MX2009001365A

MX2009001365A - Facilidad de desarrollar campo petrolero con analisis de fluidos en la perforacion profunda.

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Publication number: MX2009001365A
Application number: MX2009001365A
Authority: MX
Inventors: Francois Dubost; Lalitha Venkataramanan; Soraya Betancourt; Oliver Mullins; Rimas Gaizutis; Cheng Gang Xian; Peter Kaufman
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2006-08-09
Filing date: 2007-08-02
Publication date: 2009-04-15
Also published as: WO2008021743A3; BRPI0715175A2; US20080040086A1; WO2008021743A2

Abstract

La formación de datos de fluidos basada en mediciones tomadas en la perforación profunda bajo condiciones naturales se utiliza para ayudar a identificar compartimientos de depósitos. Un modelo geológico del depósito incluyendo condiciones de presión y temperatura esperados se integra con un modelo de fluidos previsto aparato para medir la composición y datos de PVT en las muestras de fluidos de depósito o análogo representante. Los registros de análisis de fluidos de perforación profunda sintética (DPD) creados del modelo de fluido predictivo puede exhibirse junto con la trayectoria de perforación propuesta por el software de dovelado geológico antes de la adquisición de datos. Durante una operación de muestreo de fluido de perforación profunda, se puede exhibir mediciones reales después de los registros previstos. Si existe un acuerdo entre las muestras de fluido previstas y medidas, se validan los modelos geológicos y de fluidos. Sin embargo, si hay una discrepancia entre las muestras de fluido previstas y medidas, el modelo geológico y la necesidad de modelo de fluido se volverá a analizar, v.gr., para identificar compartimientos de fluidos de depósitos. Un análisis comparativo cuantitativo de los fluidos muestreados pueden llevarse a cabo contra otras muestras en la misma perforación o en diferentes perforaciones en el campo o región para calcular la similitud estadística de los fluidos y por lo tanto la conectividad posible entre dos o más regiones de depósito.

Description

FACILIDAD DE DESARROLLAR CAMPO PETROLERO CON ANÁLISIS DE FLUIDOS EN LA PERFORACIÓN PROFUNDA CAMPO DE LA INVENCIÓN Esta invención se refiere generalmente a pozos de petróleo y gas y más particularmente al análisis in situ del fluido de formación en un depósito de hidrocarburos para generar un modelo de fluidos que se integra con un modelo geológico para ayudar a identificar características de depósitos que son relevantes para completar perforaciones profundas y desarrollo de depósitos.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Un impedimento del desarrollo eficiente de campos de petróleo y gas es la compartimentalización de depósitos. La compartimentalización de depósitos es la ocurrencia natural de bolsas aisladas hidráulicamente dentro de un solo campo. Con el fin de producir un depósito petrolero en una forma eficiente es necesario conocer la estructura del campo y el nivel de compartimentalización, Un compartimiento de de depósito no puede producirse a menos que se drene por un pozo dentro del mismo y con el fin de justificar la perforación de un pozo, el compartimiento hidráulico deberá ser suficientemente grande para sostener la producción económica. Además, con el fin de lograr la recuperación eficiente, generalmente es conveniente conocer los lugares de cuántas bolsas aisladas prácticas hay en un campo antes de que se haya realizado el desarrollo de campo extensivo. Se conocen las técnicas para generar modelos que predicen y describen las bolsas aisladas hidráulicamente de hidrocarburos. Por ejemplo, los modelos geológicos se construyen de datos adquiridos durante la etapa de exploración, tal como superficies sísmicas, partes superiores de pozos, registros de evaluación de formación, y mediciones de presión. Los modelos de fluidos se construyen con la entrada de análisis de presión-volumen-temperatura (PVT) de laboratorio, estudios geoquímicos, gradientes de presión y análisis de fluidos en la perforación (DFA, por sus siglas en inglés) . Los modelos de fluidos se pueden usar junto con modelos geológicos para logar un mejor entendimiento del campo. Sin embargo, antes de la etapa de desarrollo de campo, la incertidumbre en estos modelos es relativamente alta. Consecuentemente, la combinación del modelo geológico y el modelo de fluidos en un modelo de simulación de depósito da una representación más amplia del modelo geológico con uso limitado, v.gr., igualación de historia y predicción de producción . Debido a las limitaciones tratadas antes, los modelos de simulación de depósitos conocidos no siempre está disponible de manera lo suficientemente temprana, y con suficiente precisión, para permitir el desarrollo de campo eficiente. Este es un problema debido a que existe el riesgo relativamente mayor en la etapa de desarrollo de campo en comparación con la etapa de exploración. La actividad tiende a ocurrir a un paso más rápido en la etapa de desarrollo de campo. Por ejemplo, el operador decide cuales sondas serán completadas inmediatamente después de las operaciones de registro y muestreo. Las zonas se seleccionan con base en un valor comercial previsto como se indica por el volumen de reservas representadas en modelos existentes. Si se crea un error debido a la imprecisión del modelo, puede resultar una operación de trabajo más costosa y producción retardada. Los riesgos son particularmente altos en el caso de desarrollo marítimo debido a los costos superiores de desarrollo y operativos. Por lo tanto sería conveniente tener modelos más precisos y a tiempo.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN De acuerdo con una modalidad de la invención, un método para identificar unidades hidráulicamente aisladas en una formación geológica comprende los pasos de: obtener una muestra de fluido de formación en un lugar seleccionado; medir por lo menos una propiedad del fluido de formación dentro de la perforación; y utilizar la propiedad medida para identificar una unidad geológica aislada hidráulicamente.

