FR2853076A1 - Procede de determination de proprietes d'un fluide de formation - Google Patents

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Chengli Dong
Peter Hegeman
Oliver C Mullins
Go Fujisawa
Soraya S Betancourt
Julian J Pop
Andrew L Kurkjian
Toru Terabayashi
Hani Elshahawi
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Abstract

Procédé de détermination de propriétés d'un fluide de formation.Ce procédé comprend l'obtention, à une pluralité de moments, de données liées à des densités optiques en un pic de méthane et un pic de pétrole pour un échantillon de fluide, le calcul, sur la base des données, d'un rapport gaz/huile apparent du fluide échantillon à partir des densités optiques de l'échantillon de fluide en le pic de méthane et le pic d'huile pour chacun de la pluralité de moments, la sélection d'une fonction de puissance d'un paramètre d'échantillonnage pour une accumulation du rapport gaz/huile apparent, le calcul d'une constante exponentielle de la fonction de puissance sur la base des données, et la détermination d'au moins une valeur choisie parmi le rapport gaz/huile sans contamination et le pourcentage de contamination.

Description

PROCEDE DE DETERMINATION DE PROPRIETES D'UN FLUIDE DE FORMATION
DESCRIPTION
Arrière-plan de l'invention On fore généralement des puits dans le sol pour récupérer des gisements naturels d'hydrocarbures et d'autres matériaux souhaitables piégés dans les formations géologiques de la croûte terrestre. On fore un puits dans le sol et on le dirige vers la 10 localisation géologique cible à partir d'un appareil de forage à la surface de la terre.
Une fois qu'une formation intéressante est atteinte dans un puits foré, les foreurs étudient souvent les fluides de la formation en prenant des 15 échantillons de fluide provenant des formations pour les analyser. L'analyse d'un échantillon de fluide donne des informations concernant les contenus, la densité, la viscosité, le point de bulle et d'autres caractéristiques importantes du fluide. On utilise ces 20 informations vitales pour des décisions de planification de champ et pour l'optimisation des installations de production en amont et en aval.
Une caractéristique de fluide particulièrement importante est le rapport gaz/huile ("GOR"). Le GOR est 25 le rapport du volume de la phase gazeuse dans les fluides de formation natifs au volume d'hydrocarbures liquides dans les conditions standard (les conditions standard sont 60'F et 1 atm). Les unités typiques pour le GOR sont les normo-pieds cubes par baril de pétrole 30 dans les conditions standard (scf/bbl), c'est-à-dire les pieds cubes de gaz par baril de pétrole dans les conditions standard. Le GOR est important pour la conception des installations de production en amont et en aval. Par exemple, si le GOR est élevé, les installations en surface doivent être conçues pour la 5 manipulation d'une grande quantité de gaz provenant du puits.
De façon caractéristique, on obtient un échantillon de fluide en descendant un outil d'échantillonnage de fluide dans le puits et en 10 soutirant un échantillon de fluide à partir d'une formation souterraine. Un exemple d'un outil d'échantillonnage est le "Modular Formation Dynamics Tester" (MDT), qui est une marque déposée de Schlumberger Technology Corporation, le cessionnaire de 15 cette invention. Des outils de test de formation sont décrits dans les brevets US No 4 860 581 et 4 936 139 de Zimmermann et al., cédés au cessionnaire de la présente invention.
La Figure 1 montre un outil de test de formation 20 101 conçu pour soutirer un échantillon de fluide à partir d'une formation 114. L'outil 101 est suspendu dans un sondage 110 sur un dispositif de transport 115 tel qu'un câble de forage, ou un câble multiconducteur, qui est bobiné depuis la surface. A la surface, le 25 câble de forage 115 est typiquement connecté à un système de commande électrique 118 qui surveille et commande l'outil 101.
Une fois que l'outil 101 est à la profondeur souhaitée, on l'utilise pour obtenir un échantillon de 30 fluide de formation. L'outil 101 a une sonde 120, ou des moyens d'admission de fluide, qui sont sélectivement extensibles à partir de l'outil 101, ainsi qu'un élément d'ancrage 121 sur le côté opposé de l'outil 101 qui est également sélectivement extensible.
La sonde 120 s'étend depuis l'outil 101 et est scellée 5 contre la paroi 112 du sondage de façon que la sonde soit en communication de fluide avec la formation 114. Un outil typique 101 comprend aussi une pompe (non représentée). La pompe sert à pomper les fluides de formation à partir de la formation dans l'outil 101. La 10 pompe peut aussi servir à pomper les fluides de formation à partir de l'outil 101 dans le sondage 110.
L'un des problèmes associés à l'échantillonnage de fluide est que le fluide de formation est typiquement contaminé par le filtrat de boue. Le filtrat de boue 15 est un composant fluide du fluide de forage qui suinte dans la formation durant le processus de forage. Le filtrat de boue envahit la formation et contamine le fluide de formation natif. Quand un échantillon de fluide est soutiré de la formation, l'échantillon va initialement contenir du filtrat de boue.
Pour résoudre ce problème, un échantillon de fluide est typiquement soutiré de la formation et envoyé par pompage dans le sondage ou dans une grande chambre de déchets dans l'outil jusqu'à ce que le 25 fluide soutiré ait été "nettoyé". Un échantillon "nettoyé" est un échantillon o la concentration de filtrat de boue dans le fluide échantillon est convenablement faible de façon que le fluide représente les fluides de formation natifs. A ce point, un 30 échantillon peut être collecté pour une analyse ultérieure.
Par référence de nouveau à la Figure 1, du fluide de formation est soutiré de la formation 114 par la sonde 120, et le fluide passe dans un analyseur de fluide 125 avant d'être pompé hors de l'outil 101 et 5 dans le sondage par des moyens de pompage (non représentés). L'analyseur de fluide 125 analyse le fluide d'échantillon pour déterminer le taux de contamination par le filtrat de boue. Une fois que le fluide de formation soutiré par l'intermédiaire de la 10 sonde est propre, on peut prendre un échantillon en pompant l'échantillon de fluide dans l'une des chambres d'échantillon 122, 123.
Un type d'analyseur de fluide utilisé dans un outil de test de formation est un capteur optique, qui 15 mesure la densité optique ("DO") du fluide échantillon à plusieurs longueurs d'onde différentes. Le pétrole utilisé dans une boue à base de pétrole ("OBM") a typiquement une couleur claire et donc, lorsque le fluide échantillon se nettoie, la DO au niveau des 20 canaux de couleur augmente de façon asymptotique vis-àvis de la DO du fluide de formation natif, plus foncé.
Deux types de mécanisme d'absorption contribuent à la DO mesurée d'un échantillon de fluide: l'excitation d'électrons et l'excitation de modes de vibrations 25 moléculaires ("molecular vibration mode excitation").
L'absorption par excitation d'électrons se produit quand l'énergie de lumière incidente est transférée de façon à exciter des électrons r délocalisés vers des états anti-liants. Ce niveau d'énergie correspond 30 typiquement à la plage allant du visible au proche infrarouge et donne en résultat une teinte de couleur.
Dans ce document, on se réfère ci-après à ce mode d'absorption simplement par le terme "couleur". Les pétroles peuvent présenter différentes couleurs parce qu'ils ont des quantités variables d'aromatiques, de 5 résines et d'asphaltènes, chacun desquels absorbe la lumière dans les spectres du visible et du proche infrarouge ("NIR"). Les pétroles lourds ont des concentrations plus fortes d'aromatiques, résines et asphaltènes, qui leur donnent des couleurs foncées. 10 D'autre part, les pétroles légers et les condensats ont des couleurs jaunâtres plus claires parce qu'ils ont de moindres concentrations d'aromatiques, résines et asphaltènes.
L'absorption de vibrations moléculaires est 15 l'absorption d'une fréquence particulière de lumière due à la résonance des liaisons chimiques dans une molécule. Alors que l'absorption de couleur couvre les spectres visible et NIR, l'absorption de vibrations moléculaires n'apparaît qu'à des longueurs d'onde 20 spécifiques pour des matériaux spécifiques. Pour une quelconque molécule donnée, la longueur d'onde à laquelle se produit une absorption de vibrations est liée au type de liaisons chimiques et à la structure moléculaire. Par exemple, les pétroles ont des pics 25 d'absorption de vibrations moléculaires proches des longueurs d'onde de 1200 nm, 1400 nm et 1700 nm.
L'absorption de vibrations moléculaires est fonction de la concentration de la substance particulière, et n'est pas nécessairement affectée par la phase de la 30 substance. Par exemple, l'amplitude d'un pic de résonance d'absorption du méthane (proche de 1670 nm) va être la même, que le méthane soit en phase gazeuse ou dissous dans le pétrole.
Un type de capteur optique est l'analyseur "Optical Fluid Analyzer" ("OFA"), qui est une marque 5 déposée de Schlumberger. L'OFA mesure la DO du fluide échantillon à dix longueurs d'onde différentes dans les plages du proche infrarouge ("NIR") et du visible.
Lorsque du fluide est soutiré pour la première fois d'une formation, le fluide échantillon est constitué 10 principalement de filtrat d'OBM de couleur claire.
Lorsque le fluide échantillon se nettoie, le fluide échantillon va contenir davantage du fluide de formation natif, plus sombre. La DO de l'échantillon de fluide dans les canaux de couleurs va changer au fur et 15 à mesure du nettoyage du fluide. Par exemple, comme le fluide de formation a une couleur plus sombre que celle du filtrat d'OBM, la DO de l'échantillon fluide au niveau des canaux de couleur va augmenter au fur et à mesure de l'extraction de l'échantillon de fluide. La 20 DO au niveau des canaux de couleur va se rapprocher de façon asymptotique de la DO du fluide de formation.
