CN1826455B - 改进的泡点压力井下pv测试 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种客观的泡点压力确定方法，其能够使用井下PV(压力体积)测试结果，例如泡点压力的原位测量结果，作为采样的质量控制参数。本发明提供了一种方法和装置，用于将数据点拟合成曲线并使这些点在N个点的范围内变得平滑。确定曲线的导数以获得峰值加速度。峰值加速度表示泡点压力。该泡点压力通过与流体可压缩性的变化以及压力-体积点图历史的目测结果进行比较加以验证。

Description

改进的泡点压力井下PV测试 
相关专利申请参考 
本专利申请要求获得美国专利申请60/480,149的优先权，其由Rocco DiFoggio，Jaedong Lee和John Michaels于2003年6月20日提出申请，标题为“改进的泡点压力井下PV测试”。 
技术领域
本发明涉及井下地层流体(formation fluid)采样领域，特别地，涉及确定井下流体的泡点压力。 
背景技术
有线地层流体采样和测试工具，例如Baker Atlas生产的储集层表征仪器(Reservoir Characterization Instrument)(RCITM)，的主要功能是收集大量的储集层流体样品以便评估潜在的高产储集层单元。 
这些收集到的流体样品被带到海岸实验室设备，用于PVT(压力、体积、温度)和成分分析。获得能够确切预测储集层性质的高质量样品是很重要的。样品质量取决于污染水平和与储集层泡点压力有关的采样压力。如果污染较低(体积比小于10％)，并且样品的采集和维持压力高于泡点压力，那么这种样品的质量被认为是非常高的。 
如果样品的采集和维持的压力没有高于泡点压力，那么沥青质(重的成分)将在刚好低于流体的泡点压力下从溶液中脱离出来。一旦脱离溶液，沥青质不可能再重回到石油中，所以流体的性质会发生永久的变化。 
这个问题对于深水勘探是特别重要的。如果使用非代表性的样品确定流体性质，那么在生产期间，沥青质可能会出人意料地在井筒、海底取油管或者产品管道附近从溶液中析出。然而，当根据高质量的流体样品精确地知道地层流体的真实性质时，则能够降低或消除这种潜在的问题。对于不回收样品的勘探井，测量泡点压力在储集层开发计划中具有重要的价值。
电流发生地层测试器能够在收集样品时测量地层流体的泡点压力(Pb)。这些测试器收集的一定体积的流体，逐渐地扩大其体积，并监视压力如何降低。最初，压力随着体积增大线性地降低。泡点压力的估计值就是压力不再与体积呈线性相关的第一压力。因为RCITM泵在泵轴上安装有一个线性位置数字转换器，所以RCITM操作设备直接测量体积变化，并用一个石英计记录相应的压力。因为RCITM执行井下泡点压力测量的方法与海面实验室相同(通过监视P与V关系)，所以井下泡点压力测量结果与实验室测量结果一致性良好。见例如SPEREE杂志1999年7月第2卷第3期第273页，Kasap，E.，Huang，K.，Shwe，T.和Georigi D.的“地层-速率-分析技术：有线地层测试数据的综合水位降低和增加分析”(Formation-Rate-AnalysisTechnique：Combined Drawdown and Buildup Analysis for WirelineFormation Test Data)。 
EP0395200A1描述了由流动流体的吸入压力-跨喷射器压力差的二阶导数估计泡点压力。在此之前的一段时间，Michaels，J.，Moody，M.，和Shwe，T.已经介绍了执行井下泡点测试的可能性：”Advances in Wireline Formation Testing”，论文发表于1995SPWLA测井年会，法国巴黎，1995年6月26-29日，但是在实践中，泡点压力测试的信息是主观的，没有预期的精确或可重复。因此，我们需要一种客观、可重复的泡点压力测试。 
发明内容
本发明提供了一种客观的可重复的泡点压力确定方法，其能够使用井下PV(压力体积)测试结果，例如泡点压力的原位测量结果，作为采样的质量控制参数。本发明提供了一种方法和装置，用于将数据点拟合成曲线并使这些点在N个数据点的范围内变得平滑。监视这些压力-体积曲线确定缓坡与相对陡坡之间的过渡，从而通过目测确定泡点压力。然后对所获得的这些平滑曲线进行分析，从而确定峰值加速度。峰值加速度表示泡点压力。该泡点压力通过与流体可压缩性的变化以及压力-体积曲线的目测结果进行比较加以验证。选择最佳的泵速以便保持高于泡点压力。通过监视流体或流体样品的可压缩性确定地层清除以及地层流体或流体样品中滤出物的减少。 
附图说明
为了详细地理解本发明，应当联系附图参考下文的示例性实施例详细说明，其中类似的元件用类似的数字表示，其中： 
图1是压力-体积井下PV测试的数据点的点图； 