De acuerdo con otra modalidad de la invención, un medio que puede leerse en computadora codificado con código de programa para identificar unidades geológicas aisladas hidráulicamente en una formación comprende: lógica para generar una medición de por lo menos una propiedad del fluido de formación dentro de la perforación desde una muestra de fluido de formación obtenida en una ubicación seleccionada; y lógica para usar la propiedad medida para identificar una unidad geológica aislada hidráulicamente. De acuerdo con otra modalidad de la invención, el aparato para identificar unidades geológicas aisladas hidráulicamente en una formación comprende: una herramienta de análisis de formación que puede operarse para obtener una muestra de fluido de formación en una ubicación seleccionada, y medir por lo menos una propiedad del fluido de formación dentro del orificio y una unidad de control que puede operarse para usar la propiedad medida para identificar una unidad geológica aislada hidráulicamente. Un objeto de por lo menos una modalidad de la invención es ayudar a verificar un modelo geológico, incluyendo identificación y ubicación de regiones aisladas hidráulicamente. En general, el modelo geológico es la representación más detallada del depósito antes de la etapa de desarrollo de campo. El modelo geológico puede integrarse directamente Econ. Un modelo de fluidos calibrado, eliminando la necesidad de las etapas de igualación y previsión histórica de la simulación de depósito dinámico durante la exploración, cuando no están disponibles los datos de producción. Además, el modelo integrado puede usarse para generar registro de DFA sintéticos a lo largo de la trayectoria de una perforación propuesta. Este modelo geológico integrado se actualiza con los datos recién adquiridos tales como (pero no limitado a) registros de L D, datos de prueba, evaluación de formación de lineas cableadas y datos de prueba y muestreo de formación. Los registros de DFA sintéticos también se actualizaron después de medir la presión y temperatura de formación actual antes de muestrearse con el fin de reflejar los efectos de variación de densidad en el espectro de absorción y otras propiedades de fluido. Durante el muestreo, los registros sintéticos se contrastan con las mediciones reales para ayudar con la descripción del depósito, v.gr, verificando precisión y actualización puntual. El acuerdo entre el modelo geológico integrado y las mediciones reales pueden interpretarse como verificación del modelo geológico. El desacuerdo puede indicar imprecisión en el modelo geológico, v.gr., debido a la existencia de regiones aisladas hidráulicamente previamente desconocidas entre otras cosas. Cuando se ponen a disposición los datos de producción, el modelo de fluidos calibrados puede ayudar a optimizar el proceso de igualación de historia y previo de producción con simulación de depósito dinámico. Otra ventaja de por lo menos una modalidades la invención es la exploración mejorada y desarrollo de campo. Las propiedades de fluido medido se usan para crear un modelo que captura las variaciones de propiedades de fluido a través del depósito. Consecuentemente, el modelo ayuda a discernir si las variaciones observadas en los fluidos se deben a la segregación natural de ciertos componentes en los hidrocarburos o a los aspectos geológicos que evitan que los fluidos se mezclen, v.gr, compartimientos de depósito. El modelo de fluidos puede usarse también en simulación de depósito dinámica para predecir la evaluación del depósito bajo diferentes escenarios de producción. Las características y ventajas adicionales de la invención serán más evidentes a partir de la siguiente descripción detallada cuando se toman junto con los dibujos anexos .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 ilustra una herramienta de registro de perforación llevando a cabo análisis de fluido en la perforación profunda.