Si l'on prend les données de DO de multiples fois, on peut déterminer mathématiquement la DO du fluide de formation natif, appelée DO "sans contamination", en 25 calculant la valeur asymptotique de la DO mesurée. Par "sans contamination", on entend ici une propriété du fluide de formation natif sensiblement exempt de contamination provenant du filtrat de boue. Ainsi, un "GOR sans contamination" signifie le GOR du fluide de 30 formation, avec peu ou pas d'effet provenant du filtrat de boue. Bien qu'il puisse être difficile en pratique d'obtenir un échantillon de fluide exempt de contamination de filtrat de boue, le but est de déterminer les propriétés du fluide de formation. On utilise le terme "apparent(e)" pour se référer à la 5 valeur d'une mesure prise durant un processus d'échantillonnage. Ainsi, le "GOR apparent" est la valeur mesurée du GOR d'un échantillon de fluide soutiré de la formation. Le GOR apparent peut être influencé par le filtrat de boue ou d'autres 10 contaminants.
Une fois que la DO sans contamination est prédite, on peut déterminer la quantité de contamination de filtrat d'OBM dans le fluide échantillon en se basant sur la DO mesurée et la DO sans contamination. Des 15 procédés pour déterminer la concentration d'OBM dans un échantillon de fluide sont décrits, par exemple, dans le brevet US No 5 266 800 de Mullins, cédé au cessionnaire de la présente invention.
Un autre type de capteur optique est appelé 20 l'analyseur "Live Fluid Analyzer" ("LFA"), qui est une marque déposée de Schlumberger. Le LFA diffère de l'OFA parce que le LFA comprend un canal de méthane à la longueur d'onde d'un "pic de méthane" et un canal de pétrole à la longueur d'onde d'un "pic de pétrole". Un 25 "pic de méthane" est un pic d'absorption de vibrations moléculaires du méthane, dont la longueur d'onde correspond à la résonance de la liaison C-H dans une molécule de méthane. Un pic d'absorption de vibrations moléculaires du méthane est à une longueur d'onde 30 d'environ 1670 nm. L'absorption de vibrations moléculaires apparaît indépendamment de la couleur du fluide et indépendamment du fait que le méthane est en phase gazeuse ou dissous dans le fluide de formation.
De façon similaire, un "pic de pétrole" est un pic d'absorption de vibrations moléculaires de pétrole, 5 dont la longueur d'onde correspond à la résonance de la combinaison des groupes -CH2- et -CH3 dans une molécule de pétrole. Un pic de pétrole est à une longueur d'onde d'environ 1720 nm.
Typiquement, l'OBM ne contient pas de méthane, si 10 bien que la DO au niveau du pic de méthane va augmenter lors de l'extraction de l'échantillon de fluide hors de la formation. La DO du pic de méthane va se rapprocher de façon asymptotique de la DO au niveau du pic de méthane du fluide de formation. La DO de l'échantillon 15 de fluide au niveau du canal de pétrole peut augmenter ou diminuer, en fonction de la composition du fluide de formation. De l'une ou l'autre façon, elle va se rapprocher de façon asymptotique de la DO au niveau du canal de pétrole du fluide de formation.
Un autre type de capteur optique est l'analyseur appelé "Condensate and Gas Analyzer" ("CGA"), qui est une marque déposée de Schlumberger. Un CGA utilise des canaux optiques à des fréquences spécifiques pour obtenir une meilleure estimation du spectre des gaz 25 présents dans un échantillon de fluide. Par exemple, un CGA typique a un canal qui correspond au pic de résonance pour l'absorption de vibrations moléculaires dans le dioxyde de carbone. Un CGA typique est capable de déterminer les concentrations massiques de méthane, 30 d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane, de dioxyde de carbone, et d'hydrocarbures liquides.
Bien que ces analyseurs offrent des procédés commodes pour la surveillance de divers composants des fluides de formation et, par conséquent, de l'ampleur de la contamination de filtrat de boue dans les fluides 5 de formation, il est souhaitable de disposer de procédés qui soient plus sensibles et moins influencés par les vitesses de pompage pour une telle surveillance.
Résumé de l'invention Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l'invention concerne un procédé pour déterminer les propriétés d'un fluide de formation, comprenant l'obtention, à une pluralité de moments, de données 15 liées à une densité optique au niveau d'un pic de méthane et à une densité optique au niveau d'un pic de pétrole pour un échantillon de fluide, et le calcul d'un rapport gaz/huile apparent du fluide échantillon à partir de la densité optique de l'échantillon de fluide 20 au niveau du pic de méthane et de la densité optique de l'échantillon de fluide au niveau du pic de pétrole pour chacun de la pluralité de moments. Le procédé comprend ensuite la sélection d'une fonction de puissance d'un paramètre d'échantillonnage pour une 25 accumulation du rapport gaz/huile apparent, le calcul d'une constante exponentielle de la fonction de puissance sur la base des données, et la détermination d'au moins une valeur choisie dans le groupe consistant en un rapport gaz/huile sans contamination et un 30 pourcentage de contamination. Dans certains modes de réalisation, le paramètre d'échantillonnage peut être choisi parmi le temps écoulé, le temps de pompage, et le volume évacué par pompage.
Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l'invention concerne un procédé pour déterminer les 5 propriétés d'un fluide de formation, comprenant l'obtention, à une pluralité de moments, de données liées à une densité optique au niveau d'un pic de méthane et au niveau d'un pic d'huile pour un échantillon de fluide, le calcul d'un rapport gaz/huile 10 apparent du fluide échantillon pour chacun de la pluralité de moments, sur la base des données, et la sélection d'une fonction exponentielle d'un paramètre d'échantillonnage pour une accumulation du rapport gaz/huile apparent. Le procédé comprend ensuite 15 l'extrapolation linéaire du rapport gaz/huile jusqu'à un point o une dérivée de la fonction exponentielle, en fonction du paramètre d'échantillonnage, est nulle.
Dans certains modes de réalisation, le paramètre d'échantillonnage peut être choisi parmi le temps 20 écoulé, le temps de pompage, et le volume évacué par pompage.
Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l'invention concerne un procédé pour déterminer le rapport gaz/huile d'un échantillon de fluide, 25 comprenant l'obtention, à une pluralité de moments, de données liées à une composante massique du méthane, une composante massique d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane, une composante massique d'hydrocarbuwres en phase liquide, et une composante massique du dioxyde de 30 carbone. Le procédé comprend ensuite la détermination du rapport gaz/huile à partir du rapport de la composante massique du méthane, de la composante massique d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane et de la composante massique du dioxyde de carbone à la composante massique d'hydrocarbures en phase liquide. 5 Dans certains modes de réalisation, le rapport gaz/huile est déterminé au moyen d'une fonction de la concentration massique du méthane, de la composante massique d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane de la composante massique d'hydrocarbures en phase 10 liquide, et de la composante massique du dioxyde de carbone. Dans au moins un mode de réalisation, la fonction se base sur des suppositions concernant les composants du fluide de formation.
Dans un ou plusieurs modes de réalisation, 15 l'invention concerne un procédé pour déterminer des propriétés d'un fluide de formation, comprenant l'obtention, à une pluralité de moments, de données liées à la concentration massique de méthane et à la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide 20 pour un échantillon de fluide, et le calcul d'une concentration massique apparente de méthane et. d'une concentration massique apparente d'hydrocarbures en phase liquide de l'échantillon de fluide, pour chacun de la pluralité de moments. Le procédé comprend ensuite 25 la sélection d'une fonction de puissance du méthane d'un paramètre d'échantillonnage pour une accumulation de la concentration massique apparente du méthane, la sélection d'une fonction de puissance de phase liquide d'un paramètre d'échantillonnage pour une accumulation 30 ou une décroissance de la concentration massique apparente d'hydrocarbures en phase liquide, la détermination d'une constante exponentielle de la fonction de puissance du méthane sur la base des données, la détermination d'une constante exponentielle de la fonction de puissance de phase liquide sur la 5 base des données, et la détermination d'un pourcentage volumique de contamination. Dans certains modes de réalisation, le paramètre d'échantillonnage peut être choisi parmi le temps écoulé, le temps de pompage, et le volume évacué par pompage.
Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l'invention concerne un procédé pour déterminer les propriétés d'un fluide de formation, comprenant l'obtention, à une pluralité de moments, de données liées à la concentration massique de méthane et à la 15 concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide pour un échantillon de fluide, et le calcul de la concentration massique apparente de méthane et' de la concentration massique apparente d'hydrocarbures en phase liquide de l'échantillon de fluide, pour chacun 20 de la pluralité de moments. Le procédé comprend ensuite la sélection d'une fonction exponentielle de méthane d'un paramètre d'échantillonnage pour une accumulation de la concentration massique apparente de méthane, la sélection d'une fonction exponentielle de phase liquide 25 du paramètre d'échantillonnage pour une accumulation ou une décroissance de la concentration massique apparente d'hydrocarbures en phase liquide, et la détermination d'un pourcentage volumique de contamination à partir des données. Dans certains modes de réalisation, le 30 paramètre d'échantillonnage peut être choisi parmi le temps écoulé, le temps de pompage, et le volume évacué par pompage.
Brève description des dessins
La Figure i montre une coupe transversale d'un 5 outil de test de formation selon la technique antérieure.
La Figure 2A montre un tracé de données provenant d'un canal de couleur pour un échantillon de fluide.
La Figure 2B montre un tracé de données provenant 10 d'un canal de méthane pour un échantillon de fluide.
La Figure 2C montre un tracé de GOR pour un échantillon de fluide.
La Figure 2D montre un tracé de données provenant d'un canal de couleur pour un échantillon de fluide.
La Figure 2E montre un tracé de données provenant d'un canal de méthane pour un échantillon de fluide.