图2是使用逐间隔二阶导数方法(interval-by-interval secondderivative method)确定泡点压力的数据点的点图，显示了每个间隔的拟合系数对压力关系的点图； 
图3是可压缩性对压力的数据点的点图，显示了流体可压缩性的变化，其表示流体的泡点压力； 
图4是压力-体积井下PV测试的数据点的点图，其中通过二阶导数、可压缩性和数据点的拟合曲的综合线确定泡点压力； 
图5是泵唧(pumping)作业的压力-体积历史点图； 
图6是泵唧数据的地层速率分析(FRA)点图，其中计算了FRA的迁移率(mobility)和流体的可压缩性； 
图7是在泵唧1.65升之后进行的第二次PVT测试的点图，泡点压力的估计值为15,248磅每平方英寸(psi)； 
图8是在泵唧11.1升之后进行的第四次PVT测试的点图，显示泡点压力的估计值为15,510psi； 
图9给出了由Baker Hughes Incorporated PVTMOD获得的流体性质与由实验室分析获得的流体性质的比较图； 
图10是本发明使用的滑动平均(sliding average)的图示； 
图11是本发明在井下操作环境中的图示； 
图12是本发明所用泵的一个实例的图示； 
图13A-13D是由本发明的一个实例执行的功能图。 
具体实施方式
下文详细说明中使用的名称符号如下： 
k渗透性，L-2
P压力(磅每平方英寸(psi)，(M/LT2) 
q体积流速，L3/T 
r半径，cm 
G0几何因数，1/L 
ct可压缩性，(M/LT2)-1
Vsys工具系统的体积，L3
现在参考图1，压力-体积点图100的形状是一个陡坡线102，之后是缓坡线104。泡点压力就是陡坡线第一次向上弯曲处106的压力。 
传统上，泡点是由该曲线目测地估计出来的。目测解释本质上是主观的而不是客观的，因此必然易变，难以在井与井之间或者从同一井获取的不同样品之间产生可重复的结果。本发明提供了一种新颖的自动化方法和装置，消除了主观性，提供了客观性，并且重现性更好。本发明可用于井下测试以及在海面PVT实验室中执行的PVT测试。我们建议在测试期间，使压力变化的速率恒定，以便使每次测试的结果更稳定。在本发明的一个实施例中，所有的测试都是以相同的速率或速率改变压力而执行的，以利于每次测试之间结果的恒定性。在本发明的一个实例中，压力的变化缓慢而恒定，以便使由于压力变化所导致的温度变化最小化。在本发明的另一个实施例中，在每次压力变化之后，通过等待合适的时间使温度和压力稳定，从而使温度和压力稳定化。 
然而，使用这种自动客观的方法和装置的其中一个困难是数据的噪音。没有任何一个简单函数能够拟合整个曲线，以便使我们能够估计出来自最初向下倾斜线的向上加速度最大的点。但是，本发明对四 次或三次方程使用拟合滚动系列。一个拟合能够完美地覆盖N个相邻点的间隔。下一个拟合移动一个点，并能够覆盖下一N点间隔。 
拟合曲线的函数形状是有界而且已知的，因此能够解析地确定该曲线的一阶和二阶导数。例如，如果拟合函数是Y＝ax2+bx+c，那么其二阶导数是d2Y/dx2＝2a，它就是偏离最初向下倾斜线102的“加速度”。 
如图2所示，其绘制了每个间隔的拟合系数“α”对每个间隔中心的体积的点图，获得了具有峰202的曲线200。峰202就是泡点压力。 
当井下PV测试中只有少量数据点时，上述二阶导数方法会由于拟合间隔内点的数目N产生略微不同的结果。这种情况下，流体可压缩性的变化能够与二阶导数方法一起用于获取泡点压力。简单的步进可压缩性能够由下计算而得： 
c t = - 1 V ΔV ΔP
其中V是测试室体积，ΔV是增加的体积变化，ΔP是压力的降低302。图3显示了相同数据的可压缩性数值300。 
如图4所示，这两种方法能够通过第三种方法加以验证：压力-体积点图100的目测检查。使用来自这两种方法的数值，能够画出一个斜率使之与数据的流体部分拟合。综合所有三种方法可以给出更加确信的泡点压力确定结果，使得测量结果能够保证获得高质量的样品。 
利用电流发生地层测试器，能够在井下样品收集期间实时地测量地层流体的泡点压力(Pb)。尽管通过使光线透过流体也有可能确定气泡，但是这种方法在流体中存在微粒时会受到影响。相反，收集的已知体积的地层流体，并且在大约恒定的井下温度下逐渐增加体积时对压力进行测量。由压力-体积点图，本发明确定Pb，在该点压力偏离其最初直线趋势的加速度最快。这整个程序需要2-5分钟。 
从压力-体积点图目测估计Pb是主观性的，并使Pb产生很大的差异。本发明实例提供了一种独特的方法和装置，用于处理P-V数据以发现Pb。本发明消除了人的偏向性，从而减小了Pb的不确定性。利用更加确信的井下泡点压力，本发明使用基于计算的Pb测量值作为质量控制参数，从而保证收集高质量的样品。 
开孔的不稳定属性要求以尽快的速率从地层泵出流体，以便使对井筒内工具的粘附或者油井失败的风险最小。然而，如果在采样期间压力降低到泡点之下，则采样工具将收集到没有代表性的“闪蒸”(flashed)样品。通过在从地层泵唧样品期间测量泡点压力，确定最佳泵速，从而能够以最快的速率泵唧样品，而不会导致流动压力降低到泡点压力之下，从而保证样品不会发生相位分离。 
