i termodynamisk likevekt. Ved denne tilnærming, er den relative konsentrasjon (volumfraksjon) av den oppløste del som en funksjon av dybden gitt ved:

hvor<)>i(hi) er volumfraksjonen av den oppløste del ved dybden hi, <t>j(h2) er volumfraksjonen av den oppløste del ved dybden h2,

Vjer det partielle molare volum av den oppløste delen,

vm er det molare volumet for oppløsningen,

5| er solubilitetsparameteren for den oppløste delen,

8m er solubilitetsparameteren for oppløsningen,

Pi er den partielle densitet for den oppløste delen,

pm er densiteten for oppløsningen,

R er den universelle gasskonstant,

T er den absolutte temperatur for reservoarfluidet, og

g er gravitasjonskonstansen.

I ligning 1 er det antatt at egenskapene for den oppløste delen (harpikser og asfaltener) er uavhengig av dybden. For egenskapene til oppløsningen som er en funksjon av dybden, anvendes gjennomsnittsverdier mellom de to dybdene, som ikke resulterer i et tap av regnerisk nøyaktighet. Videre, dersom konsentrasjonene av harpikser og asfaltener er små, vil egenskapene til oppløste deler og oppløs-ningsdeler (oppløsningen) med indeks m være tilnærmet dem for løsningsmiddel-delen. Den første eksponensielle betegnelsen i ligning (1) kommer fra gravitative bidrag. De andre og tredje eksponensielle betegnelser kommer fra den kombina-toriske entropiforandring ved blanding. Det kan antas at reservoarfluidet er isotermisk. I dette tilfellet kan temperaturen innstilles til den gjennomsnittlige formasjonstemperaturen som bestemt ved brønnhullsfluidanalyse. Alternativt kan en temperaturgradient med dybde (foretrukket en lineær temperaturfordeling) avledes fra brønnhullsfluidanalyse og temperaturen T ved en spesiell dybde bestemt fra slik temperaturgradient.

[0046]Densiteten pm for oppløsningen ved en gitt dybde kan avledes fra de partielle densitetene til komponentene i oppløsningen ved en gitt dybde ved:

hvor <)>i er volumfraksjonen av komponenten j i oppløsningen ved den gitte dybden, og

Pjer den partielle densitet for komponenten j i oppløsningen ved den gitte dybden.

Volumfraksjonene tø for komponenten i oppløsningen ved den gitte dybden kan måles, estimert fra målt masse eller molfraksjoner, estimert fra oppløsningen av de komposisjonene gradienter er produsert ved EOS modell eller annen passende tilnærming.

[0047]Det molare volum vm for oppløsningen ved en gitt dybde kan avledes ved:

hvorXjer molfraksjonen av komponent j i oppløsningen,

rrij er den molare massen av komponent j i oppløsningen, og pm er densiteten av oppløsningen.

MolfraksjoneneXjved den gitte dybden kan måles, estimert fra målt masse eller molfraksjoner, estimert fra oppløsningen av komposisjonene gradienter produsert ved EOS modellen, eller annen passende tilnærming. Den molare massen rrij for komponentene i løsningsmiddeldelen er kjent. Densiteten pm for oppløsningen ved den gitte dybden tilveiebringes ved løsningen av ligning (2).

[0048]Oppløselighetsparameteren 5m for oppløsningen ved en gitt dybde kan avledes som gjennomsnittet av oppløselighetsparameterne for komponentene i opp-løsningen ved den gitte dybden, gitt ved:

hvor tøer volumfraksjonen av komponenten j for oppløsningen ved den gitte dybden, og

8j er oppløselighetsparameteren for komponenten j i oppløsningen ved den gitte dybden.

Volumfraksjonene tøved den gitte dybden kan måles, estimert fra målt masse eller molfraksjoner, estimert fra oppløsningen av de komposisjonene gradientene produsert ved EOS modellen eller annen passende tilnærming. Oppløselighets-parameterne 8j kan være kjent, eller estimert fra målt masse eller molfraksjoner, estimert fra oppløsningen av de komposisjonene gradientene produsert ved EOS modellen eller annen passende tilnærming.

[0049]Det er også overveid at oppløselighetsparameteren 5mfor oppløsningen ved en gitt dybde kan avledes fra en empirisk korrelasjon med densiteten pmfor oppløsningen ved en gitt dybde. Solubilitetsparameteren 8m (i (MPa)<0,5>) kan f.eks. avledes fra:

hvor D = (0,004878RS+ 9,10199),

C=(8,3271 pm - 0,004878Rspm + 2,904),

Rs er GOR ved den gitte dybden i scf/STB, og

Pm er gjennomsnittstetthet av levende olje ved den gitte dybden i g/cm<3>.

GOR (Rs) som en funksjon av dybden i oljekolonnen kan måles ved analyse av brønnhullsfluid eller avledet fra forutsigelsene av komposisjonene komponenter i reservoarfluidet som en funksjon av dybden som beskrevet nedenfor. Gjennom-snittstettheten av levende olje (pm) som en funksjon av dybden kan måles ved brønnhullsfluidanalyse eller avledes fra forutsetningene for komposisjonene komponenter i reservoarfluidet som en funksjon av dybden. I et annet eksempel kan solubilitetsparameteren 5m (i (MPa)<0,5>) avledes fra en enkel korrelasjon til densiteten pm for oppløsningen ved en gitt dybde (i g/cm<3>) gitt ved:

[0050]Solubilitetsparameteren (i MPa<0,5>) av nevnte oppløste del kan avledes fra en gitt temperaturgradient i forhold til en referansemålestasjon (AT = T - To) ved:

hvor Toer temperaturen ved referansemålestasjonen (f.eks, To = 298,15 K), og 5j(T0) er en solubilitetsparameter (i MPa<0,5>) for den oppløste del ved T0

(f.eks. = 8i(T0) = 20,5 MPa<0,5>for gruppen hvor den oppløste del inkluderer harpikser (med lite eller ingen asfalten-nanoaggregater eller asfalten klynger) og 8i(To) = 21,85 MPa<0,5>for de grupper hvor den oppløste delen inkluderer asfaltener (slik som grupper som inkluderer asfalten-nanoagregater, asfalten klynger og asfalten-nanoaggregat/harpiks kombinasjoner).

Påvirkningen av trykk på solubilitetsparameteren for den oppløste del er liten og neglisjerbar.

[0051]Den partielle densitet (i kg/m<3>) av den oppløste del kan avledes fra konstanter, slik som 1,15 kg/m<3>for gruppen hvor den oppløste del inkluderer harpikser (med lite eller ingen asfalten-nanoaggregater eller asfalten klynger), og 1,2 kg/m<3>for de grupper hvor den oppløste del inkluderer asfaltener (slik som grupper som inkluderer asfalten-nanoaggregater, asfalten klynger og asfalten-nanoaggregat/harpiks kombinasjoner).

[0052]Andre funksjonstyper kan benyttes for å korrelere egenskapene av den oppløste del som en funksjon av dybde. En lineær funksjon av formen av ligning (8) kan f.eks. anvendes for å korrelere en egenskap av oppløsningen (slik som partiell densitet eller solubilitetsparameter) som en funksjon av dybde

hvor a er egenskapen (slik som partiell densitet eller solubilitetsparameter) av oppløsningen,

c er en koeffisient,

otrefer egenskapen til oppløsingen ved en referansedybde, og Ah er forskjellen i høyde i forhold til referansedybden.

[0053]Når egenskapene som angitt over er oppnådd, er den gjenværende justerbare parameteren i ligning (1) det molare volum av den oppløste del. Det molare volum av den oppløste del varierer for forskjellige grupper. Harpikser har f.eks. et mindre molart volum enn asfalten-nanoaggregater, som har et mindre molart volum enn asfalten klynger. Modellen antar at det molare volum for den oppløste del er konstant som funksjon av dybde. En sfærisk modell anvendes foretrukket for å estimere det molare volum av den oppløste del ved:

hvor V er det molare volum, d er molekyldiameter og Na er Avogadros konstant.