La Figure 2F montre un tracé de GOR pour un échantillon de fluide.
La Figure 2G montre un tracé de données provenant 20 d'un canal de couleur pour un échantillon de fluide.
La Figure 2H montre un tracé de données provenant d'un canal de méthane pour un échantillon de fluide.
La Figure 2I montre un tracé de GOR pour un échantillon de fluide.
La Figure 3 montre un graphique du logarithme naturel du GOR par rapport au logarithme naturel d'un paramètre d'échantillonnage en fonction du logarithme naturel du paramètre d'échantillonnage sur un intervalle d'ajustement.
La Figure 4 montre un tracé et une analyse du GOR en fonction du paramètre d'échantillonnage à la puissance de la constance exponentielle.
La Figure 5 montre un graphique de la dérivée de GOR par rapport à un paramètre d'échantillonnage en fonction du GOR sur un intervalle d'ajustement.
La Figure 6A montre un graphique de la concentration massique de méthane en fonction d'un paramètre d'échantillonnage.
La Figure 6B montre un graphique de la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide 10 en fonction d'un paramètre d'échantillonnage.
La Figure 7A montre un graphique du logarithme naturel de la concentration massique de méthane par rapport au logarithme naturel d'un paramètre d'échantillonnage en fonction du logarithme naturel du 15 paramètre d'échantillonnage sur un intervalle d'ajustement.
La Figure 7B montre un graphique du logarithme naturel de la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide par rapport au logarithme naturel d'un 20 paramètre d'échantillonnage en fonction du logarithme naturel du paramètre d'échantillonnage sur un intervalle d'ajustement.
La Figure 8A montre un tracé de la concentration massique de méthane en fonction du paramètre 25 d'échantillonnage à la puissance de la constante exponentielle.
La Figure 8B montre un tracé de la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide en fonction du paramètre d'échantillonnage à la puissance de la 30 constante exponentielle.
La Figure 9A montre un graphique de la dérivée de la concentration massique de méthane par rapport à un paramètre d'échantillonnage en fonction de la concentration massique de méthane.
La Figure 9B montre un graphique de la dérivée de 5 la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide par rapport à un paramètre d'échantillonnage en fonction de la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide.
La Figure 10A montre un mode de réalisation d'un 10 procédé selon l'invention.
La Figure 10B montre un autre mode de réalisation d'un procédé selon l'invention.
La Figure 10C montre un autre mode de réalisation d'un procédé selon l'invention.
La Figure 10D montre un autre mode de réalisation d'un procédé selon l'invention.
La Figure 10E montre un autre mode de réalisation d'un procédé selon l'invention.
Description détaillée
Dans certains modes de réalisation, la présente invention concerne des procédés pour déterminer des propriétés sans contamination d'un échantillon de fluide et surveiller le niveau de contamination dans un 25 échantillon de fluide. On peut utiliser le rapport gaz/huile ("GOR") apparent d'un échantillon de fluide pour déterminer le GOR sans contamination du fluide de formation et pour surveiller la contamination d'un échantillon de fluide. En outre, dans certains modes de 30 réalisation, l'invention concerne des procédés pour déterminer le GOR apparent d'un échantillon de fluide, utilisant un analyseur "Condensate and Gas Analyzer" ("CGA") . On peut utiliser le CGA également pour surveiller la contamination d'un échantillon de fluide.
Bien que la présente invention soit particulièrement utile, et décrite ici, pour l'échantillonnage de fluides provenant de puits forés avec une boue à base de pétrole ("OBM"), les personnes ayant une connaissance ordinaire de la technique réaliseront que des modes de réalisation de l'invention 10 peuvent être appliqués à l'échantillonnage de fluides dans des puits forés avec d'autres types de boue, comme une boue à base d'eau ("WBM") . La présente invention est également applicable tant à la diagraphie d'investigation de sondages qu'à la diagraphie de 15 production. A des fins de brièveté, la description concerne la diagraphie d'investigation de sondages de puits forés au moyen d'une OBM. On comprendra que l'invention peut être utilisée dans d'autres situations.
GOR sans contamination On peut utiliser certains modes de réalisation de la présente invention pour déterminer le GOR sans contamination d'un échantillon de fluide. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, la présente invention 25 concerne la surveillance de la contamination d'un échantillon de fluide, utilisant un GOR apparent et le GOR sans contamination.
En général, le pétrole dans une OBM ne contient quasiment pas de méthane ou d'autres gaz dissous. 30 Ainsi, le GOR d'une OBM est quasiment nul. D'autre part, les pétroles de formation peuvent avoir un GOR situé dans la plage allant de moins de 20 scf/bbl, pour les pétroles lourds noirs, à plus de 30 000 scf/bbl pour un condensat. Quand on démarre un processus d'échantillonnage, l'échantillon de fluide soutiré en 5 premier de la formation est principalement constitué de filtrat de boue et le GOR mesuré est quasiment nul.
Lorsque le processus d'échantillonnage se poursuit, le GOR apparent augmente de façon asymptotique jusqu'au GOR du fluide de formation.
Les Figures 2A-B montrent des exemples de graphiques de la DO dans plusieurs canaux d'un outil LFA en fonction du temps de pompage durant un processus d'échantillonnage. On comprendra que le temps de pompage ne constitue qu'une seule variable que l'on 15 peut utiliser quand on surveille la DO d'un échantillon de fluide dans divers canaux.
La Figure 2A montre un tracé 205 du canal de couleur. Le tracé du canal de couleur 205 montre que la DO due à la couleur du fluide augmente lorsque 20 l'échantillon de fluide est soutiré de la formation. De façon similaire, la Figure 2B montre un tracé 207 du canal de méthane. Le tracé 207 montre que la DO due à l'absorption de vibrations moléculaires du méthane augmente également lorsque l'échantillon de fluide est 25 soutiré de la formation. Les tracés tant de canal de couleur que de canal de méthane 205, 207 augmentent de façon asymptotique jusqu'à leurs valeurs sans contamination. On a développé plusieurs procédés dans la technique antérieure pour déterminer le niveau de 30 contamination à partir des canaux de couleur et de méthane.
On peut déterminer le GOR en utilisant un analyseur de fluide ayant un canal de méthane et un canal de pétrole. Le GOR est calculé à partir du rapport de l'amplitude du pic de méthane à l'amplitude 5 du pic de pétrole. Un procédé pour déterminer le GOR utilise l'équation GOR = 8930[mrm/mo-0,193mm] ; o mm est la fraction massique du méthane, m0 est la fraction massique du pétrole, et les unités sont des scf/bbl.
Des procédés pour déterminer le GOR sont décrits dans 10 le document SPE 77899 "In-Situ Contamination monitoring and GOR Measurement of Formation Fluid Samples" de Dong et al., présenté dans le SPE Technical Symposium qui s'est tenu à Melbourne, Australie, du 8 au 10 octobre 2002.
Le GOR apparent, ou mesuré, est représenté sur le tracé de GOR 209 de la Figure 2C. Le GOR apparent est calculé à partir du canal de méthane (tracé 207 de la Figure 2B) et du canal de pétrole (non représenté). Par conséquent, le GOR apparent augmente bien plus 20 rapidement que le canal de couleur ou le canal de méthane, comme le montre le tracé 209 de la Figure 2C.
La vitesse accrue d'augmentation du GOR apparent permet que la mesure du GOR soit plus sensible à de petits changements de contamination. Les Figures 2D-2F 25 montrent des données de LFA (en fonction, par exemple, du temps de pompage) prises lorsqu'il y a très peu de contamination dans l'échantillon de fluide. Le tracé de canal de couleur 214 sur la Figure 2Dne montre presque pas d'augmentation, et le tracé de canal de méthane 216 30 sur la Figure 2E peut même montrer une légère diminution due aux faibles niveaux de contamination. Le GOR apparent (représenté sur le tracé de GOR 218 de la Figure 2F) est toutefois plus sensible que le canal de couleur ou le canal de méthane, et le graphe de GOR apparent 218 montre une augmentation lorsque l'échantillon de fluide est soutiré.
On peut changer le taux de pompage de l'échantillon de fluide durant le processus de soutirage d'échantillon. Par exemple, si la pression se rapproche du point de bulle de l'échantillon de fluide, 10 on peut diminuer la vitesse de pompage pour maintenir la pression d'échantillon de fluide au-delà de son point de bulle. Les Figures 2G-2I montrent des graphiques de données de LFA (en fonction, par exemple, du temps de pompage) prises alors que la vitesse de 15 pompage de fluide est changée. Tant le tracé de canal de couleur 224 de la Figure 2G que le tracé de canal de méthane 226 de la Figure 2H montrent une stabilisation ou une diminution lorsque la vitesse de pompage est abaissée à environ 4000. Le tracé de GOR apparent 228 20 de la Figure 21 montre toutefois une augmentation continue pendant tout le processus de pompage.
L'augmentation de GOR peut être modélisée en fonction d'un paramètre du processus d'échantillonnage.
Un tel paramètre d'échantillonnage est le temps de 25 pompage. Le temps de pompage est le temps total pendant lequel la pompe est en service et pompe le fluide hors de la formation. Ainsi, si la pompe est stoppée pour une raison quelconque, le temps d'arrêt de la pompe ne sera pas englobé dans le temps de pompage. Une équation 30 pour une telle fonction peut avoir la forme GOR = f(t), o t représente le paramètre d'échantillonnage. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, la fonction du temps du GOR est modélisée comme une fonction de puissance, comme le montre l'Equation 1 GOR = X - Yt-a Eqn. 1 o X est le GOR sans contamination, Y est une constante liée à l'augmentation de GOR, t est le temps de pompage, et a est une constante exponentielle.