在用油基泥(oil-based mud)钻得的井中，泵唧期间连续的井下PV测试显示，泡点压力随着滤出物(filtrate)污染物的降低而增加，因此我们还可以使用来自连续测试的Pb作为地层清除(formationclean-up)的指示器。 
如图1所示，从左到右，压力-体积点图100显示了一个从陡坡线102到缓坡线104的平滑过渡。泡点压力就是陡坡线开始过渡到缓坡线处的压力。传统上，操作者从该曲线目测估计泡点压力。从压力-体积点图目测估计Pb是高度主观的，使报告的Pb具有非常大的差异。因此本发明降低了Pb的不确定性，消除了人的偏向性。 
使用本发明所提供的自动程序的其中一个困难是数据噪音。另外，没有任何一个简单函数能够拟合整个曲线，以便能够用于估计出来自最初向下倾斜的线的最快的过渡点。但是，本发明使用四次或三次方程拟合沿着P-V曲线的间隔的滚动系列(rolling series)。 
该拟合覆盖N个相邻点的间隔。然后，下一个拟合移动一个点，并覆盖下一N点间隔，如图13所示。间隔内点的数目选择得足够大，以便将数据中的噪音平均出去(average out)。该方法还消除了要求将数据间隔拟合成直线的概念偏见。 
因为我们限定了用于拟合的曲线的函数形状，所以我们能够解析地确定其一阶和二阶导数。例如，对于一个二次拟合，如果拟合函数是P＝aV2+bV+c，那么其二阶导数就是来自最初向下倾斜线的“加速度”，d2P/dV2＝2a。对每个间隔的最小平方拟合系数α与该间隔相应的中点压力绘图，本发明绘制了一条具有一个峰值的曲线。在该实例中，峰值是局部以及全局的极值点。其它的局部最大值和最小值也能够产 生另一种流体性质。极值点是曲线的最大或最小值点，并且既能够是局部化的也能够是全局的。如图2所示，为图1的数据绘制了拟合系数对间隔中点压力的点图，峰值是泡点压力的良好指示器。图2指示，流体的泡点压力202是2042psi。 
当井下PV测试中没有许多点时，二阶导数方法产生的结果随拟合间隔内点的数目N略有不同。在这种情况下，流体的可压缩性变化可以与二阶导数方法一起用于获取泡点压力。简单的步进可压缩性能够由下计算 
c t = - 1 V ΔV ΔP
其中V是测试室体积，ΔV是增加的体积变化，ΔP是压力的降低。图3显示了相同数据的可压缩性数值。基线可压缩性是2.5×10-5(1/psi)，其在2042psi的压力下开始升高302。这里，我们看到二阶倒数方法和可压缩性变化方法指示相同的泡点压力。 
这两种方法能够通过第三种方法加以验证：压力-体积点图的目测检查。如图4所示，使用来自这两种方法的数值，画出一个斜率与数据的流体部分拟合。在图4中，直线拟合显示压力-体积关系在2042psi 106之后开始偏离。综合所有三种方法可以给出更加确信的泡点压力确定结果，使得测量结果能够保证获得高质量的样品。 
本发明能够在采样操作期间使用改进的方法，例如单相泵唧。开孔的动态属性要求以尽快的速率从地层泵唧流体。当泥饼(mud cake)未完全密封时，泵唧越快，回收的样品质量越高。见Sarkar，A.K.，Lee，J.和Kasap，E.：“差泥饼质量的反作用：增压和流体采样研究”(AdverseEffects of Poor Mudcake Quality：A Supercharging and FluidSampling Study)，APEREE，June 2000，Vol.3，No.3，256-262。出于这个原因，以最高的可允许泵速进行泵唧满足了获得高质量样品的需要。然而，如果在泵唧期间流动压力下降到泡点压力之下，则会回收到非代表性的“闪蒸”样品。一旦泵唧压力小于泡点压力，一些气体成分会逸出，并积累在井筒区附近，直到达到临界气体饱和为止。因此，流入工具内的流体不再代表真实的地层流体。在泵唧期间测量泡点压力 并使流动压力高于估计的泡点压力，能够保证样品不会发生相位分离。 
甚至在将流体样品收集到密封罐内之后，在返回到海面时，如果由于样品体积随温度降低而收缩，罐内的压力降得太低，则也能发生相位分离。最近，对所收集储集层流体的压力历史给予了相当的关注，并且压力保持被认为是影响样品质量的最重要的参数之一。最近Shammai，M.，Shaw，A.，Difoggio，D.，Gordon，B.，Ferworn，K.和Ford，J.在论文“改进地层采样和测试效率-明天的原位PVT实验室”(Improving formation Sampling and TestingEfficiency-Tomorrow’s In-situ PVT Laboratory)中说明了一种控制样品压力的系统，例如压力补偿系统罐，该论文发表在2002年11月13-15目的第14届深海岸技术国际年会上，本文引用其全部内容作为参考。另见Kasap，E.，Huang，K.，Shwe，t.and Georgi，D.