For gruppen hvor den oppløste del inkluderer harpikser (med lite eller ingen asfalten-nanoaggregater og asfalten klynger), kan f.eks. molekyldiameteren d variere over et område på 1,24±0,15 nm. For gruppen hvor den oppløste del inkluderer asfalten-nanoaggregater (med lite eller ingen harpikser og asfalten klynger), kan molekyldiameteren d variere over et område på 1,8+0,2 nm. For gruppen hvor den oppløste del inkluderer asfalten klynger (med lite eller ingen harpikser og asfalten-nanoaggregater), kan molekyldiameteren d variere over et område på 4,5+0,5 nm. For gruppen for hvor den oppløste del er en blanding av harpikser og asfalten-nanoaggregater (med få eller ingen asfalten klynger), kan molekyldiameteren d variere over et område som tilsvarer slike harpikser og nanoaggregater (f.eks. mellom 1,25 nm og 1,8 nm). Disse diameterne er eksempelvise av natur og kan innstilles som ønsket.

[0054]På denne måte kan ligning (1) anvendes for å bestemme en familie av kurver for hver oppløst del gruppe. Familien av kurver representerer et estimat av konsentrasjonen for oppløst del gruppen som en funksjon av dybde. Hver kurve for den respektive familie er avledet fra molekyldiameter d som faller innenfor området av diameterne for den tilsvarende oppløste del gruppen. En løsning kan løses ved å tilpasse kurvene til tilsvarende målinger av konsentrasjonen av den respektive oppløste del gruppen ved varierende dybder som avledet fra brønnhullsfluidanalyse for å bestemme den best matchende kurven. Familien av kurver for oppløst del gruppen som inkluderer harpikser (med lite eller ingen asfalten-nanoaggregater og klynger) kan f.eks. tilpasses til målinger av harpiks-konsentrasjoner ved varierende dybde. I et annet eksempel, kan familien av kurver for oppløst del gruppen som inkluderer asfalten-nanoaggregater (med lite eller ingen harpikser og asfalten klynger) tilpasses til målinger av asfalten-nanoaggregatkonsentrasjoner ved varierende dybde. I et ytterligere eksempel, kan familien av kurver for oppløst del gruppen som inkluderer asfalten klynger (med lite eller ingen harpikser og asfalten-nanoaggregater) tilpasses til målinger av konsentrasjoner av asfalten klynger ved varierende dybde. I et ytterligere eksempel, kan familien av kurver fra oppløst del gruppen som inkluderer harpikser og asfalten-nanoaggregater (med lite eller ingen asfalten klynger) tilpasses til målinger av blandede harpikser og asfalten-nanoaggregatkonsentrasjoner ved varierende dybde. Dersom en beste tilpasning identifiseres, kan de estimerte og/eller målte egenskapene til den best matchende oppløste gruppen (eller andre passende egenskaper) anvendes for reservoaranalyse. Dersom ingen tilpasning er mulig, da vil reservoarfluidene eventuelt ikke være i likevekt eller en mere kompleks formel er nødvendig for å beskrive petroleumsfluidet i reservoaret.

[0055]Andre passende strukturmodeller kan anvendes for å estimere og variere det molare volum for de forskjellige grupper av oppløst del. Det er også mulig at ligning (1) kan forenkles ved å ignorere visse eksponentbetegnelser, som gir en analytisk modell med formen:

Denne ligning (10) kan løses på en måte som er tilsvarende den som er beskrevet overfor ligning (1) for å avlede den relative konsentrasjon av oppløst del som en funksjon av dybde (h) i reservoaret.

[0056]Operasjonene i figur 2A - 2G begynner i trinn 201 ved å anvende brønn-hullsfluidanalyse (DFA) verktøy i figur 1A og 1B for å oppnå en prøve av formasjonsfluidet ved reservoartrykk og temperatur (en levende olje) ved en målestasjon i borehullet (for eksempel en referansestasjon). Prøven bearbeides ved fluidanalysemodulen 25. I den foretrukne utførelsesform, utfører fluidanalysemodulen 25 spektrofotometrimålinger som måler absorpsjonsspektre for prøven og oversetter slike spektrofotometrimålinger til konsentrasjoner av en rekke alkankomponenter og grupper i fluidene av interesse. I en illustrerende utførelsesform tilveiebringer fluidanalysemodulen 25 målinger av konsentrasjonene (f.eks. vektprosent) av kabondioksid (CO2), metan (CH4), etan (C2H6), C3-C5 alkangruppen som inkluderer propan, butan, pentan, samlingen av heksan og tyngre alkankomponenter (C6+), og asfalteninnhold. Verktøy 10 tilveiebringer også foretrukket et middel for å måle temperaturen i fluidprøven (og således reservoartemperaturen ved stasjonen), trykket for fluidprøven (og således reservoartrykket ved stasjonen), optisk densitet for fluidprøven, levende fluid densitet for fluidprøven, levende fluid viskositet for fluidprøven, gass-olje forhold (GOR) for fluidprøven, optisk densitet og eventuelt andre fluidparametere (slik som API tyngdekraft, formasjonsvolumfraksjon (FVF), osv) for fluidprøven.

[0057]I trinn 203, blir en "delumping" prosess gjennomført for å karakterisere de komposisjonene komponentene i prøven analysert i 201. "Delumping" prosessen splitter konsentrasjonen (f.eks. massefraksjon, som noen ganger omtalt som en vektfraksjon) av gitte komposisjonene samlinger (C3-C5, C6+) til konsentrasjoner (massefraksjoner) for "single carbon number" (SCN) komponenter for den gitte komposisjonene samling (splitter C3-C5 samling til C3, C4, C5 og splitter C6+ samling til C6, C7, C8 ...). De eksempelvise "delumping" operasjoner som gjen-nomført som en del av trinn 203 er beskrevet detaljert i U.S. patentsøknad med publikasjonsnummer 2009/0192768, som er innlemmet heri ved referanse i sin helhet.

[0058]I trinn 205, blir resultatene fra "delumping" prosessen i trinn 203 anvendt sammen med en tilstandsligning (EOS) modell for å forutsi sammensetninger og fluidegenskaper (slik som volumetrisk opptreden av olje og gassblandinger) som en funksjon av dybden i reservoaret. I den foretrukne utførelsesform inkluderer forutsigelsene i trinn 205 egenskapsgradienter, trykkgradienter og temperatur-gradienter for reservoarfluidet som en funksjon av dybde. Egenskapsgradientene inkluderer foretrukket massefraksjoner, molfraksjoner, molekylvekter og egenvekter for en gruppe av SCN komponenter (men ikke for asfaltener) som en funksjon av dybden i reservoaret. Egenskapsgradientene forutsagt i trinn 205 vil ikke foretrukket inkludere komposisjonene gradienter (dvs. massefraksjoner, molfraksjoner, molekylvekter og egenvekter) som er spesifikke for harpikser og asfaltener som er en funksjon av dybde, da slik analyse tilveiebringes ved en solubilitetsmodell som beskrevet heri mere detaljert. Variasjonene i fluidegen skaper med dybde representerer variasjonene i bulkfluid (oppløsning) egenskaper, skjønt harpiks og asfaltener ikke behandles spesifikt.