On note que, dans les exemples illustratifs 10 présentés dans cette description, on utilise t pour indiquer le temps de pompage, mais on pourrait utiliser à la place d'autres paramètres d'échantillonnage. Par exemple, on peut utiliser t pour désigner le temps écoulé dans les situations o la pompe fonctionne en 15 continu sensiblement à la même vitesse. Dans un autre exemple, on pourrait utiliser t pour désigner le volume évacué par pompage. Les personnes ayant une connaissance ordinaire de la technique vont réaliser que d'autres paramètres d'échantillonnage peuvent être 20 utilisés pour t sans s'écarter du cadre de la présente invention. Par exemple, le paramètre d'échantillonnage peut être le temps écoulé, le temps de pompage, le volume évacué par pompage, ou n'importe quel autre paramètre d'échantillonnage qui représente le processus 25 d'échantillonnage.
Si l'on prend la dérivée de l'Equation 1 par rapport à t, on obtient d(GOR) =ayt-a-1 Eqn. 2 dt En multipliant les deux côtés de l'Equation 2 par t et en réarrangeant l'équation en utilisant l'identité t/dt = l/dln(t), on obtient: d(GOR) _aaYd(GOR) =Y -Eqn. 3 d In(t) Finalement, en prenant le logarithme naturel des deux côtés, on obtient: ln d(l()) ln(a) + ln(Y)-a ln(t) Eqn. 4 L'équation 4 montre que ln(d-GOR)/dln(t)) a une relation linéaire avec ln(t). La constante exponentielle a peut être déterminée au moyen de cette relation. La Figure 3 montre un graphique du côté 15 gauche de l'Equation 4, ln(d(GOR)/dln(t)), en fonction de ln(t), utilisant les données de GOR apparent collectées lorsqu'un échantillon de fluide est soutiré.
La constante exponentielle a peut être déterminée comme la pente de la ligne 302 de la Figure 3, sur un 20 intervalle d'ajustement sélectionné 306. Dans l'Equation 4, à la place du logarithme naturel, on peut utiliser n'importe quel type de logarithme tel que logn (n pouvant être un nombre positif quelconque) pour déterminer la constante exponentielle a.
L'intervalle d'ajustement 306 peut être automatiquement sélectionné de façon que les points de données dans l'intervalle d'ajustement s'ajustent en une ligne droite. Par exemple, l'intervalle d'ajustement 306 peut être un intervalle d'ajustement automatiquement détecté, dans lequel les points de données forment sensiblement une ligne, et l'ordonnée à 5 l'origine peut être extrapolée comme sur la Figure 4.
En variante, l'intervalle d'ajustement 306 peut être sélectionné manuellement, par exemple par sélection d'une région sensiblement linéaire dans le graphe. Les personnes ayant une connaissance ordinaire de la 10 technique apprécieront le fait que l'on peut utiliser divers algorithmes pour sélectionner un intervalle d'ajustement.
Une fois que la constante exponentielle a est déterminée, on peut déterminer le GOR sans 15 contamination en traçant le GOR apparent en fonction de t-a, comme le montre la Figure 4, sur le même intervalle d'ajustement 306 que celui utilisé sur la Figure 3. On peut appliquer une analyse d'ajustement de courbe linéaire 404 au tracé résultant 402 pour déterminer les 20 valeurs de X et Y dans l'Equation 1. Lorsque le temps écoulé t tend vers l'infini, le terme yt-a se rapproche de zéro, et X est le GOR sans contamination. Dans l'exemple particulier représenté sur la Figure 4, le GOR sans contamination est calculé à 803 scf/bbl.
La Figure 10A montre un mode de réalisation d'un procédé selon l'invention. Le procédé comprend l'obtention de données liées à la densité optique, à une pluralité de moments, pour un échantillon de fluide, au niveau d'un pic de méthane et au niveau d'un 30 pic de pétrole (représentée à l'étape 1011). On peut obtenir les données en mesurant la DO d'un échantillon de fluide pendant qu'il est soutiré. Ensuite, le procédé comprend le calcul du GOR apparent de l'échantillon de fluide à la pluralité de moments à partir des données (représenté à l'étape 1013), ou bien 5 on peut l'obtenir en disposant de ces données prévues pour l'analyse. Le procédé comprend aussi la sélection d'une fonction de puissance d'un paramètre d'échantillonnage pour une accumulation du rapport gaz/huile apparent (représentée à l'étape 1015). Ceci 10 n'a pas besoin d'être effectué dans l'ordre exact indiqué. Le paramètre d'échantillonnage peut être le temps écoulé, le temps de pompage, le volume soutiré par pompage, ou n'importe quel autre paramètre d'échantillonnage qui représente le processus d'échantillonnage.
Le procédé comprend ensuite le calcul de la constante exponentielle de la fonction de puissance sur la base des données (représenté à l'étape 1018). Dans certains modes de réalisation, on effectue cela d'abord 20 par sélection d'un intervalle d'ajustement (représentée à l'étape 1017), tracé du côté gauche de l'Equation 4 en fonction de ln(t) , et détermination de la pente de la courbe sur l'intervalle d'ajustement sélectionné.
Finalement, le procédé comprend la détermination 25 du GOR sans contamination et/ou du pourcentage de contamination de l'échantillon de fluide (représentée à l'étape 1019). Dans certains modes de réalisation, on peut utiliser la fonction de puissance pour calculer le GOR sans contamination. Dans au moins un mode de 30 réalisation, on utilise le GOR sans contamination pour déterminer le pourcentage de contamination de l'échantillon de fluide. Dans d'autres modes de réalisation, on peut déterminer le pourcentage de contamination directement, sans déterminer spécifiquement le GOR sans contamination. On peut 5 utiliser le GOR apparent pour une analyse à partir d'un autre dispositif de mesure tel qu'un outil de RMN (résonance magnétique nucléaire).
La présente invention n'est pas limitée à une fonction de puissance pour le GOR comme le montre 10 l'Equation 1. Par exemple, on peut aussi utiliser une fonction exponentielle pour le GOR GOR = A - Be Eqn. 5 o A est le GOR sans contamination, B est une constante 15 liée à l'augmentation du GOR apparent, t est le temps de pompage, et n est une constante. De nouveau, t pourrait être le temps écoulé, le volume soutiré par pompage, ou un autre paramètre d'échantillonnage utile.
Si l'on prend la dérivée temporelle de l'Equation 5 20 d(GOR) = nBe"' Eqn. 6 dt on peut réarranger le côté droit de l'Equation 6 pour obtenir: (GdR) = -n(A - Be' nA Eqn. 7 On peut remplacer l'Equation 5 dans l'Equation 7 pour obtenir: d(GOR) = -nGOR + nA Eqn. 8 dt L'Equation 6 montre qu'à un temps écoulé infini, lorsque le GOR apparent est le GOR sans contamination, la dérivée temporelle de GOR est nulle. L'Equation 8 5 montre que la dérivée temporelle du GOR apparent a une relation linéaire avec le GOR apparent. Ainsi, en traçant la dérivée temporelle du GOR apparent en fonction du GOR apparent et en extrapolant la partie linéaire jusque là o la dérivée est nulle, on obtient 10 le GOR sans contamination.
La Figure 5 montre un graphique de d(GOR)/dt en fonction de GOR. Le tracé 502 est généré à partir de données de GOR apparent enregistrées lors de la prise d'un échantillon de fluide. Un intervalle d'ajustement, 15 indiqué en 508, est sélectionné sur une partie du tracé 502 o la courbe est sensiblement linéaire. Comme cela a été décrit par référence à la Figure 3, les personnes ayant une connaissance ordinaire de la technique apprécieront les divers procédés pour sélectionner un 20 intervalle d'ajustement. La partie du tracé 502 qui est à l'intérieur de l'intervalle d'ajustement 508 est extrapolée jusqu'au point 506, o la dérivée est nulle.
Ce point 506 est le GOR sans contamination.
On peut déterminer le pourcentage volumique de 25 contamination de pétrole mort ("dead oil") d'un échantillon de fluide en utilisant le GOR apparent et le GOR sans contamination. On peut surveiller la contamination durant le processus d'échantillonnage pour déterminer quand l'échantillon de fluide a une 30 quantité de contamination faible et acceptable. Lorsque le niveau de contamination est faible et acceptable, on peut diriger l'échantillon de fluide dans une chambre d'échantillon pour l'analyser ultérieurement. On peut déterminer le pourcentage volumique de contamination en utilisant l'Equation 9: %volCont. =GORO GOR100 Eqn. 9
GORO
o GORo est le GOR sans contamination, et GOR est le GOR apparent. On note que l'on peut déterminer la 10 contamination une fois que l'on a déterminé le GOR sans contamination en utilisant une fonction de puissance du temps, et une fonction exponentielle, ou n'importe quelle autre fonction pour déterminer le GOR sans contamination.
La Figure 10B montre un mode de réalisation d'un procédé selon l'invention. Le procédé comprend l'obtention de données liées à la densité optique à une pluralité de moments pour un échantillon de fluide, au niveau d'un pic de méthane et au niveau d'un pic de 20 pétrole (représentée à l'étape 1021) . On peut obtenir les données en mesurant la DO d'un échantillon de fluide lorsqu'il est soutiré. Ensuite, le procédé comprend le calcul du GOR apparent de l'échantillon de fluide à la pluralité de moments à partir des données 25 (représenté à l'étape 1023), ou bien on peut l'obtenir en ayant de telles données prévues pour l'analyse. Le procédé comprend aussi la sélection d'une fonction exponentielle d'un paramètre d'échantillonnage pour une accumulation du rapport gaz/huile apparent (représentée à l'étape 1025). Ceci n'a pas besoin d'être effectué dans l'ordre exact indiqué. Le paramètre d'échantillonnage peut être le temps écoulé, le temps de pompage, le volume soutiré par pompage, ou n'importe 5 quel autre paramètre d'échantillonnage qui représente le processus d'échantillonnage.