：”Formation-Rate-Analysis Technique：Combined Drawdown andBuildup Analysis for Wireline Formation Test Data”(地层-速率-分析技术：有线地层测试数据的综合水位降低和增加分析)，SPEREE，June1999，Vol 2，No.3，273，本文引用其全部内容作为参考。又见美国临时专利申请60/464,917，其由M.Shammai和J.Lee于2003年4月23日提出申请，标题为“A Method and Apparatus for Pumping QualityControl Through Formation Rate Analysis Techniques”(通过地层速率分析技术用于泵唧质量控制的方法和装置)，本文引用其全部内容作为参考；和美国临时专利申请60/453,316，其由M.Shammai和J.Lee于2003年3月10日提出申请，标题为“A Method and Apparatus forPumping Quality Control Through Formation Rate AnalysisTechniques”(通过地层速率分析技术用于泵唧质量控制的方法和装置)，本文引用其全部内容作为参考。 
该系统计算使样品压力保持高于所估计的泡点压力所需的过压量以及流体补偿罐内氮气的体积。 
地层速率分析(FRAuSM)用于分析来自地层测试器的压力数据，见Lee，J.和Michaels，J：”Enhanced Wireline Formation Tests in Low-Permeability Formations：Quality Control through FormationRate Analysis”(提高的低渗透性地层中的有线地层测试：通过地层速率分析进行质量控制)，SPE 60293，论文发表在2000年3月12-15日于丹佛召开的2000SPE落基山区/低渗透性储集层会议上，本文引用其全部内容作为参考。FRA通过用活塞拖动速率计算地层液流速率来进行压力数据分析，其中活塞拖动速率被流体可压缩性效应补偿。当泵体积可知时，FRA原理上能够用于泵唧数据。泵唧数据的FRA分析提供了地层迁移率，并作为泵唧处理的质量指示器。图5显示了泵压和体积历史的一部分502。点图显示，在450秒内泵唧了2.2升。将FRA应用到这些泵唧数据的结果如图6所示。压力对流速的FRA点图602形成了一条直线。从该直线的斜率，我们计算泵唧时的迁移率。 
FRA根据如下的方程计算(Kasap等，1999)： 
P i - P ( t ) = μ k G 0 r i ( V sys c t ∂ P ( t ) ∂ t + q pm )
其中Pi是地层压力，G0是几何因数，ri是探头半径，Vsys是工具流线体积(flowline volume)，qpm是泵速。在FRA分析期间，通过多重线性回归计算流体的可压缩性。一旦知道地层迁移率(k/μ)和流体泡点压力，就能够通过如下方程计算最大泵速： 
q pm , max = k G O r i μ ( P i - P b ) - V sys c t ( ∂ P ( t ) ∂ t ) P b
因此，只要泵速低于由该方程指定的最大速率，泵唧时的流动压力就将保持在泡点压力之上。泵唧时的FRA迁移率优选地周期性更新或者在每次泵回程时实时地更新，因为由于流体粘性的变化或者地层渗透性的变化(例如，地层清除)会使迁移率改变。 
美国专利No.5,635,631中公开了适合于本发明使用的有线工具，本文引用其全部内容作为参考。本发明还能够进行低污染样品的探测和收集。在用油基泥钻的井内，泵唧期间，连续的井下PV测试显示泡点压力随着滤出物污染物的减少而增加。因此，连续测试中泡点压力变化的程度能够用作地层清除的指示器。图7显示了压力-体积点图1002，其是4次测试中的第2次。测试是在泵唧出1.65升之后执行的，泡点压力的估计值为15248psi。图8显示了泵唧出11.1升之后进行的 第四次PV测试结果。泡点压力的估计值为15510psi。在这四次测试中，第一次PV测试显示的泡点压力与第二次相似，但第三次测试指示为15377psi。泡点压力估计值增加表明，在第四次PV测试时，样品污染仍在降低。当泥滤出物污染物降低时，PV测试的泡点压力会增加，因为原油含有大量的气体，但滤出物污染物没有。 
本发明还能够提高井下PVT实验室操作，参考例如PVTMOD。Baker Atlas提供的PVTMOD服务根据有线地层测试和地球化学储集层流体数据库预测井下石油流体PVT性质。PVTMOD服务于2002年被引入到地层采样市场(Shammai等，2002)。模拟PVT分析由地球化学参数和压力梯度计算而得，其中压力梯度得自于使用Baker AtlasRCITM工具的地层压力测试。该服务将PVT实验室带到了井下进行原位测试，同时使测试流体保持与真实储集层条件尽可能地相似。 