[0059]EOS modellen i trinn 205 inkluderer en gruppe ligninger som representerer faseopptredenen for de komposisjonene komponentene i reservoarfluidet. Slike ligninger kan ha en rekke former. Det kan f.eks. være en av mange kubiske EOS, som er vel kjent. Passende kubiske EOS inkluderer van der Waals EOS (1873), Redlich-Kwong EOS (1949), Soave-Redlich-Kwong EOS (1972), Peng-Robinson EOS (1976), Stryjek-.Vera-Peng-Robinson EOS (1986) og Patel-Teja EOS (1982). Volumskiftparametere kan anvendes som del av kubisk EOS for å forbedre væskedensitet prediksjoner, som er vel kjent. Blanderegler (slik som van der Waals blanderegel) kan også benyttes som en del av kubisk EOS. En SAFT-type EOS kan også anvendes, som er vel kjent innen teknikken. I disse ligninger, vil avvik fra den ideelle gasslov i stor grad ivaretas ved å introdusere (1) et endelig (ikke-null) molekylært volum og (2) noe molekylær interaksjon. Disse parametere relateres deretter til de kritiske konstanter for forskjellige kjemiske komponenter.

[0060]I den foretrukne utførelsesform, forutsier EOS modellen i trinn 205 komposisjonene gradienter med dybde som tar hensyn til påvirkning av gravitasjons-krefter, kjemiske krefter, termisk diffusjon osv. For å beregne komposisjonene gradienter med dybde i et hydrokarbonreservoar, er det vanligvis antatt at reservoarfluidene er forbundet (dvs. der er mangel på seksjoner) og i termodynamisk likevekt (uten adsorpsjonsfenomener eller noen typer av kjemiske reaksjoner i reservoaret). Massefluks (J) for komposisjonen komponent i som krysser grensen av et elementært volum av det porøse medium er uttrykt som:

hvor Ly, Lip og Uq er de fenomenologiske koeffisienter,

Pi angir partiell densitet av komponent i,

p, g, P, T er henholdsvis densiteten, gravitasjonsakselerasjonen, trykk og temperatur, og

g/ er bidraget for komponent j til massefri energi for fluidet i et porøst medium, som kan oppdeles i en kjemisk potensialdel w og en gravitasjonsdel gz (hvor z er den vertikale dybden).

[0061]Den gjennomsnittlige fluidhastighet (u) er estimert ved:

[0062]I henhold til Darcys lov, må de fenomenologiske baro-diffusjonskoeffisienter oppfylle den etterfølgende betingelse:

hvor k og ti er henholdsvis permeabiliteten og viskositeten.

[0063]Dersom porestørrelsen er langt over den gjennomsnittlige frie molekylvei, er mobiliteten til komponentene, som skyldes et ytre trykkfelt, svært nær den totale mobiliteten. Det massekjemiske potensial er en funksjon av molfraksjon (x), trykk og temperatur.

[0064]Ved konstant temperatur, har derivatet av det massekjemiske potensial (nj) to bidrag: hvor de partielle derivater kan uttrykkes i form av EOS (fugasitetskoeffisienter): hvor Mj, fj, tøogVjer henholdsvis molekylær masse, fugasitet, fugasitetskoeffisient og partielt molart volum av komponent j;

xker molfraksjon av komponent k;

R betyr den universale gasskonstant; og

8 er Kronecker deltafunksjon.

[0065]I det ideelle tilfelle, kan de fenomenologiske koeffisienter (L) være relatert til effektive praktiske diffusjonskoeffisienter (Di<eff>):

Massebevaringen for komponent i i et n-komponentreservoarfluid, som bestemmer fordelingen av komponentene i det porøse medium, er uttrykt som:

Ligningen kan anvendes for å løse en rekke problemer. Dette er en dynamisk modell som forandres med tid t.

[0066]La oss anta at den mekaniske likevekt av fluidkolonnen er blitt oppnådd:

[0067]Den vertikale fordelingen av komponentene kan beregnes ved å løse følgende grupper av ligninger: hvor ji,zer den vertikale komponent av den eksterne massestrøm og M er den gjennomsnittlige molekylmasse. Denne formulering tillater beregning av den stasjonære tilstanden til fluidkolonnen og krever ikke modellering av den dyna-miske prosess som fører til den observerte komposisjonene fordeling.

[0068]Dersom de horisontale komponenter i eksterne flukser er signifikante, må ligningene langs den andre aksen likeledes løses. Langs en horisontal "x" akse blir ligningene:

[0069]Den mekaniske likevekt for fluidkolonnen VzP=pg, er en spesiell situasjon som kun vil forekomme i svært permeable reservoarer. I det generelle tilfelle, beregnes den vertikale trykkgradient ved: hvor Rp beregnes ved

[0070]Trykkgradientbidraget fra termisk diffusjon (såkalt Soret bidrag) er gitt ved:[0071]Og trykkgradientbidraget fra eksterne flukser er uttrykt som

[0072]Ved å anta et isotermisk reservoar og ignorere den eksterne fluks, vil dette resultere i den etterfølgende ligning:

[0073]Ligning (27) kan omskrives som hvor ai beregnes ved: Den første delen av ai betegnelsen i ligning (29) kan forenkles til

Den andre delen av ai betegnelsen i ligning (29) kan skrives på formen foreslått av Haase i "Thermodynamics of Irreversible Processes," Addison-Wesley, kapittel 4, 1969. På denne måte er ai beregnet ved:

hvor Hi er den partielle molare entalpi for komponent i, Hm er den molare entalpi for blandingen, Mjer molekylmassen for komponent i, Mm er molekylmassen for blandingen, T erformasjonstemperaturen, og AT er temperaturforskjellen mellom vertikale dybder.

Den første delen av ai betegnelsen i ligning (29) og (31) står for eksterne flukser i reservoarfluidet. Den kan ignoreres dersom det antas en stabil tilstand. Den andre delen av ai betegnelsen i ligning (29) og (31) står for en temperaturgradient i reservoarfluidet. Den kan ignoreres dersom det antas et isotermisk reservoar.

[0074]Fugasiteten fjfor komponent i ved en gitt dybde kan uttrykkes som funksjon av fugasitetskoeffisienten og molfraksjonen for komponenten i og reservoartrykk (P) ved den gitte dybden som

Molfraksjonene til komponentene ved en gitt dybde må videre summers til 1 slik at

M ved en gitt dybde. Forutsatt av molfraksjonene og reservoartrykk og temperatur er kjent ved referansestasjonen, kan disse ligninger løses for molfraksjoner (så vel som massefraksjoner), partielle molare volumer og volumfraksjoner for reservoarfluidkomponentene så vel som trykk og temperatur som en funksjon av dybde. Flash-beregninger kan løse fugasiteter for komponenter (som inkluderer asfaltenene) som dannes ved likevekt. Detaljer for passende flash-beregninger er beskrevet av Li i "Rapid Flash Calculations for Compositional Simulation," SPE Reservoir Evaluaton and Engineering, oktober 2006, innlemmet heri ved referanse i sin helhet. Flash-linginingene er basert på en fluid-fase likevektsmodell som finner antallet faser og fordelingen av arter blant fasene, som minimerer Gibbs Free Energy. Mere spesifikt, beregner flash-beregningene likevektsfasebetingelser for en blanding som en funksjon av trykk, temperatur og sammensetning. Fugasitet-ene til komponentene avledet fra slike flash-beregninger, kan anvendes for å utlede asfalteninnhold som en funksjon av dybde ved å benytte likevektsligningene som beskrevet i U.S. patentsøknad med publikasjonsnummer 2009/0235731, som er innlemmet heri i sin helhet ved referanse.

[0075]I trinn 205, kan forutsigelsene for komposisjonen gradient anvendes for å forutsi egenskaper for reservoarfluidet som en funksjon av dybde (typisk omtalt som en egenskapsgradient), som er vel kjent. Forutsigelsene for komposisjonen gradient kan f.eks. anvendes for å forutsi boblepunktrykk, duggpunkttrykk, levende fluid molart volum, molekylvekt, gass-olje forhold, levende fluid densitet, viskositet, densitet av lagerferdig olje og andre trykk-volum-temperatur (PVT) egenskaper som en funksjon av dybden i reservoaret.