Finalement, le procédé comprend la détermination du GOR sans contamination et/ou du pourcentage de contamination de l'échantillon de fluide (représentée à 10 l'étape 1027) . Dans certains modes de réalisation, on peut utiliser la fonction exponentielle pour calculer le GOR sans contamination. Dans au moins un mode de réalisation, on utilise le GOR sans contamination pour déterminer le pourcentage de contamination de 15 l'échantillon de fluide. Dans d'autres modes de réalisation, on peut déterminer le pourcentage de contamination directement, sans déterminer spécifiquement le GOR sans contamination.
Détermination du GOR à partir d'un CGA Un ou plusieurs modes de réalisation de la présente invention sont liés à la détermination du GOR d'un fluide pétrolier in situ utilisant un analyseur Condensate and Gas Analyzer ("CGA"). Un outil CGA 25 utilise des longueurs d'onde spécifiques de rayonnement électromagnétique, de préférence à des pics de résonance spécifiques pour l'absorption de vibrations moléculaires des constituants devant être analysés, pour déterminer les concentrations massiques des 30 constituants de l'échantillon de fluide. De façon caractéristique, on utilise un CGA pour analyser la quantité de méthane ("C1", d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane (c'est-à-dire éthane, butane, propane et pentane) ("C2-5"), d'hydrocarbures en phase liquide (hexane et molécules d'hydrocarbures plus lourdes) ("C6+") et de dioxyde de carbone ("CO2").
Un ou plusieurs modes de réalisation de la présente invention utilisent les concentrations massiques des composants C1, C25, C6+ et C02 dans un échantillon de fluide pour prédire les volumes occupés 10 par la phase gazeuse et la phase liquide dans les conditions standard. Les volumes des phases gazeuse et liquide permettent la détermination du GOR de l'échantillon de fluide.
Le GOR est une fonction des concentrations 15 massiques de méthane ("mi"), d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane ("m25"), d'hydrocarbures en phase liquide (m6+> et de dioxyde de carbone ("mCo2") . Une estimation du GOR utilisant les concentrations de composants peut généralement être exprimée en fonction 20 des concentrations massiques: GOR = f(ml, m25, m6+ , mC2) . La formule réelle peut avoir un nombre infini de formes, en fonction de l'ensemble de suppositions concernant le fluide et de l'équation d'état particulière utilisée pour le calcul.
Dans un ou plusieurs modes de réalisation de l'invention, on détermine la fonction GOR en utilisant les suppositions suivantes: 1. Le fluide du réservoir peut être approché comme étant une combinaison de quatre groupes de 30 molécules: CI, C25, C6+ et C02.
2. Les concentrations massiques partielles des quatre groupes de molécules sont mesurables avec le CGA.
3. Les groupes de molécules Ci, C2-5 et C02 sont entièrement en phase gazeuse dans les conditions standard.
4. Le groupe de molécules C6+ est entièrement en phase liquide dans les conditions standard.
5. La distribution massique à l'intérieur du groupe de molécules C2-5 est: m2: m3: m4: m5 _ 4: 3 2: 1 (133:68: 34: 14 en rapport molaire).
6. La masse volumique de la phase liquide est de 0,75 g/cm3.
7. La phase gazeuse obéit à la loi des gaz réels: PV = znRT.
On peut convertir la loi des gaz réels en loi des gaz idéaux en utilisant 1 pour la constante z. En variante, la constante z peut avoir n'importe quelle valeur déterminée pour fournir une meilleure estimation de la phase gazeuse. Dans les exemples qui suivent, on 20 prend z égal à 1, bien que les personnes ayant une connaissance ordinaire de la technique réaliseront que d'autres valeurs de z peuvent être utilisées sans s'écarter du cadre de l'invention.
En utilisant la supposition 7, on applique la loi 25 des gaz réels aux constituants de la phase gazeuse pour obtenir les Equations 10-15, o n, le nombre de moles, est égal à la masse de constituant, divisée par son poids moléculaire: P Vg = (m2 /116)RT P2Vg =(m2 /30)RT P3Vg = (m3 /44)RT P4Vg =(m4/58)RT Pvg =(m /72)RT Pco2Vg =(mc02 /44)RT Eqn. 10 o P1, P2, P3, P4, P5 et Pco2 sont les pressions partielles des constituants de la phase gazeuse, et Vg est le volume de la phase gazeuse dans les conditions 5 standard. La somme des pressions partielles de la phase gazeuse est de une atmosphère de pression (c'est-à-dire la pression dans les conditions standard) : Pl +P2 +P3 + P4 +Pc02 = l[atm] Eqn. 11 La supposition 5 donne les rapports massiques des constituants de la phase gazeuse: m2 = 0,4m25; m3 = 0,3m2-5; m4 = 0,2m2-5; m5,= 1, lm25 Eqn. 12 Le GOR peut être calculé comme le rapport du 15 volume de gaz (Vg) au volume de liquide (Vl). On peut déterminer le volume de gaz (Vg) en résolvant les équations 10 et 11 pour Vg (sept inconnues et sept équations). Le volume de la phase liquide (Vl) est égal à sa masse (m6+) divisée par sa densité. Le rapport 20 Vg/Vl donne: GOR CGA =k 0'625m + 0,250m25 +0, 227mC2 Eqn. 13 M6+ o k est une constante basée sur les suppositions cidessus. Pour les unités anglaises [scf/bbl], k = 9 972; pour les unités métriques [m3(gaz)/m3(liquide], k = 1 776. Les mesures de CGA donnent ml, m2-5, m6+ et mCo2.
On peut utiliser ces valeurs avec l'Equation 13 pour fournir une estimation du GOR.
On utilise les suppositions pour formuler nombre des équations ci-dessus. On note que si une ou 10 plusieurs de ces suppositions sont modifiées, les équations résultantes vont également être différentes.
Par exemple, si les proportions dans la Supposition 5 sont changées (par exemple m2: m 3: m4: m5 2,5:1,7:1,5: 1,0), l'Equation 12 va refléter la 15 nouvelle supposition: m2 = 0,37m25; m3= 0,25m25; m4= 0,23m25, m5 = 0,15m2-5 Eqn. 12a En utilisant l'Equation 12a, l'Equation 13 deviendrait: 0,24q n 1m3a+ GORCGA = k'0,625m,+0,241m2 + 0,227mc02 Eqn. 13a m6+ o la constante k serait de 9972 en unités scf/bbl. Les personnes ayant une connaissance ordinaire de la technique comprendront que les suppositions peuvent 25 être changées et que les équations résultantes pour le GOR seront, de façon correspondante, différentes.
Dans un ou plusieurs modes de réalisation, la présente invention permet la détermination du GOR en tenant compte du fait qu'une partie de l'hexane (C6), de l'heptane (C7), de l'octane (C8) et du nonane (C9) 5 est évaporée dans les conditions standard. Quand des parties de ces constituants sont en phase gazeuse, le volume de la phase liquide est réduit, et le GOR est augmenté.
On peut déduire une formule pour exprimer le GOR 10 en fonction des mesures de CGA, o des parties des C6 à C9 sont en phase gazeuse, en utilisant certaines suppositions, en plus de celles ci-dessus: 1. Les C1, C2-5 et CO2 sont entièrement en phase gazeuse après que le fluide a été soumis à une 15 évaporation éclair dans les conditions standard.
2. Après évaporation éclair du fluide, la phase liquide contient 4 % en moles de C6, 5 % en moles de C7, 7 % en moles de C8 et 8 % en moles de C9.
3. Dans la phase gazeuse, les vapeurs de C6, C7, C8 et 20 C9 sont en équilibre avec la phase liquide.
4. La masse volumique de la phase liquide est de 0,8 g/cm3.
5. La phase gazeuse obéit à la loi des gaz réels (PV = znRT).
En utilisant ces suppositions, on peut déduire une formule pour exprimer le GOR en fonction des mesures de CGA: mC +m2 _ As +mco 2 GORCGA = k ' /16 -0 'i - Eqn.14 m6+ ( 16, / 40, 44,0) o k est une constante basée sur les suppositions particulières utilisées et sur les unités souhaitées.
Pour les suppositions 1-5 ci-dessus et le scf/bbl comme unité, k = 107 285. Pour les unités métriques 5 m3(gaz)/m3(liquide), k = 19 107. Les mesures de CGA donnent mi, m2-5, m6+ et mCo2. Dans certains modes de réalisation, on utilise ces mesures avec l'Equation 14 pour fournir une estimation du GOR d'un échantillon de fluide.
On comprendra que l'on peut utiliser des fonctions autres que la fonction représentée dans l'Equation 14 sans s'écarter du cadre de la présente invention. La forme exacte de la fonction dépend des suppositions particulières faites. Par exemple, on peut utiliser des 15 fractions molaires autres que celles de la Supposition 2 pour déduire une équation similaire ou identique à l'Equation 14. De plus, des constituants plus lourds que Cg peuvent être présents dans la phase évaporée ou gazeuse. Par exemple, les Ci1 et C12 peuvent être 20 évaporés et peuvent être pris en compte dans la Supposition 2. Egalement, on peut faire varier l'estimation de la masse volumique à partir de 0,8 g/cm3. Les personnes ayant une connaissance ordinaire de la technique seront capables de concevoir d'autres 25 suppositions et d'autres fonctions, sans s'écarter du cadre de la présente invention.