在PVTMOD系统中，来自有线地层测试器的地层压力、温度和压力梯度与3个地球化学指示器(源岩芳香度(source rock aromaticity)，热成熟度(thermal maturity)和生物降解)一起输入。PVTMOD提供估测的PVT性质，其独立于泥污染物并且无需收集实体样品即可获得。通常客户必须等待样品分析结果，其可能要花6-8周并加上样品运输时间。预测的流体性质能够使客户很快地作出决定，无需等待实验室结果。 
如图9所示，PVMOD服务预测的流体性质与实验室分析结果相当。大多数计算的PVT性质一致性良好，只有流体饱和压力除外。一旦PVT从泥测井处理中获得泥气体数据，饱和压力也测能够进一步加以改进。得自于PVMOD的饱和压力与由Baker Atlas RCITM井下工具执行的井下泡点压力测量结果相比，进一步洞悉了储集层流体相的行为。图10图解了本发明使用的滑动平均。 
作为一种质量控制检查，通过比较在井下(在降流体泵入罐内之前)获得的泡点压力与在实验室获得的泡点压力，发明能够保证样品的质量不会在运输中降低。当由于资金或操作因素不能获取大量样品时，可以执行井下泡点测试以便确定流体成分是否随深度而变化。 
这样，本发明提供了一种新颖的方法和装置，用于从已有的P-V数据中发现泡点压力。该新颖的泡点压力确定方法和装置与可压缩性变化确定方法和目测检查相结合，可以降低在确定泡点压力Pb过程中的不确定性。 
本发明还能够在泵唧的同时由FRA获得井下泡点压力和泵唧迁移率，这保证样品在泵唧期间不会发生相位分离。本发明进一步能够进行连续的井下PV测试，其显示随着泥滤出物的减少，泡点压力增加，因为原油含有大量的气体，而滤出物则没有。 
现在参考图11，图11-13总体地显示了有线地层测试工具。工具13固定于防护电缆12的一个末端，并且深入到穿过地层的井筒10内。电缆12能够通过位于地表的绞盘伸入到井筒10内。工具13包括支持靴(back-up shoe)和用于延伸靴的机构，它们放置在外壳16内，如17总体地显示。外壳16还含有管形探头18，其能够选择地延伸并与井筒壁10相接触，这将进一步加以解释。样品罐15能够固定在外壳16的下端，并能够选择地与探头18液压连接，以便保存从地层回收的流体样品。探头18、支持靴17和选择阀门(未显示)位于用于操作探头18和靴17的外壳16内，其类型能够是本领域技术人员所熟知的，并能够从与外壳16上端相连的液压功率单元9接收液压操作功率。 
通过系统操作员向位于地表并与电缆电连接的控制电路23输入命令信号能够控制工具13的各种操作功能，包括延伸靴17和延伸探头18，这能够为本领域的技术人员所理解。命令信号能够被位于外壳16内的电子器件单元/处理器14解码。正如将进一步解释的，工具13具有传感器(未显示)，用于测量与样品室(图11中未显示)相连的液压管线(图11中未显示)内的压力和体积。传感器(未显示)的测量结果作为电子器件单元/处理器14产生的电信号输送到地表。在地表，通过也与电缆12电连接的信号处理器21解码。解码的信号重新形成能够被系统操作员观察的测量结果，并由与信号处理器21相连的记录器22记录。电子器件单元/处理器14执行运算并确定泡点压力、可压缩性和其它有关上面所讨论的其它流体性质的计算。 
当工具13被深入井筒10时，工具所处的深度由与电缆12相接触的深度指示器加以指示，并测量电缆12伸入井筒10的量。当确定出工具13位于目标地层附近时，如11总体地显示，系统操作员向控制电路23输入命令，通过延伸支持靴17将工具13固定在该位置。然后伸展探头18，从而能够开始回收流体样品。 
能够从目标地层(图11中的11)回收流体样品的装置通过参考图12能够更好地理解。如24总体地显示，双向液压功率泵能够受控地通过探头(图11所示的18)回收流体。如果系统操作员期望的话，则泵24能够进一步用于将流体释放到样品罐内(图11所示15)或井筒中(图11所示10)。 
泵24包括一个驱动气缸44，其内具有一个驱动活塞46。驱动活塞通过O环48或类似的密封器件与驱动气缸44的内壁密封。驱动活塞46的一侧连接第一驱动连杆54，另一侧连接第二驱动连杆56。第一驱动连杆54与第一泵唧活塞58的一侧相连。第二驱动连杆56类似地与位于驱动活塞46另一侧的并与第一泵唧活塞58相对的泵唧活塞60相连。第一58和第二60泵唧活塞的每一个分别位于驱动气缸44相对端的第一66和第二68泵气缸内。驱动活塞46的轴向运动被转变成第一58和第二60泵唧活塞的等效轴向运动，其意义将进一步加以解释。 
通过选择向驱动活塞46的一侧或另一侧施加液压使驱动活塞46轴向运动。液压由位于液压功率单元(图11中9所示)内的液压泵104提供。液压泵104与可控压力调节器106相连，其提供液压使驱动活塞46运动。系统操作员通过向控制单元(图11中23所示)输入合适的命令能够控制从调节器106释放的压力。可控的调节器释放使系统操作员能够大幅地控制驱动活塞46的运动速率，因为正如将进一步解释的，驱动活塞46必须克服流体压力作用于驱动活塞上的力才能运动。 