[0076]I trinn 207, anvendes DFA verktøyet 10 i figur 1A og 1B for å oppnå en prøve av formasjonsfluidet ved reservoartrykk og temperatur (en levende olje- prøve) ved en annen målestasjon i borehullet, og brønnhullsfluidanalysen som beskrevet over med hensyn til trinn 201 gjennomføres i denne prøven. I en illustrerende utførelsesform, tilveiebringer fluidanalysemodulen 25 målinger av konsentrasjonene (f.eks. vektprosentandeler) av karbondioksid (CO2), metan (CH4), etan (C2H6), C3-C5 alkangruppen som inkluderer propan, butan, pentan, samlingen av heksan og tyngre alkankomponenter (C6+), og asfalteninnhold. Verk-tøyet 10 tilveiebringer foretrukket også et middel for å måle temperaturen for fluid-prøven (og således reservoartemperaturen ved stasjonen), trykk i fluidprøven (og reservoartrykk ved stasjonen kan oppnås fra fortest), levende fluid densitet for fluidprøven, levende fluid viskositet for fluidprøven, gass-olje forhold (GOR) for fluidprøven, optisk densitet og eventuelle andre fluidparametere (slik som API tyngdekraft, formasjonsvolumfraksjon (FVF) osv) for fluidprøven.

[0077]Eventuelt, i trinn 209 kan EOS modellen av trinn 205 tilpasses basert på en sammenligning av komposisjonene og fluidegenskap-forutsigelser avledet ved EOS modellen i trinn 205 og komposisjonen og fluidegenskapsanalysen av DFA verktøyet i 207. Laboratoriedata kan også anvendes for å tilpasse EOS modellen. Slik tilpasning involverer typisk å velge parametere for EOS modellen for å forbedre nøyaktigheten av forutsigelsene generert ved EOS modellen. EOS modell parameterne som kan tilpasses inkluderer kritisk trykk, kritisk temperatur og aksentrisk faktor for enkelt karbon komponenter, binære interaksjonskoeffisienter, og volumtranslasjonsparametere. Et eksempel på EOS modelltilpasning er beskrevet i Reyadh A. Almehaideb et al., "EOS tuning to model full field crude oil properties using multiple well fluid PVT analysis," Journal of Petroleum Science and Engineering, Volum 26, Issues 1-4, s. 291-300, 2000, innlemmet heri i sin helhet ved referanse. I det tilfellet at EOS modellen er tilpasset, kan de komposisjonene og fluidegenskaps-forutsigelsene for trinn 205 reberegnes fra den tilpassede EOS modellen.

[0078]I trinn 211, blir forutsigelsene for komposisjonene gradienter generert i trinn 205 (eller i trinn 209 i det tilfellet at EOS er tilpasset) anvendt for å utlede solubilitetsparametere for oppløsningen (og eventuelt andre egenskapsgradienter og solubilitetsmodellinformasjon) som en funksjon av dybden i oljekolonnen. Forutsigelsene for komposisjonene gradienter kan f.eks. anvendes for å utlede densiteten av oppløsningen (ligning (2)), det molare volum for oppløsningen (ligning (3)) og solubilitetsparameteren for oppløsningen (ligning (4) eller (5)) som funksjon av dybden.

[0079]I trinn 213 til 219 behandles den oppløste del som en spesiell første type gruppe, f.eks. en gruppe hvor den oppløste del inkluderer harpikser (med lite eller ingen asfalten-nanoaggregater og asfalten klynger). Denne gruppen tilsvarer generelt reservoarfluider som inkluderer kondensater med svært liten konsentrasjon av asfaltener. Det høye innholdet av oppløst gass og lettere hydrokarboner danner hovedsakelig et dårlig løsningsmiddel for asfaltener. Dessuten vil proses-sene som generer kondensater ikke være tilbøyelig til å danne asfaltener. For denne gruppen, er operasjonene avhengig av et estimat om at gjennomsnittlig sfærisk diameter for harpikser er 1,25±0,15 nm og at harpikser gir farge ved en forhåndsbestemt synlig bølgelengde (f.eks. 647 nm). Den gjennomsnittlige sfæriske diameter på 1,25±0,15 nm tilsvarer en gjennomsnittlig molekylvekt på 740±250 g/mol. Laboratoriesentrifugedata har også vist at den sfæriske diameteren for harpikser er -1,3 nm. Dette er konsistent med resultatene i litteraturen. Man mener at harpikser gir farge i det kortere synlige bølgelengdeområdet på grunn av deres relativt lite antall kondenserte aromatiske ringer ("FAR'er") i polycyklisk aromatiske hydrokarboner ("PAH'er"). I motsetning gir asfaltener farge i både det synlige korte bølgelengdeområdet og det lengre og nær infrarøde bølgelengdeområdet som skyldes deres relativt store antall av FAR'er i PAH'er. Følgelig, gir harpikser og asfaltener farge i det samme synlige bølgelengdeområdet som skyldes overlappende elektroniske transisjoner av de mange PAH'er i oljen. I det lengre og nær infrarøde bølgelengdeområdet, skyldes imidlertid den optiske absorpsjonen hovedsakelig asfaltener.

[0080]I trinn 215, anvendes en rekke gjennomsnittlige sfæriske diameterverdier innen området 1,25±0,15 nm (f.eks. d=1,1 nm, d=1,2 nm, d=1,3 nm og d=1,4 nm) for å estimere tilsvarende molare volumer for den spesielle gruppen av oppløst del ved å anvende ligning (9).

[0081]I trinn 217 anvendes de estimerte molare volumer i trinn 215 sammen med Flory-Huggins type modellen som beskrevet ovenfor med hensyn til ligning (1) for å generere en familie av kurver som forutsier konsentrasjonen av den spesielle oppløste del gruppen i trinn 213 som en funksjon av dybden i reservoaret.

[0082]I trinn 219, blir familien av kurver som dannet i trinn 217 sammenlignet med målinger av harpikskonsentrasjon ved tilsvarende dybder som utledet fra assosiert DFA farge målt ved den forhåndsbestemte synlige bølgelengden (647 nm). Sammenligningene evalueres for å identifisere diameteren som best tilfredsstiller et forhåndsbestemt matchende kriterium. I den foretrukne utførelsesform, bestemmer det matchende kriterium at der er små forskjeller mellom harpikskonsentrasjonene som en funksjon av dybden som forutsagt ved Flory-Huggins type modellen og de tilsvarende harpikskonsentrasjonene målt fra DFA analysen, som således tilveiebringer en indikasjon på en korrekt match innen et akseptabelt toleransenivå.

[0083]i trinn 221 til 227, behandles den oppløste del som en spesiell andre-type gruppe, f.eks. som en gruppe hvor den oppløste del inkluderer asfalten-nanoaggregater (med lite eller ingen harpikser og asfalten klynger). Denne gruppen svarer generelt til lav GOR svartoljer som vanligvis har liten komprimerbarhet. Denne typen av svartoljer inneholder ofte asfaltenmolekyler med 4 til 7 FAR'er i PAH'er. Asfaltenmolekylene er dispergert i oljen som nanoaggregater med et aggregeringstall fra 2-8. For denne gruppen er operasjonene avhengig av et estimat som at den gjennomsnittlige sfærisk diameter av asfalten-nanoaggregater er 1,8±0,2 nm, og at asfalten-nanoaggregatene gir farge ved en forhåndsbestemt nær infrarød (NIR) bølgelengde (f.eks. 1070 nm). Den gjennomsnittlige sfæriske diameter på 1,8±0,2 nm tilsvarer en gjennomsnittlig molekylvekt på 2200±700 g/mol. Denne er konsistent med resultatene i litteraturen. Feltanalyser og laboratorieanalyser har vist at asfalten-nanoaggregater gir farge i både det synlige bølgelengdeområdet rundt 640 nm og NIR bølgelengdeområdet rundt 1070 nm. Man mener at asfalten-nanoaggregatene gir farge i både det korte synlige bølge-lengdeområdet og det lengre nær infrarøde bølgelengdeområdet på grunn av deres relativt store antall av FAR'er i PAH'er.