On peut utiliser des procédés pour déterminer le GOR utilisant un CGA conjointement avec des procédés pour déterminer le GOR sans contamination et des 30 procédés pour surveiller la contamination d'un échantillon de fluide utilisant le GOR. On observe toutefois que les procédés pour déterminer le GOR sans contamination et les procédés pour surveiller la contamination d'un échantillon de fluide utilisant le GOR peuvent être utilisés avec n'importe quel procédé 5 pour déterminer le GOR et ne sont pas limités à des procédés pour déterminer le GOR utilisant un CGA. Le GOR apparent peut être fourni pour l'analyse à partir de n'importe quelles ressources telles qu'un outil de RMN.
La Figure 10C montre un mode de réalisation d'un procédé selon l'invention. Le procédé comprend d'abord l'obtention de données liées à une composante massique de méthane, une composante massique d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane, une composante massique 15 d'hydrocarbures en phase liquide, et une composante massique de dioxyde de carbone, d'un échantillon de fluide, à une pluralité de moments (représentée à l'étape 1031).
Dans certains modes de réalisation, le procédé 20 comprend ensuite le fait de faire des suppositions concernant les constituants du fluide de formation (représenté à l'étape 1033) et la détermination d'une équation pour le GOR qui est une fonction de la composante massique de méthane, de la composante 25 massique d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane, de la composante massique d'hydrocarbures en phase liquide, et de la composante massique de dioxyde de carbone (représentée à l'étape 1035) . On note que le fait de poser des suppositions et de déterminer une 30 équation pour le GOR peut être effectué avant ou après l'obtention des données.
Finalement, le procédé comprend le calcul du GOR sur la base du rapport de la composante massique du méthane, de la composante massique d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane et de la composante 5 massique du dioxyde de carbone à la composante massique d'hydrocarbures en phase liquide (représenté à l'étape 1037).
Surveillance de la contamination à partir d'un CGA Dans un ou plusieurs modes de réalisation de l'invention, on peut utiliser les mesures obtenues avec un CGA pour surveiller la contamination lors d'un échantillonnage de condensat de gaz dans un puits OBM.
Le composant majeur du gaz dans le fond du puits est le 15 méthane, et très peu de types de gaz de fond contiennent des composants liquides significatifs.
D'autre part, l'OBM ne contient habituellement pas de méthane et est composés entièrement d'hydrocarbures en phase liquide. Ainsi, la tendance durant l'échantillonnage est une accumulation de C1 et une diminution de C6+. Le CGA mesure la concentration massique de méthane m1 et la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide m6+.
La Figure 6A montre que m1 (représentée par le 25 tracé de m1 602) augmente au cours du temps durant le processus d'échantillonnage. m1 s'approche de façon asymptotique de m1 sans contamination (représentée par la ligne en pointillés 604) . De façon similaire, la Figure 6B montre que m6 (représentée par le tracé de 30 m6+ 612) diminue au cours du temps durant le processus d'échantillonnage. m6 s'approche de façon asymptotique de m6+ sans contamination (représentée par la ligne en pointillés 614).
Dans certains modes de réalisation, l'augmentation de ml et la diminution de m6+ peuvent être modélisées 5 comme des fonctions de puissance. Par exemple, les Equations 15 et 16, semblables à l'Equation 1 pour le GOR, ci-dessus: mi =A-Bre Eqn. 15 m6+ = X + ytï- Eqn. 16 Pour l'Equation 15, m1 est la concentration mesurée de méthane, A est la ml sans contamination, B est une constante liée à l'augmentation de ml, et a est une constante exponentielle. Pour l'Equation 16, m6+ est la concentration mesurée de la phase liquide, X est la 15 phase liquide sans contamination, Y est une constante liée à la diminution de m6+, et 3 est une constante exponentielle. On note, comme ci-dessus, que t est un paramètre d'échantillonnage, et peut représenter le temps écoulé, le temps de pompage, le volume évacué par 20 pompage, ou n'importe quel autre paramètre d'échantillonnage qui est représentatif du processus de pompage. Les personnes ayant une connaissance ordinaire de la technique pourront concevoir d'autres paramètres d'échantillonnage, sans s'écarter du cadre de la 25 présente invention.
Dans certains modes de réalisation, les constantes exponentielles a, 3 sont sélectionnées sur la base de la profondeur estimée de l'invasion du filtrat de boue.
Dans certains modes de réalisation, les constantes a, 3 peuvent être comprises entre 0,1 et 2,0. Dans au moins un mode de réalisation, l'une ou les deux des constantes exponentielles ai, P valent environ 0,5. Pour 5 une invasion peu profonde, il peut être souhaitable d'avoir des constantes exponentielles plus faibles, par exemple cc = 1/3 ou 3 = 1/3. Pour une invasion profonde, il peut être souhaitable d'avoir des constantes exponentielles plus élevées, par exemple a = 2/3, D = 10 2/3. Une fois les constantes exponentielles sélectionnées, on peut déterminer mathématiquement les valeurs des constantes dans les Equations 15 et 16 en utilisant des données d'échantillon.
Un procédé pour déterminer les valeurs de m1 sans 15 contamination et de m6+ sans contamination est représenté sur les Figures 8A et 8B. La Figure 8A montre un graphique de m1 en fonction de fa. La relation, comme on peut le voir d'après l'Equation 15 et sur la Figure 8A, est une relation linéaire. Un tracé des données de m1 812 peut être généré par un ajustement linéaire aux points de données de m1 et t-î.
Le tracé de données de m1 812 peut être linéairement extrapolé à t-a = 0 o t est infini. Lorsque t se rapproche de l'infini, mI s'approche de m1 sans 25 contamination (indiquée au point 814). De façon similaire, comme le montre le graphe de la Figure 8B, un tracé de données de m6+ 822 peut être généré par un ajustement linéaire aux points de données de m6 et tP.
Le tracé de données de m6+ 822 peut être linéairement 30 extrapolé à t-: = 0, o t est infini. Lorsque t s'approche de l'infini, m6+ s'approche de m6+ sans contamination (indiquée au point 824).
Dans des variantes de modes de réalisation, on peut mesurer l'une ou les deux des constantes 5 exponentielles a, P. Avec les mêmes manipulations que celles utilisées pour transformer l'Equation 1 en l'Equation 4, on peut transformer les Equations 15 et 16 en les Equations 17 et 18: Ind(ml) = ln(a) + ln(B)-a ln(t) Eqn. 17 In - n((+)l = ln(fi) + In(Y) - / In(t) Eqn. 18 L'Equation 17 montre qu'il y a une relation linéaire entre ln(d(ml)/dln(t)) et ln(t). La Figure 7A montre un graphe de ln(d(ml)/dlnt(t)) en fonction de ln(t). Le tracé 712 des données a une relation linéaire 15 sur une partie du tracé, et la pente de la section linéaire donne la constante exponentielle a. La pente du tracé 712 peut être déterminée sur un intervalle d'ajustement, représenté graphiquement en 714. Les personnes ayant une connaissance ordinaire de la 20 techniqueseront capables de concevoir des procédés pour sélectionner un intervalle d'ajustement. Une fois que la constante exponentielle a est déterminée, on peut déterminer ml sans contamination en traçant ml en fonction de t-a (812 sur la Figure 8A) sur le même 25 intervalle d'ajustement 714.
De façon similaire, l'Equation 18 montre qu'il y a une relation linéaire entre ln(-d(m6+)/dln(t)) et ln(t) La Figure 7B montre un graphe de ln((d(m6+))/dln(t)) en fonction de ln(t) . Le tracé 722 des données a une relation linéaire sur une partie du tracé, et la pente 5 de la partie linéaire du tracé 722 donne la constante exponentielle 3. La pente du tracé 722 peut être déterminée sur un intervalle d'ajustement 724. Une fois que la constante exponentielle 3 est déterminée, on peut déterminer m6+ sans contamination en traçant m6+ en 10 fonction de tD (822 sur la Figure 8B) sur le même intervalle d'ajustement 724.
La Figure 10D montre un mode de réalisation d'un procédé selon l'invention. Le procédé comprend l'obtention de données liées à la concentration 15 massique de méthane et la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide pour un échantillon de fluide à une pluralité de moments (représentée à l'étape 1041). On peut obtenir les données en surveillant un échantillon de fluide lorsqu'il est 20 soutiré, on bien on peut les obtenir en ayant de telles données prévues pour l'analyse. Ensuite, le procédé comprend la sélection d'une fonction de puissance du méthane d'un paramètre d'échantillonnage pour la concentration massique de méthane (représentée à 25 l'étape 1042) et la sélection d'une fonction de puissance de phase liquide du paramètre d'échantillonnage pour la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide (représentée à l'étape 1043). Celles-ci n'ont pas besoin d'être effectuées 30 dans l'ordre exact indiqué. Le paramètre d'échantillonnage peut être le temps écoulé, le temps de pompage, le volume soutiré par pompage, ou n'importe quel autre paramètre d'échantillonnage représentatif du processus d'échantillonnage.
Le procédé comprend ensuite la détermination de la 5 constante exponentielle de la fonction de puissance du méthane (représentée à l'étape 1045) et la détermination de la constante exponentielle de la fonction de puissance de la phase liquide (représentée à l'étape 1046). Dans certains modes de réalisation, on 10 effectue cela en sélectionnant d'abord un intervalle d'ajustement (représenté à l'étape 1044), en traçant le membre de gauche des Equations 17 et 18 en fonction de ln(t), et en déterminant les pentes des courbes sur l'intervalle d'ajustement sélectionné.
Finalement, le procédé comprend la détermination du pourcentage de contamination de l'échantillon de fluide (représentée à l'étape 1047).
Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les concentrations de m1 et m6+ peuvent être modélisées sous 20 forme de fonctions exponentielles, comme le montrent les Equations 19 et 20 ml =A-Be-' Eqn. 19 m6t =X +e-4' Eqn. 20 Avec les mêmes manipulations que celles utilisées 25 pour transformer l'Equation 5 en Equation 8, on peut transformer les Equations 19 et 20 en les Equations 21 et 22.