从调节器106释放的压力提供给液压管线102。管线102连接第一86和第二88选择液压阀门。选择阀门86，88能够由从控制电路(如图11中的23所示)发送的并被电子器件单元/处理器(如图11中的14 所示)解码的控制信号加以操作。控制信号根据系统操作员向控制电路23输入的合适命令选择出的泵24的功能使阀门86，88工作，这将进一步加以解释。 
当第一阀门86打开时，液压通过第一液压控制管线82施加到驱动气缸44的第一室50，该室一端的边界是驱动活塞46，另一端是第一泵唧活塞58。第一泵气缸66的直径，于是第一泵唧活塞58的直径(以及它们的横截面积)小于驱动活塞46的直径(横截面积)。因此，第一驱动室50内液压对驱动活塞46施加的力大于对第一泵唧活塞58施加的导致驱动活塞46运动的力，并且前面已经说明的与其相连的所有部件均沿着第二泵气缸68的方向。液压油(未显示)还存在于第二驱动室52内，该室位于驱动活塞46的相对侧，其一端以驱动活塞46为界，另一端以第二驱动活塞60为界。当驱动活塞46朝着第二泵气缸68移动时，第二驱动室52内的液压油通过第二驱动管线84转移到第二排放管线92内，第二排放管线92通过一个由导阀操作的止回阀门96与液压油供应罐(未显示)相连。止回阀门96通过来自管线102的操作液压保持开放，该压力通过与第一液压管线82相连的控制管线98施加。如94所示，一个相似的相对连接的止回阀门通过控制线100连接第二液压管线84，并且如将进一步解释的，当驱动活塞46沿相反方向运动时，将第一液压管线82排放到供应罐(未显示)。 
通过关闭第一阀门86并开启第二阀门88，借此通过第二液压管线84向第二驱动室52施加液压，能够使驱动活塞46的运动方向反转。如果系统操作员指示控制电路23连续地操作泵24，则两个阀门86、88的操作能够自动执行。第二泵唧活塞60的直径能够基本上与第一泵唧活塞58相同，借此使直径小于驱动活塞46。因此，施加到第二驱动室52的液压使驱动活塞46朝着第一泵气缸66运动。如前所述，第二管线84上的压力还通过控制管线100传导，使94处的由导阀操作止回阀门开放，其能够将第一驱动室50排放到供应罐(未显示)。 
驱动活塞46的轴向运动，其正如前面已经解释的，被转变成第一58和第二60泵唧活塞的等效轴向运动，导致第一62和第二64泵 室的体积发生相应的变化。泵室62、64能够选择地与探头18液压相连，以便从地层回收流体，这将进一步加以解释。 
本发明能够直接确定第一62和第二64泵室的体积，其一个特殊的装置是位移传感器(displacement sensor)，其在本实施例中能够是一个位于驱动气缸44内并通过接线109与驱动活塞46相连的线性电位计111。驱动活塞46的轴向运动直接导致电位计111施加给信号线路107的电阻发生相应的变化。施加给信号线路107的电阻在电子器件单元/处理器(如图11的14所示)内被转换成相应的信号，该信号可在电子器件单元/处理器14或信号处理器(如图11的21所示)内解码并转变成驱动活塞46的位置的测量结果，借此变成某个泵室62、64的确切体积，因为所有三个活塞46、58、60的轴向运动都是等价的。可以预期，其它用于测量驱动活塞46或第一58或第二60活塞的轴向运动(借此测量泵唧室62、64的体积)的装置也可以采用，例如位于某个驱动室50或52内的声音传播时间传感器。本发明的线性电位计111只是作为一种便利的方式加以使用，不应当认为对用于确定泵唧室62、64体积的装置具有明确的限制。 
第二泵唧室64内的温度能够通过温度传感器109A加以测量。温度传感器109A能够是任何本领域已知的可以在非常高的压力下工作的类型。选择地，温度传感器109A能够与一个流体管线相连，该流体管线将止回阀门(如80和74所示)与第二泵唧室64相连。止回阀门将进一步加以解释。本领域的技术人员应当理解，温度传感器109A能够是任何可产生相应于传感器109A所处温度的电信号的类型。来自传感器109A的电信号能够传导到电子器件单元14，以传输到记录器22。通过温度传感器109A获得的测量结果的使用将进一步加以解释。 
本发明的另一个优势特点是，驱动活塞46的运动速率能够通过系统操作员加以控制。如前所述，驱动活塞46必须提出足够的力量以克服泵唧室62、64内由于地层(如图11的11所示)液压导致的对其各个泵唧活塞58、60的反作用力，以便使之运动。施加给驱动活塞46 的液压大小由系统操作员通过调节器106加以控制。因此有可能以刚好克服地层液压对泵唧活塞58、60的作用的液压操作驱动活塞46，这使得驱动活塞46极其缓慢地运动。非常缓慢地移动驱动活塞46减小了泵唧室62、64的体积与液压之间的关系不可探测的微小变化的可能性，以及其它的可能性。 