[0084]I trinn 223, anvendes en rekke verdier for gjennomsnittlig sfærisk diameter innen området 1,8±0,2 nm (f.eks. d=1,6 nm, d=1,7 nm, d=1,8 nm og d=1,9 nm og d=2,0 nm) for å estimere tilsvarende molare volumer for den spesielle gruppen av oppløst del ved å anvende ligning (9).

[0085]I trinn 225, anvendes de molare volumer estimert i trinn 223 sammen med Flory-Huggins type modellen beskrevet ovenfor med hensyn til ligning (1) for å generere en familie av kurver som forutsier konsentrasjonen av den spesielle gruppen av oppløst del i trinn 221 som en funksjon av dybden i reservoaret.

[0086]I trinn 227, blir familien av kurver dannet i trinn 225 sammenlignet for å måle asfalten-nanoaggregatkonsentrasjon ved tilsvarende dybder som utledet fra assosierte DFA fargemålinger ved den forhåndsbestemte NIR bølgelengden (1070 nm). Sammenligninger evalueres for å identifisere diameteren som best tilfredsstiller et forhåndsbestemt matchende kriterium. I den foretrukne utførelsesform, bestemmer det matchende kriterium at der er små forskjeller mellom asfalten-nanoaggregatkonsentrasjoner som en funksjon av dybde som forutsagt ved Flory-Huggins type modellen og de tilsvarende asfalten-nanoaggregatkonsentrasjonene målt fra DFA analyse, noe som tilveiebringer en indikasjon på en riktig match innen et akseptabelt toleransenivå.

[0087]I trinn 229 til 235, behandles den oppløste del som en spesiell tredjetype-gruppe, f.eks. en gruppe hvor den oppløste del inkluderer en kombinasjon av harpikser og asfalten-nanoaggregater (med få eller ingen asfalten klynger). Denne gruppen svarer generelt til svartoljer som inkluderer en blanding av harpikser og asfalten-nanoaggregater. For denne gruppen, avhenger operasjonene av et estimat om at den gjennomsnittlige sfæriske diameter for de blandede harpikser og asfalten-nanoaggregater varierer lineært fra 1,5±0,2 nm til 2,0±0,2 nm i henhold til bølgelengden i et område mellom en synlig bølgelengde (647 nm) og en NIR bølgelengde (1070 nm). Dette overensstemmer med en antagelse om at den gjennomsnittlige molekyldiameter for blandede harpiks og asfalten-nanoaggregater øker lineært med økende bølgelengde som en følge av den økende viktigheten av absorpsjon fra asfalten-nanoaggregatene i det lengre bølgelengdeområdet. Man mener at asfalten-nanoaggregatinnholdet (vektprosent) som bidrar til farge øker eksponensielt med økende bølgelengde. I den foretrukne utførelsesform, kan sammenhengen mellom den gjennomsnittlige sfæriske diameter (d) og bølge-lengden angis ved:

hvor C1 og C2 er konstanter.

C1 og C2 kan bestemmes ved å løse sammenhengen ved å anvende to diameter/ bølgelengdekombinasjoner. En kombinasjon av d = 1,5 nm ved 647 nm bølge-lengde og en kombinasjon av d = 2,0 nm ved 1070 nm bølgelengde kan f.eks. anvendes for å finne løsning for C1 og C2. I et annet eksempel, kan en kombinasjon av d = 1,3 nm ved 647 nm bølgelengde og en kombinasjon av d = 1,8 nm ved 1070 nm bølgelengde anvendes for å finne løsning for C1 og C2. I et ytterligere eksempel, kan en kombinasjon av d = 1,7 nm ved 647 nm bølgelengde og en kombinasjon av d = 2,2 nm ved 1070 nm bølgelengde anvendes for å finne løsning for C1 og C2.

[0088]I trinn 231, anvendes et antall gjennomsnittlige verdier for sfærisk diameter og bølgelengdekombinasjoner definert ved sammenhengen i trinn 229 for å estimere tilsvarende molare volumer for den spesielle oppløste del gruppen ved å anvende ligning (9).

[0089]I trinn 233, anvendes de molare volumer estimert i trinn 231 sammen med Flory-Huggins type solubilitetsmodellen beskrevet ovenfor i forbindelse med ligning (1) for å generere en familie av kurver som forutsier konsentrasjonen av den spesielle oppløste del gruppen i trinn 229 som funksjon av dybden i reservoaret. Hver kurve er assosiert med en spesiell gjennomsnittlig verdi for sfærisk diameter og bølgelengdekombinasjon.

[0090]I trinn 235, blir familien av kurver generert i trinn 233 sammenlignet med målinger av blandede harpikser og asfalten-nanoaggregatkonsentrasjoner ved tilsvarende dybder avledet fra assosiert DFA fargemålinger ved bølgelengden ved den gitte diameter/bølgelengdekombinasjon for den respektive kurven. Sammenligninger evalueres for å identifisere den diameter som best tilfredsstiller et forhåndsbestemt matchende kriterium. I den foretrukne utførelsesform, bestemmer det matchende kriterium at der er små forskjeller mellom konsentrasjoner av blandet harpiks og asfalten-nanoaggregat som funksjon av dybden som forutsagt ved Florry-Huggins type modellen og de tilsvarende konsentrasjoner av blandet harpiks og asfalten-nanoaggregat målt fra DFA analyse, som således tilveiebringer en indikasjon om en korrekt match innen et akseptabelt toleransenivå.

[0091]I trinnene 237 til 243 behandles den oppløste del som en spesiell fjerdetype gruppe, f.eks. en gruppe hvor den oppløste del inkluderer asfalten klynger. Denne gruppen tilsvarer generelt svartoljer, hvor asfalten gradienten er svært stor i olje kolonnen. Denne opptreden impliserer at både asfalten-nanoaggregater og asfalten klynger er suspendert i oljekolonnen. For denne gruppen, er operasjonene avhengig av et estimat om at den gjennomsnittlige sfæriske diameter for asfalten klynger er 4,5±0,5 nm ved en forhåndsbestemt NIR bølgelengde (1070 nm). Feltanalyser og laboratorieanalyser har vist at asfalten klynger gir farge i både det synlige bølgelengdeområdet rundt 640 nm og NIR bølgelengdeområdet rundt 1070 nm. Man mener at asfalten klynger gir farge i både det korte synlige bølgelengdeområdet og i det lengre NIR bølgelengdeområdet på grunn av deres relativt store antall av FAR'er i PAH'er.

[0092]I trinn 239, anvendes en rekke gjennomsnittlige verdier for sfærisk diameter innen området 4,5±0,5 nm (f.eks. d = 4,0 nm, d=4,3 nm, d=4,5 nm, d=4,8 nm og d=5,0 nm) for å estimere de tilsvarende molare volumer for den spesielle gruppen ved å anvende ligning (9).

[0093]I trinn 241, anvendes de molare volumer estimert i trinn 239 sammen med Flory-Huggins type modellen beskrevet ovenfor med hensyn til ligning (1) for å danne en familie av kurver som forutsier konsentrasjonen av den spesielle oppløste del gruppen i trinn 237 som funksjon av dybden i reservoaret.