(dl) = -a(m,) + aA Eqn. 21 di' ___ =_)(m) + /X Eqn. 22 di' L'Equation 21 montre que la dérivée de mi par rapport à t(dmI/dt) a une relation linéaire avec ml. La Figure 9A montre un graphe de dm1/dt en fonction de ml. 5 Le tracé 912 des données de m1 est linéaire sur une partie du tracé. Un intervalle d'ajustement 915 est sélectionné sur une partie du tracé 912 o la courbe est pratiquement linéaire. La valeur de ml quand la dérivée temporelle de ml est nulle peut être déterminée 10 par extrapolation linéaire 916. Ceci représente ml sans contamination, qui est indiqué en 914.
L'Equation 22 montre que la dérivée de m6+ par rapport à t (c'est-à-dire dm6+/dt) a une relation linéaire avec m6+. La Figure 9B montre un graphe de 15 dm6 /dt en fonction de m6+. Un intervalle d'ajustement 925 est sélectionné sur une partie du tracé 922 des données de m6+ qui est sensiblement linéaire. La valeur de m6+ quand la dérivée temporelle de m6+ est nulle peut être déterminée par extrapolation linéaire 926 à partir 20 de la courbe sur l'intervalle d'ajustement 925. Ceci représente m6+ sans contamination, qui est indiquée par 924.
On peut surveiller la contamination d'un échantillon de fluide en utilisant les données de ml et 25 m6+. Dans certains modes de réalisation, le pourcentage en poids de contamination est exprimé en fonction des valeurs de Cl ou C6+ apparentes et sans contamination: %Cont.= m -m xl00 Eqn. 23 mi, o m10 est la m1 sans contamination et ml est la ml apparente.
%Cont. -m6 x]00 Eqn. 24 1 - m6+ o m6+0 est la m6+ sans contamination, et m6+ est la m6+ apparente.
Dans les Equations 15 et 16, on peut remplacer ml et m6+ par le rapport de couleur, Rcolor, qui est défini 10 par: DO ol- DOb, RcoDr. = color- Dbase Eqn. 25 DO coor2 - DObase o DOcolori et DOcolor2 sont deux canaux de couleur différents, et DObase est le canal de base pour la 15 couleur. En remplaçant ml par le rapport de couleur, Rcolor, la contamination peut être déterminée par: Rcolor o - Rcoior %Cont. = - x100 Eqn. 26 Rcolor _ o o Rcolor 0 est le rapport de couleur sans contamination, 20 qui est déduit de la même façon que m1.
La Figure 10E montre un procédé selon un mode de réalisation de l'invention. Le procédé comprend l'obtention de données liées à la concentration massique de méthane et la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide pour un échantillon de fluide à une pluralité de moments (représentée à l'étape 1051). On peut obtenir les données en 5 surveillant un échantillon de fluide lorsqu'il est soutiré, ou on peut les obtenir en ayant ces données destinées à l'analyse. Ensuite, le procédé comprend la sélection d'une fonction exponentielle de méthane d'un paramètre d'échantillonnage pour la concentration 10 massique de méthane (représentée à l'étape 1053) et la sélection d'une fonction exponentielle de phase liquide du paramètre d'échantillonnage pour la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide (représentée à l'étape 1055). Celles-ci n'ont pas besoin d'être 15 effectuées dans l'ordre exact indiqué. Le paramètre d'échantillonnage peut être le temps écoulé, le temps de pompage, le volume soutiré par pompage, ou n'importe quel autre paramètre d'échantillonnage représentatif du processus d'échantillonnage.
Finalement, le procédé comprend la détermination du pourcentage de contamination de l'échantillon de fluide (représentée à l'étape 1057).
Certains modes de réalisation de la présente invention peuvent présenter un ou plusieurs des 25 avantages suivants. Certains modes de réalisation permettent la détermination du GOR sans contamination.
Le GOR sans contamination est une propriété du fluide de formation, et il peut être déterminé sans collecte d'un échantillon dans une chambre d'échantillon. Ce 30 faisant, la quantité limitée du volume de collecte d'échantillon dans un outil de test de formation peut être conservée, si bien qu'une plus grande quantité de données peut être collectée en un seul passage de l'outil.
Avantageusement, certains modes de réalisation de 5 la présente invention permettent une surveillance de contamination utilisant le GOR apparent. Le GOR est plus sensible que l'analyse de couleur ou de méthane.
Le GOR apparent va continuer à s'accumuler dans les fluides faiblement contaminés, si bien que l'on peut 10 déterminer un niveau de contamination plus précis.
Egalement, le GOR apparent est moins sensible à des changements de la vitesse de pompage de l'échantillon de fluide. Même quand la vitesse de pompage diminue, le GOR peut continuer d'augmenter.
Avantageusement, certains modes de réalisation de la présente invention permettent la détermination d'une fonction temporelle qui est une approximation du GOR.
Dans ces modes de réalisation, on peut utiliser la fonction pour déterminer combien de temps il faudra 20 pour qu'un échantillon de fluide soit nettoyé à un niveau acceptable de contamination.
Avantageusement, certains modes de réalisation de la présente invention permettent la détermination du GOR apparent par utilisation de concentrations 25 massiques de constituants. Une fonction pour le GOR apparent peut être basée sur des suppositions concernant les composants du fluide de formation. La fonction du GOR permet une détermination rapide du GOR au moyen de données de fluide de formation obtenues de 30 manière traditionnelle.
Avantageusement, certains modes de réalisation de la présente invention permettent la surveillance de la contamination par utilisation des concentrations massiques de méthane et d'hydrocarbures liquides. On peut surveiller la contamination d'un échantillon de 5 fluide sans qu'il soit nécessaire de collecter des données additionnelles dans ce but.
Bien que l'invention ait été décrite par référence à un nombre limité de modes de réalisation, l'homme du métier, tirant avantage de cette description, 10 appréciera le fait que d'autres modes de réalisation peuvent être conçus, lesquels ne s'écartent pas du cadre de l'invention telle qu'elle est décrite ici. Par conséquent, le cadre de l'invention devrait être limité
uniquement par les revendications jointes.

Claims (30)

REVENDICATIONS
1. Procédé pour déterminer les propriétés d'un fluide de formation, caractérisé en ce qu'il comprend: l'obtention, à une pluralité de moments, de données 5 liées à une densité optique au niveau d'un pic de méthane et à une densité optique au niveau d'un pic de pétrole pour un échantillon de fluide; le calcul d'un rapport gaz/huile apparent du fluide échantillon à partir de la densité optique de 10 l'échantillon de fluide au niveau du pic de méthane et de la densité optique de l'échantillon de fluide au niveau du pic de pétrole à plus d'un de la pluralité de moments; la sélection d'une fonction de puissance d'un paramètre 15 d'échantillonnage pour une accumulation du rapport gaz/huile apparent; le calcul d'une constante exponentielle de la fonction de puissance sur la base des données; et la détermination d'au moins une valeur choisie dans le 20 groupe consistant en un rapport gaz/huile sans contamination et un pourcentage de contamination.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le paramètre d'échantillonnage est un paramètre choisi dans le groupe consistant en le temps écoulé, le temps 25 de pompage, et le volume évacué par pompage.
3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la détermination de la constante exponentielle comprend la sélection d'un intervalle d'ajustement pour un tracé d'un logarithme d'une dérivée du rapport gaz/huile par 30 rapport à un logarithme naturel du paramètre d'échantillonnage en fonction du logarithme naturel du paramètre d'échantillonnage, et la détermination de la pente du tracé sur l'intervalle d'ajustement.
4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel l'intervalle d'ajustement est sélectionné automatiquement.
5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le paramètre d'échantillonnage est un paramètre choisi dans le groupe consistant en un temps de pompage et un temps écoulé, et comprenant en outre la détermination 10 d'un temps pour lequel l'échantillon de fluide va comprendre un pourcentage volumique de contamination faible et acceptable.
6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le paramètre d'échantillonnage est un volume évacué par 15 pompage, et comprenant en outre la détermination d'un volume de pompage pour lequel l'échantillon de fluide va comprendre un pourcentage volumique de contamination faible et acceptable.
7. Procédé selon la revendication 1, dans lequel 20 la détermination d'au moins un paramètre choisi dans le groupe consistant en le rapport gaz/huile sans contamination et le pourcentage volumique de contamination comprend la détermination du rapport gaz/huile sans contamination, et comprenant en outre 25 l'extrapolation du rapport gaz/huile en fonction du paramètre d'échantillonnage à la puissance de la constante exponentielle jusqu'à un point o le paramètre d'échantillonnage à la puissance de la constante exponentielle vaut zéro.
8. Procédé pour déterminer les propriétés d'un fluide de formation, caractérisé en ce qu'il comprend: l'obtention, à une pluralité de moments, de données liées à une densité optique au niveau d'un pic de méthane et au niveau d'un pic de pétrole pour un échantillon de fluide; le calcul d'un rapport gaz/huile apparent du fluide échantillon pour la pluralité de moments, sur la base des données; la sélection d'une fonction exponentielle d'un paramètre d'échantillonnage pour une accumulation du 10 rapport gaz/huile apparent; et l'extrapolation de façon linéaire du rapport gaz/huile jusqu'à un point o la dérivée de la fonction exponentielle, en fonction du paramètre d'échantillonnage, est nulle.
9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel le paramètre d'échantillonnage est un paramètre choisi dans le groupe consistant en le temps écoulé, le temps de pompage, et le volume évacué par pompage.
10. Procédé selon la revendication 8, comprenant 20 en outre la détermination d'un pourcentage de contamination de l'échantillon de fluide.