当开始从地层(如图11的11所示)回收样品时，驱动活塞46典型地布置成，使第一58或第二60泵唧活塞完全延伸到其相应的泵唧室62或64。通过向合适的驱动室50或52(邻近泵唧活塞58或60完全延伸进去的被完全压缩的泵室)施加液压开始回收样品，在驱动室内，活塞46运动，相应地移动泵唧活塞58、60，借此增加完全压缩泵唧室62或64的体积。 
第一62和第二64泵唧室分别与第一72和第二74入口止回阀门相连，当各个泵唧室62或64处于膨胀冲程时，两个阀门都能够使来自探头(如图11的18所示)的液流进入入口液流管线70(其如18A所示，与探头18相连)。入口液流管线70进一步与高精度压力传感器108(其自身与电子器件单元/处理器14相连)相连，该传感器能够基本上连续地测量液流管线70内的压力。本发明对传感器108获得的压力测量结果的使用将进一步加以解释。 
在室62或64其中一个排放冲程期间，相应地在相对室64或62的膨胀冲程期间，来自压缩室62或64的释放分别通过第一78和第二80释放止回阀门导入到排放管线76。排放管线76能够选择地与样品罐(如图11的15所示)液压连接而释放到井筒内，或者排放管线76能够在其末端液压封闭。排放管线76的选择连接能够通过如120所示的四通螺线管操作阀加以执行。螺线管能够响应由系统操作员输入到控制电路(如图11中的23)中的命令而工作。螺线管的工作能够使阀门120上的共用端口120D与通向井筒10的第一选择端口120A相连，与连接样品罐15的第二选择端口120B相连，或者与封闭的第三选择端口120C相连。 
如果系统操作员期望，例如，用由探头18回收的流体填充样品 罐15，则可以使泵24连续地工作直到罐15被阀门86、88和120的自动选择操作充满为止。自动阀门控制能够通过控制电路(如图11的23所示)加以执行。 
108A所示的第二压力传感器能够在四通阀120共用端口120A之前的连接位置处液压连接排放管线76。第二传感器108A的目的将进一步加以解释。 
现在已经解释了用于从目标地层(图11中的11)可控地回收流体样品的手段，能够表征流体特征的本发明的方法如上所述。 
如本文前面所述，样品能够通过泵(如图12的24所示)回收到入口管线(如图12的70所示)。通过入口管线70回收并在吸纳冲程中进入其中一个泵室(图12的62和64所示)的流体样品，能够对其一部分进行测试。样品测试的开始，是由系统操作员向控制电路(图11的23)输入命令操作四通阀(图12中的120)，从而液压关闭排放管线(图12中的76)。关闭排放管线76使样品保持可控的体积。可控的体积包括一个正在吸入流体的泵唧室(62或64)的体积和远至四通阀120的排放管线76的体积。 
正如将加以解释的，通过如前所述地沿着反方向操作泵24，从而扩大流体样品的体积，能够连续地进行测试。当样品膨胀时，系统操作员能够对压力进行观察。如本文前面所述，排放管线76的压力由第二传感器(图12的108A)加以测量。 
现在转到图13A-D，其显示了电子器件单元/处理器14执行的功能的流程图，并说明了本发明实例的相关方法和装置。功能的执行不需要按照图13A-13D的顺序执行。如框图1210所示，本发明执行将一个曲线与流体压力相对于体积的数据点的一集合进行拟合的功能。在框图1212，本发明执行用于计算曲线所代表函数的二阶导数的功能。在框图1214，本发明执行用于估计二阶导数斜率为零的点的功能。 
在框图1216，本发明执行用于根据二阶导数斜率为零的点确定流体性能的功能。在框图1218，本发明执行用于计算与二阶导数斜率为零的点有关的压力的功能。在框图1220，本发明执行用于根据二阶导 数为极值的点确定流体性能的功能。在框图1222，本发明执行如下的功能，其中流体的性质包括至少两个泡点，该方法进一步包括从二阶导数为零和极值的点估计第一泡点。在框图1224，本发明执行用于从二阶导数为零的第二点估计第二泡点的功能。 
在框图1226，本发明执行如下功能，其中估计斜率为零的点的步骤目测地执行。在框图1228，本发明执行用于比较第一泡点压力与第二泡点压力，从而估计第一泡点压力计算的精确度的功能。在框图1230，本发明执行如下的功能，其中该性质中包括滤出物，并且其中流体包括来自井筒的样品。在框图1232，本发明执行用于将该性质与通过直接测试确定的性质进行比较的功能。 
在框图1234，本发明执行如下的功能，其中对至少一个方程使用拟合的滚动系列。在框图1236，本发明执行如下的功能，其中拟合曲线的步骤以N个点为间隔执行。在框图1238，本发明执行用于选择点的第一集合的功能。在框图1240，本发明执行用于将一个曲线与第一集合的点进行拟合的功能。在框图1242，本发明执行用于选择点的第二集合的功能，点的第二集合包括点的第一集合的子集。在框图1244，本发明执行用于将一个曲线与第二集合的点拟合的功能。在框图1246，本发明执行用于将一曲线的集合与流体压力相对于体积的数据点的一集合进行拟合的功能。在框图1248，本发明执行用于计算代表这一曲线集合的函数集合的二阶导数的功能。在框图1250，本发明执行用于比较函数的集合的二阶导数从而确定流体性质的功能。在框图1252，本发明执行如下的功能，其中比较步骤包括定位极值。在框图1252，本发明执行如下的功能，其中极值被局部化。在框图1254，本发明执行如下功能，其中性质是一个泡点，并且其中比较步骤包括定位二阶导数的极值。在框图1256，本发明执行用于确定与极值有关的压力的功能。 