[0094]I trinn 243, blir familien av kurver generert i trinn 241 sammenlignet med målinger av asfalten klynge konsentrasjon ved tilsvarende dybder som avledet fra assosiert DFA fargemålinger ved den forhåndsbestemte NIR bølgelengden (1070 nm). Sammenligningene evalueres for å identifisere den diameteren som best tilfredsstiller et forhåndsbestemt matchende kriterium. I den foretrukne utførelses-form, bestemmer det matchende kriterium at der er små forskjeller mellom asfalten klynge konsentrasjoner som en funksjon av dybden som forutsagt ved Flory-Huggings type modellen og de tilsvarende asfalten klynge konsentrasjoner som målt utfra DFA analyse, noe som tilveiebringer en indikasjon på en korrekt match innen et akseptabelt toleransenivå.

[0095]I trinn 245, blir de matchende diameterne identifisert i trinn 219, 227, 235 og 243 (om noen) evaluert for å bestemme den best matchende diameteren i gruppen. Evalueringen tilveiebringer en indikasjon om hvilken spesiell oppløst del gruppe (og således antagelsen for sammensetning som ligger bak den spesielle oppløste del gruppen) er den beste match til den målte gradient for sammen-setningene av oppløst del.

[0096]I trinn 247, blir resultatene fra evalueringen i trinn 245 analysert for å bestemme om den best matchende diameter tilsvarer oppløst del gruppen i trinn 213 til 219 hvor den oppløste del inkluderer harpikser (med få eller ingen asfalten-nanoaggregater og asfalten klynger). Dersom svaret er ja, fortsetter operasjonene i trinn 249. Ellers vil operasjonene fortsette til trinn 251.

[0097]I trinn 249, tilkjennegir arbeidsforløpet at reservoarfluidene er i termisk likevekt med et ikke-seksjonert reservoar, og reservoarfluidene inkluderer harpikser (med lite eller ingen asfalten-nanoaggregater eller asfalten klynger) i overensstemmelse med antagelsene som ligger til grunn for oppløste del gruppen i trinn 213 til 219.1 dette tilfellet inkluderer reservoarfluidet kondensater med en svært liten konsentrasjon av asfaltener. Det høye innhold av oppløst gass og lette hydrokarboner danner i hovedsak et svært dårlig løsningsmiddel for asfaltener. Dessuten, vil prosesser som genererer kondensater ikke være tilbøyelig til å generere asfaltener. Følgelig er der svært lite råoljefarge som bestemt ved DFA i det nær infrarøde området. Uansett, er der asfaltenlignende molekyler, harpiksene, som absorberer synlig lys og til tider endog noe nær infrarødt lys. Disse harpiks-molekyler er hovedsakelig dispergert i kondensatet som molekyler, og reduserer derved innvirkningen av gravitasjonsperioden. I tillegg oppviser kondensater be-tydelige gradienter. Da kondensater er komprimerbare, genererer det hydrostat-iske trykk for kondensatkolonnen en densitetsgradient i kolonnen. Densitets-gradienten danner den drivende kraften for å danne en kjemisk sammen-setningsgradient. Komponentene med lavere densitet er tilbøyelige til å stige i kolonnen, mens komponentene med høyre densitet har en tilbøyelighet til å synke ned i kolonnen. Denne GOR gradient fører til en stor oppløselighetskontrast for harpiksene, og produserer derved signifikante DFA fargegradienter. Disse gradienter er anvendbare for å undersøke med hensyn til reservoar konnektivitet. Følgelig kan GOR gradienten som bestemt ved DFA analyse evalueres for reservoaranalyse. Den forutbestemte og/eller målte konsentrasjon av harpikskompo-nenten som en funksjon av dybden kan også evalueres for reservoaranalyse. Mere spesifikt, kan konnektivitet være indikert ved moderat fallende GOR verdier med dybde, en kontinuerlig økning av harpiksinnhold som en funksjon av dybde, og/eller en kontinuerlig økning av fluid densitet og/eller fluid viskositet som funksjon av dybde. På den annen side, kan sekvensering og/eller ikke-likevekt være en indikasjon på diskontinuerlig GOR (eller om lavere GOR er funnet høyere i kolonnen), diskontinuerlig harpiksinnhold (eller om høyere asfalten innhold er funnet høyere i kolonnen), og/eller diskontinuerlig fluid densitet og/eller fluid viskositet (eller om høyere fluid densitet og/eller fluid viskositet er funnet høyere i kolonnen).

[0098]I trinn 251, er resultatet fra evalueringen av trinn 245 analysert for å bestemme om den best matchende del tilsvarer oppløst del gruppen i trinn 221 til 227 hvor den oppløste del inkluderer asfalten-nanoaggregater (med lite eller ingen harpikser og asfalten klynger). Dersom dette er tilfellet, fortsetter operasjonene til trinn 253. Ellers fortsetter operasjonene til trinn 255.

[0099]I trinn 253, tilkjennegir arbeidsforløpet at reservoarfluidene er i termisk likevekt i et ikke-seksjonert reservoar, og reservoarfluidene inkluderer asfalten-nanoaggregater (med lite eller ingen harpikser og asfalten klynger) i overensstemmelse med antagelsene som ligger til grunn for oppløst del gruppen i trinn 221 til 227 hvor den oppløste del inkluderer asfalten-nanoaggregater (med lite eller ingen harpikser og asfalten klynger). I dette tilfellet, kan den forutsagte og/eller målte konsentrasjon av asfalten-nanoaggregatene som en funksjon av dybde evalueres for reservoaranalyse. Mere spesifikt, kan konnektivitet indikeres ved en kontinuerlig økning av asfalten-nanoaggregatinnhold som funksjon av dybde, og/eller en kontinuerlig økning av fluid densitet og/eller fluid viskositet som en funksjon av dybde. På den annen side, kan seksjonering og/eller ikke-likevekt være en indikasjon på diskontinuerlig asfalten-nanoaggregatinnhold (eller om høyere asfalten-nanoaggregatinnhold er funnet høyere i kolonnen), og/eller diskontinuerlig fluid densitet og/eller fluid viskositet (eller om høyere fluid densitet og/eller fluid viskositet er funnet høyere i kolonnen).

[00100]I trinn 255, blir resultatene fra evalueringen i trinn 245 analysert for å bestemme om den best matchende diameter svarer til oppløst del gruppen i trinn 229 til 235 hvor den oppløste del inkluderer en blanding av harpikser og asfalten-nanoaggregater (med lite eller ingen asfalten klynger). Dersom dette er tilfellet, fortsetter operasjonene til trinn 257. Ellers fortsetter operasjonene til trinn 259.

[00101]I trinn 257, tilkjennegir arbeidsforløpet at reservoarfluidene er i termal likevekt med et ikke-seksjonert reservoar, og reservoarfluidene inkluderer en blanding av harpikser og asfalten-nanoaggregater (med få eller ingen asfalten klynger) i overensstemmelse med antagelsene som ligger til grunn for oppløst del gruppen i trinn 229 til 235 hvor den oppløste del inkluderer en blanding av harpikser og asfalten-nanoaggregater (med lite eller ingen asfalten klynger). I dette tilfellet, kan den forutsagte og/eller målte konsentrasjonen av blandingen av harpikser og asfalten-nanoaggrregater som en funksjon av dybde evalueres for reservoaranalyse. Mere spesifikt, kan konnektivitet indikeres ved en kontinuerlig økning i konsentrasjonen av harpiks/asfalten-nanoaggregat blandingen som en funksjon av dybde, og/eller en kontinuerlig økning i fluid densitet og/eller fluid viskositet som en funksjon av dybde. På den annen side, kan seksjonering og/eller ikke-likevekt indikeres ved diskontinuerlig konsentrasjon av harpiks/asfalten-nanoaggregat blandingen (eller om en høyere konsentrasjon av harpiks/asfalten-nanoaggregat blandingen er funnet høyere i kolonnen), og/eller diskontinuerlig fluid densitet og/ eller fluid viskositet (eller om høyere fluid densitet og/eller fluid viskositet er funnet høyere i kolonnen).