11. Procédé selon la revendication 8, dans lequel le paramètre d'échantillonnage est un paramètre choisi dans le groupe consistant en un temps de pompage et un 25 temps écoulé, et comprenant en outre la détermination d'un temps pour lequel l'échantillon de fluide va comprendre un pourcentage volumique de contamination faible et acceptable.
12. Procédé selon la revendication 8, dans lequel 30 le paramètre d'échantillonnage est un volume évacué par pompage, et comprenant en outre la détermination d'un volume de pompage pour lequel l'échantillon de fluide va comprendre un pourcentage volumique de contamination faible et acceptable.
13. Procédé pour déterminer le rapport gaz/huile 5 d'un échantillon de fluide, caractérisé en ce qu'il comprend: l'obtention, à une pluralité de moments, de données liées à une composante massique de méthane, une composante massique d'hydrocarbures gazeux autres que 10 le méthane, une composante massique d'hydrocarbures en phase liquide, et une composante massique de dioxyde de carbone; et la détermination du rapport gaz/huile à partir du rapport de la composante massique du méthane, de la 15 composante massique d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane et de la composante massique du dioxyde de carbone à la composante massique d'hydrocarbures en phase liquide.
14. Procédé selon la revendication 13, dans lequel 20 la détermination du rapport gaz/huile comprend l'utilisation d'une fonction de la concentration massique du méthane, de la composante massique d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane de la composante massique d'hydrocarbures en phase liquide, 25 et de la composante massique du dioxyde de carbone.
15. Procédé selon la revendication 13, dans lequel la fonction est basée sur des suppositions concernant les composants du fluide de formation.
16. Procédé selon la revendication 15, dans lequel 30 les suppositions comprennent: le fait que l'échantillon de fluide peut être approché comme étant une combinaison d'un groupe de molécules de méthane, d'un groupe de molécules d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane, d'un groupe de molécules d'hydrocarbures en phase liquide, et d'un groupe de molécules de dioxyde de carbone; que le groupe de molécules de méthane, le groupe de molécules d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane, et le groupe de molécules de dioxyde de carbone sont en phase gazeuse dans des conditions standard; que le groupe de molécules d'hydrocarbures en phase liquide est entièrement en phase liquide dans les conditions standard; qu'une répartition massique entre la molécule d'éthane, la molécule de propane, la molécule de butane et la 15 molécule de pentane est d'environ 4 pour 3 pour 2 pour 1 respectivement; que la masse volumique du groupe de molécules d'hydrocarbures en phase liquide est d'environ 0,75 g/cm3; et que le groupe de molécules de méthane, le groupe de molécules d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane, et le groupe de molécules de dioxyde de carbone obéissent à une loi des gaz idéaux.
17. Procédé selon la revendication 15, dans lequel 25 les suppositions sont les suivantes: le fait qu'un groupe de molécules de méthane, un groupe de molécules d'hydrocarbures gazeux autres que le méthane, et un groupe de molécules de dioxyde de carbone sont entièrement en phase gazeuse après que le 30 fluide a subi une évaporation éclair dans les conditions standard; qu'après évaporation éclair du fluide, la phase liquide contient 4 % en moles d'hexane, 5 % en moles d'heptane, 7 % en moles d'octane et 8 % en moles de nonane; que dans la phase gazeuse, les vapeurs d'hexane, 5 heptane, octane et nonane sont en équilibre avec la phase liquide; et que la masse volumique de la phase liquide est de 0,8 g/cm3.
18. Procédé pour déterminer des propriétés d'un 10 fluide de formation, caractérisé en ce qu'il comprend: l'obtention, à une pluralité de moments, de données liées à la concentration massique de méthane et à la concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide pour un échantillon de fluide; le calcul d'une concentration massique apparente de méthane et d'une concentration massique apparente d'hydrocarbures en phase liquide de l'échantillon de fluide, pour chacun de la pluralité de moments; la sélection d'une fonction de puissance du méthane 20 d'un paramètre d'échantillonnage pour une accumulation de la concentration massique apparente du méthane; la sélection d'une fonction de puissance de phase liquide du paramètre d'échantillonnage pour une accumulation de la concentration massique apparente 25 d'hydrocarbures en phase liquide; la détermination d'une constante exponentielle de la fonction de puissance du méthane sur la base des données; la détermination d'une constante exponentielle de la 30 fonction de puissance de phase liquide sur la base des données; et la détermination d'un pourcentage de contamination.
19. Procédé selon la revendication 18, dans lequel la détermination de la constante exponentielle de la fonction de puissance du méthane sur la base des 5 données comprend la sélection de la constante exponentielle de la fonction de puissance du méthane de façon qu'elle soit comprise entre environ 0,1 et 2,0, et dans lequel la détermination de la constante exponentielle de la fonction de puissance de phase 10 liquide sur la base des données comprend la sélection de la constante exponentielle de la fonction de puissance de phase liquide de façon qu'elle soit comprise entre environ 0,1 et 2,0.
20. Procédé selon la revendication 18, dans lequel 15 la détermination de la constante exponentielle de la fonction de puissance du méthane sur la base des données comprend la sélection de la constante exponentielle de la fonction de puissance du méthane de façon qu'elle soit d'environ 0,5, et dans lequel la 20 détermination de la constante exponentielle de la fonction de puissance de phase liquide sur la base des données comprend la sélection de la constante exponentielle de la fonction de puissance de phase liquide de façon qu'elle soit d'environ 0,5.
21. Procédé selon la revendication 18, dans lequel la détermination de la constante exponentielle de la fonction de puissance du méthane sur la base des données comprend la sélection de la constante exponentielle de la fonction de puissance du méthane de 30 façon qu'elle soit d'environ 1/3 pour une formation présentant une invasion peu profonde et de 2/3 pour une formation présentant une invasion profonde, et dans lequel la détermination de la constante exponentielle de la fonction de puissance de phase liquide sur la base des données comprend la sélection de la constante 5 exponentielle de la fonction de puissance de phase liquide de façon qu'elle soit d'environ 1/3 pour une formation présentant une invasion peu profonde et de 2/3 pour une formation présentant une invasion profonde.
22. Procédé selon la revendication 18, dans lequel le paramètre d'échantillonnage est un paramètre choisi dans le groupe consistant en le temps écoulé, le temps de pompage, et le volume évacué par pompage.
23. Procédé selon la revendication 18, dans lequel 15 la détermination de la constante exponentielle de la fonction de puissance du méthane comprend la sélection d'un intervalle d'ajustement pour un tracé de méthane d'un logarithme naturel d'une dérivée de la concentration massique de méthane par rapport à un 20 logarithme naturel du paramètre d'échantillonnage en fonction du logarithme naturel du paramètre d'échantillonnage, et la détermination d'une pente du tracé de méthane sur l'intervalle d'ajustement, et dans lequel la détermination de la constante exponentielle 25 de la fonction de puissance de phase liquide comprend la sélection d'un intervalle d'ajustement pour un tracé de phase liquide d'un logarithme naturel d'une dérivée de la concentration massique d'hydrocarbures de phase liquide par rapport au logarithme naturel du paramètre 30 d'échantillonnage en fonction du logarithme naturel du paramètre d'échantillonnage, et la détermination d'une pente du tracé de phase liquide sur l'intervalle d'ajustement.
24. Procédé selon la revendication 23, dans lequel l'intervalle d'ajustement pour le tracé du méthane est 5 sélectionné automatiquement et l'intervalle d'ajustement pour le tracé de phase liquide est sélectionné automatiquement.
25. Procédé selon la revendication 18, dans lequel le paramètre d'échantillonnage est un paramètre choisi 10 dans le groupe consistant en un temps de pompage et un temps écoulé, et comprenant en outre la détermination d'un temps pour lequel l'échantillon de fluide va comprendre moins qu'un niveau prédéterminé de contamination.
26. Procédé selon la revendication 18, dans lequel le paramètre d'échantillonnage est un volume évacué par pompage, et comprenant en outre la détermination d'un volume de pompage pour lequel l'échantillon de fluide va comprendre un pourcentage volumique de contamination 20 faible et acceptable.
27. Procédé pour déterminer les propriétés d'un fluide de formation, caractérisé en ce qu'il comprend: l'obtention, à une pluralité de moments, de données liées à une concentration massique de méthane et à une 25 concentration massique d'hydrocarbures en phase liquide pour un échantillon de fluide; le calcul d'une concentration massique apparente de méthane et d'une concentration massique apparente d'hydrocarbures en phase liquide de l'échantillon de 30 fluide, pour chacun de la pluralité de moments; la sélection d'une fonction exponentielle de méthane d'un paramètre d'échantillonnage pour une accumulation de la concentration massique apparente de méthane; la sélection d'une fonction exponentielle de phase liquide du paramètre d'échantillonnage pour une 5 accumulation de la concentration massique apparente d'hydrocarbures en phase liquide; et la détermination d'un pourcentage volumique de contamination à partir des données.
28. Procédé selon la revendication 27, dans lequel 10 le paramètre d'échantillonnage est un paramètre choisi dans le groupe consistant en le temps écoulé, le temps de pompage, et le volume évacué par pompage.
29. Procédé selon la revendication 27, dans lequel le paramètre d'échantillonnage est un paramètre choisi 15 dans le groupe consistant en un temps de pompage et un temps écoulé, et comprenant en outre la détermination du temps pour lequel l'échantillon de fluide va contenir moins qu'un niveau prédéterminé de contamination.
30. Procédé selon la revendication 27, dans lequel le paramètre d'échantillonnage est un volume évacué par pompage, et comprenant en outre la détermination d'un volume de pompage pour lequel l'échantillon de fluide va contenir moins qu'un niveau prédéterminé de 25 contamination.
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