在另一个实施例中，本发明的方法作为一系列计算机可执行的指令加以实现，这些指令存储在计算机可读介质上，包括ROM，RAM，CD ROM，闪存或任何其它的计算机可读介质，无论是现在已知还是 未知的，只要其执行时能够使计算机实现本发明的方法即可。 
尽管前面的讨论是通过本发明的示例性实施例，但是对于本领域的技术人员而言，可以有各种的修改。我们预期使在附加权利要求范围内的所有改变都包含在前述的公开内。本发明更重要的特征的实例都是非常泛泛地概述的，以便能够更好地理解其详细说明，以及有利于评估该技术。当然，本发明还有另外的特点，这将在权利要求书中加以说明，并构成附加权利要求的主题。 

Claims (17)

1.一种使用地层流体的压力和体积数据点来估计该地层流体的泡点压力的方法，该方法的特征在于：
收集地层流体样品；
改变所述地层流体样品的体积，使得所述地层流体样品的压力改变；
获得与所述地层流体的每一个体积数据点相对应的所述地层流体样品的压力数据点；
使用所选择的函数，用曲线(1210)拟合所述流体的压力和体积数据点的集合；
计算所述拟合曲线的压力相对于体积的二阶导数(1212)；和
在所述拟合曲线上的该二阶导数为零的点(1214)估计所述地层流体的泡点压力。
2.根据权利要求1的方法，其中估计所述地层流体的泡点压力的进一步特征在于：
基于该二阶导数为极值的点估计所述地层流体的泡点压力。
3.根据权利要求1的方法，其中所述泡点压力包括第一泡点压力和第二泡点压力，该方法的进一步特征在于：
由所述拟合曲线上的该二阶导数为零和极值的第一点(1224)估计所述第一泡点压力；
由所述拟合曲线上的该二阶导数为零的第二点(1226)估计所述第二泡点压力；和
使用所估计的第一泡点压力和所估计的第二泡点压力来估计所述地层流体样品的所述泡点压力。
4.根据权利要求1的方法，其中估计该二阶导数为零的点的所述地层流体的泡点压力的步骤的进一步特征在于：
由处理器执行该步骤。
5.根据权利要求3的方法，其进一步特征在于：
将第一泡点压力与第二泡点压力进行比较，以估计第一泡点压力的精确度。
6.根据权利要求1的方法，该方法的进一步特征在于估计所述地层流体样品中的滤出物的存在。
7.根据权利要求1的方法，其进一步特征在于：
将该地层流体的所估计的泡点压力与通过直接流体测试(1234)所确定的流体的泡点压力进行比较。
8.根据权利要求1的方法，其中拟合曲线的步骤的进一步特征在于：
对至少一个方程使用拟合的滚动系列(1236)。
9.根据权利要求1的方法，其中拟合曲线(1210)的步骤的进一步特征在于：
选择点的第一集合(1240)；
用曲线拟合点的第一集合(1242)；
选择点的第二集合，该点的第二集合含有点的第一集合的子集(1244)；和
用曲线拟合点的第二集合(1246)。
10.一种用于估计流体特性的方法，其特征在于：
用曲线的集合拟合下述两个数据集(1248)：所述两个数据集由(i)压力和体积数据集；(ii)体积和温度数据集；以及(iii)压力和温度数据集组成；
计算每一个拟合曲线的二阶导数(1250)；和
比较每个曲线的二阶导数以估计流体特性(1252)。
11.根据权利要求10的方法，其中比较二阶导数的步骤的特征在于定位极值。
12.根据权利要求11的方法，其中极值是局域化的(1256)。
13.根据权利要求10的方法，其中所述特性是泡点压力和污染度，并且其中比较步骤的特征在于：
定位二阶导数的极值(1258)；和
确定与该极值有关的压力(1260)。
14.一种用于估计所述地层流体的特性的装置，该装置的特征在于：
传感器单元，用于测量至少两个由压力、体积和温度组成的集合；
处理器(14)，其被编程为：
用曲线拟合选自(i)由所述地层流体的压力和体积数据集组成的数据点集；(ii)由所述地层流体的体积和温度数据集组成的数据点集；以及(iii)由所述地层流体的压力和温度数据集组成的数据点集所构成的组中的两个数据点集；
对该两个拟合曲线中的每一个计算二阶导数；和
在二阶导数斜率为零的点估计所述地层流体的特性。
15.根据权利要求14的装置，其进一步特征在于：
输出设备，至少包括由打印机、阴极射线管和可视显示器组成的集合中的一个。
16.根据权利要求14的装置，其进一步特征在于：
有线工具(13)，其包括与处理器数据联通的流体收集器(15)和传感器单元。
17.根据权利要求16的装置，其中有线工具是下列之一：
a)采样工具；和
b)测试工具。
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