[00102] I trinn 259, analyseres resultatet fra evalueringen i trinn 245 for å bestemme om den best matchende diameter tilsvarer oppløst del gruppen i trinn 237 til 243 hvor den oppløste del inkluderer asfalten klynger. Dersom dette er tilfellet, fortsetter operasjonen til trinn 261. Ellers fortsetter operasjonene til trinn 263.

[00103] I trinn 261, tilkjennegir arbeidsforløpet at reservoarfluidene er i termisk likevekt i et ikke-seksjonert reservoar, og reservoarfluidene inkluderer asfalten klynger i overensstemmelse med antagelsen som ligger til grunn for oppløst del gruppen i trinn 237 til 243 hvor den oppløste del inkluderer asfalten klynger. I dette tilfellet, kan den forutsagte og/eller målte konsentrasjon av asfalten klyngene som en funksjon av dybde evalueres for reservoaranalyse. Mere spesifikt, kan konnektivitet indikeres ved en kontinuerlig økning av asfalten klyngeinnhold som funksjon av dybde, og/eller en kontinuerlig økning av fluid densitet og/eller fluid viskositet som en funksjon av dybde. På den annen side, kan seksjonering og/eller ikke-likevekt indikeres ved diskontinuerlig asfalten klyngeinnhold (eller dersom høyere asfalten klyngeinnhold er funnet høyere i kolonnen), og/eller diskontinuerlig fluid densitet og/eller fluid viskositet (eller dersom høyere fluid densitet og/eller fluid viskositet er funnet høyere i kolonnen). Dessuten, fordi asfalten klynger er forventet i oljekolonnen, er det forventet at: - høye densitets- og viskositetsgradienter eksisterer i oljekolonnen; - oljen kan ha strømningssikkerhetsproblemer (på grunn av ustabilitet fra f.eks. asfalten-begynnelsestrykket er lik eller større enn formasjonstrykket, eller bitumener i formasjonen); og - der kan være en allokton tjærematte i reservoaret (i motsetning til en autokton tjærematte dannet fra bionedbrytning).

[00104] I trinn 263, er ingen passende match blitt funnet mellom solubilitetskurvene og de målte egenskaper. I dette tilfelle, kan operasjonene bestemme om der er behov for ytterligere målstasjoner og/eller ulike metoder for gjentatt prosessering og analyse for å forbedre konfidensnivået for målte og/eller forutsagte fluidegenskaper. De målte og/eller forutsagte egenskapene for reservoarfluidet kan f.eks. sammenlignes med en database med historiske reservoardata for å bestemme om de målte og/eller forutsagte egenskapene gir mening. Dersom dataene ikke gir mening, kan en eller flere ytterligere målstasjoner eller andre metoder (f.eks. en eller flere forskjellige modeller) identifiseres for gjentatt prosessering og analyse for å forbedre konfidensnivået for de målte og/eller forutsagte fluidegenskaper.

[00105] Andre faktorer kan anvendes for å bestemme om det er behov for ytterligere målestasjoner og/eller andre metoder for gjentatt prosessering og analyse for å forbedre konfidensnivået for målte og/eller forutsagte fluidegenskaper. I trinn 263, er det f.eks. forventet at reservoaret er seksjonert eller ikke i termiske dynamisk likevekt. Således kan de målte fluidegenskapene være tilgjengelige for å bekrefte at de tilsvarer denne forventede oppbygging.

[00106]Dersom der i trinn 263 er et behov for ytterligere målestasjoner og/eller forskjellige metoder, fortsetter operasjonene til trinn 265 for å gjenta den passende prosessering og analyse for å forbedre konfidensnivået av de målte og/eller forutsagte fluidegenskapene.

[00107]Dersom der i trinn 263 ikke er behov for ytterligere målestasjoner og/eller ulike metoder (med andre ord, der er tilstrekkelig konfidensnivå i de målte og/eller forutsagte fluidegenskapene), fortsetter operasjonene til trinn 267 hvor reservoar-oppbyggingen bestemmes til å være seksjonert og/eller ikke i termodynamisk likevekt. En slik bestemmelse understøttes ved ugyldigheten av antagelsene for reservoar konnektivitet og termisk likevekt som ligger til grunn for modellene anvendt for å forutsi egenskapsgradienten for oppløst del i borehullet.

[00108]Etter bestemmelsen av reservoaroppbygging i trinn 249, 253, 257, 261 og 267, blir resultatene fra en slik bestemmelse rapportert til de interesserte parter i trinn 269. Karakteristikkene for reservoaroppbygging som rapportert i trinn 269 kan anvendes for å modellere og/eller forstå reservoaret av interesse for reservoar-bedømmelse, planlegging og reservoarstyring.

[00109]Det er nå blitt beskrevet og illustrert heri en foretrukket utførelsesform av en metode, system og apparat for brønnhullsfluidanalyse av fluidegenskapene i et reservoar av interesse og for å karakterisere reservoaret av interesse basert på slik brønnhullsfluidanalyse. Mens spesielle utførelsesformer av oppfinnelsen har blitt beskrevet, skal oppfinnelsen ikke begrenses dertil, og oppfinnelsen skal ha en så bred ramme som teknikkens stand vil tillate og beskrivelsen skal leses på samme måte. Således, mens spesielle ligninger for tilstandsmodeller, solubilitets-modeller og anvendelser av slike modeller er blitt angitt for å forutsi egenskaper for reservoarfluid, vil det forstås at andre slike modeller og anvendelser derav likeledes kan anvendes. Dessuten er metoden som beskrevet heri ikke begrenset til stasjoner i det samme borehull. Målinger fra prøver fra forskjellige brønner kan f.eks. analyseres som beskrevet heri for å teste for lateral konnektivitet. I tillegg, kan arbeidsforløpet som beskrevet heri modifiseres. Det er f.eks. sett på at bruker kan velge grupper av oppløst type fra en liste av grupper av oppløst type for prosessering. Brukeren kan også spesifisere bestemte parametere for prosessering-en, slik som diametere som anvendes som inndata for solubilitetsmodellen for å utlede konsentrasjonskurver for de relevante grupper av oppløst del, så vel som optiske densitetsbølgelengder som anvendes for å korrelere slike konsentrasjoner til konsentrasjoner målt ved brønnhullsfluidanalyse. Det vil derfor forstås av fagkyndig på området at ytterligere andre modifikasjoner kan gjennomføres for den tilveiebrakte oppfinnelsen uten at man avviker fra oppfinnelsesrammen som angitt i kravene.

Claims

1. Fremgangsmåte for å karakterisere petroleumsfluid i et reservoar traversert av minst ett borehull,karakterisert vedat den omfatter: (a) ved en pluralitet av målestasjoner inne i det i det minste ene borehull, oppnåelse av minst en fluidprøve ved den respektive målestasjonen og gjennomføring av brønnhullsfluidanalyse av fluidprøven for å måle egenskapene til fluidprøven, hvor egenskapene inkluderer konsentrasjon av en pluralitet av komponenter med høy molekylvekt; (b) for hver angitte av en pluralitet av type grupper tilsvarende forskjellige undergrupper av en forhåndsbestemt gruppe av komponenter med høy molekylvekt, anvendelse av en modell som forutsier konsentrasjon av komponenter med høy molekylvekt for den gitte typen gruppe i nevnte pluralitet av målestasjoner; (c) sammenligning av de forutsagte konsentrasjonene for komponenter med høy molekylvekt for pluraliteten av type gruppe avledet i (b) med tilsvarende konsentrasjoner som målt ved brønnhullsfluidanalyse i (a) for nevnte pluralitet av målestasjoner for å identifisere den best matchende type gruppe; og (d) anvendelse av resultatene (c) for reservoaranalyse.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor resultatene fra (c) anvendes i (d) for å bestemme reservoaroppbygging.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor resultatene fra (c) anvendes i (d) for å identifisere forutsagte eller målte egenskaper som skal evalueres for å bestemme om reservoaret er sekvensert og/eller i termisk likevekt eller ikke.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor resultatene fra (c) anvendes i (d) for å bestemme om prosessen i (a) skal gjentas i en eller flere ytterligere målestasjoner eller ikke.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, som videre omfatter: (e) innføring av fluidprøveegenskaper målt i (a) i en tilstandsligning for å forutsi komposisjonene egenskaper og fluidegenskaper ved forskjellige lokaliseringer i reservoaret.

6. Framgangsmåten ifølge krav 5, som videre omfatter: (f) innstilling av tilstandsligningen i (e) basert på fluidprøveegenskaper målt i (a).

7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor tilstandsligningen i (e) anvendes for å utlede inputer for modellen i (b).

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor modellen i (b) er en solubilitetsmodell som karakteriserer relative konsentrasjoner for en gruppe av komponenter med høy molekylvekt som en funksjon av dybde som relatert til relativ solubilitet, densitet og molart volum for komponentene med høy molekylvekt i gruppen ved varierende dybde.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvor solubilitetsmodellen behandler reservoarfluidet som en oppløsning av to deler, hvor de to delene er en oppløst del og en løsningsmiddeldel, hvor den oppløste del omfatter gruppen av komponenter med høy molekylvekt.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor komponentene med høy molekylvekt i den oppløste del er valgt fra gruppen som inkluderer harpikser, asfalten-nanoaggregater og asfalten klynger.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor: modellen i (b) er basert på en matematisk sammenheng med formen hvor <)>i(hi) er volumfraksjonen av den oppløste del ved dybden hi, <t>i(h2) er volumfraksjonen av den oppløste del ved dybden h2, vi er det partielle molare volum av den oppløste delen, vm er det molare volumet for oppløsningen, 5| er solubilitetsparameteren for den oppløste delen, 8m er solubilitetsparameteren for oppløsningen, Pi er den partielle densitet for den oppløste delen, pm er densiteten for oppløsningen, R er den universelle gasskonstant, T er den absolutte temperatur for reservoarfluidet.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 10 hvor, for et antall ulike oppløst del type grupper, anvendes solubilitetsmodellen for å generere en pluralitet av konsentrasjonskurver som svarer til den respektive oppløst del type gruppe og et område av molare volumer assosiert med den respektive oppløst del type gruppe.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor oppløst del type grupper inkluderer en første oppløst del type gruppe som inkluderer harpikser med lite eller ingen asfalten-nanoaggregater og asfalten klynger.

14. Fremgangsmåten ifølge krav 13, hvor området av molekylvolumer assosiert med den første oppløst del type gruppen er avledet fra en sfærisk diameter i et område fra 1,25±0,15 nm.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor konsentrasjonskurvene for den første oppløst del type gruppen i (c) sammenlignes med målinger for harpikskonsentrasjon avledet fra optisk densitet målt fra en forhåndsbestemt synlig bølgelengde rundt 647 nm.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor oppløst del type gruppen inkluderer en andre oppløst del type gruppe som inkluderer asfalten-nanoaggregater med lite eller ingen harpikser og asfalten klynger.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, hvor området av molare volumer assosiert med den andre oppløst del type gruppen er avledet fra en gjennomsnittlig sfærisk diameter i området 1,8±0,2 nm.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvor konsentrasjonskurvene for den andre oppløst del type gruppen i (c) sammenlignes med målinger av asfalten-nanoaggregatkonsentrasjon avledet fra optisk densitet målt fra en forhåndsbestemt nær infrarød bølgelengde rundt 1070 nm.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor oppløst del type gruppen inkluderer en tredje oppløst del type gruppe som inkluderer en blanding av harpikser og asfalten-nanoaggregater med lite eller ingen asfalten klynger.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor området av molare volumer assosiert med den tredje oppløst del type gruppen er avledet fra en gjennomsnittlig sfærisk diameter i området mellom 1,5±0,2 nm og 2,0±0,2 nm.

21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor konsentrasjonskurvene for den tredje oppløst del type gruppen sammenlignes i (c) med målinger av blandede harpikser og asfalten-nanoaggregatkonsentrasjon avledet fra optisk densitet målt i et om råde mellom en synlig bølgelengde rundt 647 nm og en nær infrarød bølgelengde rundt 1070 nm.

22. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor oppløst del type gruppen inkluderer en fjerde oppløst del type gruppe som inkluderer asfalten klynger med lite eller ingen harpikser og asfalten-nanoaggregater.

23. Fremgangsmåte ifølge krav 22, hvor området av molare volumer assosiert med den fjerde oppløst del type gruppen er avledet fra en gjennomsnittlig sfærisk diameter i området 4,5±0,5 nm.

24. Fremgangsmåte ifølge krav 23, hvor konsentrasjonskurvene for den fjerde oppløst del type gruppen sammenlignes i (c) med målinger av asfalten klynge-konsentrasjon avledet fra optisk densitet målt fra en forhåndsbestemt nær infrarød bølgelengde rundt 1070 nm.

25. Fremgangsmåte for å karakterisere petroleumsfluid i et reservoar traversert ved minst ett borehull,karakterisert vedat den omfatter: (a) ved en pluralitet av målestasjoner inne i minst ett borehull, oppnåelse av minst en fluidprøve ved den respektive målestasjonen og gjennomføring av brønnhulls-fluidanalyse av fluidprøven for å måle egenskapene til fluidprøven, hvor egenskapene inkluderer levende fluid densitet for den respektive fluidprøven; (b) estimering av solubilitetsparametere for petroleumsfluidet ved pluraliteten av målestasjoner i henhold til en lineær sammenheng som relaterer solubilitet til levende fluid densitet; (c) anvendelse av solubilitetsparameterne avledet i (b) som inputer i en modell som forutsier konsentrasjonen av minst en komponent med høy molekylvekt i petroleumsfluidet for nevnte pluralitet av målestasjoner; og (d) anvendelse av de forutsagte konsentrasjonene av den i det minste ene komponent med høy molekylvekt avledet i (c) for reservoaranalyse.

26. Fremgangsmåte ifølge krav 25, hvor sammenhengen i (b) er av formen:

hvor p er levende fluid densitet i g/cm<3>, og 8 er solubilitetsparameteren i (MPa)<0,5>.

27. Fremgangsmåte ifølge krav 25, hvor modellen i (c) er en solubilitetsmodell som kjennetegner relative konsentrasjoner for minst en komponent med høy molekylvekt som en funksjon av dybden som relatert til relativ solubilitet, densitet og molart volum av den i det minste ene komponent med høy molekylvekt ved varierende dybde.

28. Fremgangsmåte ifølge krav 27, hvor solubilitetsmodellen behandler reservoarfluidet som en blanding av to deler, hvor de to delene er en oppløst del og en løsningsmiddeldel, hvor den oppløste del omfatter minst en komponent med høy molekylvekt.

29. Fremgangsmåte ifølge krav 28, hvor den i det minste ene komponent med høy molekylvekt i den oppløste del er valgt fra gruppen som inkluderer harpikser, asfalten-nanoaggregater og asfalten klynger.

30. Fremgangsmåte ifølge krav 28, hvor: modellen i (c) er basert på en matematisk sammenheng av formen hvor <|>j(hi) er volumfraksjonen av den oppløste del ved dybden hn, <t>i(hi2) er volumfraksjonen av den oppløste del ved dybden h2, Vjer det partielle molare volum av den oppløste delen, vm er det molare volumet for oppløsningen, 5i er solubilitetsparameteren for den oppløste delen, 8m er solubilitetsparameteren for oppløsningen, Pi er den partielle densitet for den oppløste delen, pm er densiteten for oppløsningen, R er den universelle gasskonstant, T er den absolutte temperatur for reservoarfluidet.