La Figura 2 es un diagrama de flujo de trabajo de una técnica para facilitar el desarrollo de campo petrolero con análisis de fluido en la perforación profunda. La Figura 3 ilustra resultados generados por la técnica de la Figura 2.

DESCRIPCIÓN DETALLADA La Figura 1 ilustra las perforaciones (100a, 100b) perforadas en un campo de hidrocarbonos . La formación que rodea la perforación incluye una capa hidráulicamente permeable (102) debajo de una capa impermeable (104), y varias otras capas que conforman la sobre-carga 106) (no mostrada a escala en la Fig. 1) . Los aspectos naturales tales como capa impermeable relativamente delgada (108) aisla hidráulicamente las regiones (102a, 102b, 102c) de la capa permeable, v.gr., verticalmente, horizontalmente o ambas, de manera que el campo es realmente una agregación de depósitos relativamente pequeños. Se apreciará que un pozo configurado para recuperarse solo de un depósito hidráulicamente aislado no recuperará fluido dentro depósito aislado. Una herramienta de análisis de fluido (110) se usa para probar fluido de la formación adyacente a la perforación (110a) con el fin de ayudar a identificar ubicaciones de regiones aisladas hidráulicamente y otros aspectos. Las diferencias en presión y propiedades de fluido generalmente indican la falta de comunicación hidráulica. Sin embargo, las regiones de depósito que están en comunicación hidráulica no siempre son homogéneas, y más probablemente presentan gradientes de presión y composición uniformes. También es posible que existan diferentes regiones en comunicación hidráulica a presiones similares, pero con diferentes propiedades de fluido. El análisis de fluido de perforación profunda (DFA) provee información rápida y confiable alrededor de las propiedades tales como relación gas-petróleo (GOR) , composición, densidad, viscosidad, presión de saturación y fluorescencia que se pueden usar para diferenciar muestras de fluidos. Los análisis de fluidos aún pueden realizarse en tiempo real. También es posible comparar datos adquiridos con mediciones de diferentes profundidades en la misma perforación (100a), con otras muestras en otras perforaciones, v.gr., perforación (100b), en el mismo campo, o con muestras de otros campos cercanos relevantes (Véase System and Methods of Deriving Fluid Properties of Downhole Fluids and Uncertainty Thereof, : Venkataramanan, G. Fujisawua, B. Raghuraman, : Mullins, A. Carnegie, R. Fasques, C. Dong, K. Hsu, M. O'Keefe y H-P Valero, US 2006/0155474). Una clave métrica usada para DFA es el espectro de absorción de infrarrojo cercano a visible (VIS-NIR, por sus siglas en inglés) de una muestra de fluidos que puede extraerse de una formación reológica con la herramienta de análisis de fluido (110). El espectro de absorción de una muestra se refiere a su composición y por lo tanto se puede usar para identificar características tales como concentración de cromóforos (color) y la concentración de hidrocarburos y otros grupos moleculares (H20, C02) . La medición del espectro de absorción VIS-NIR se realiza in situ, a condiciones de perforación . profunda después de secar a través de la formación y por lo tanto provee un análisis temprano de los fluidos. En particular, la herramienta (110) se equipa con una sonda que retira fluido de la formación y casi inmediatamente prueba el fluido, es decir, antes de que las condiciones de presión, temperatura y otras cambien las propiedades de fluidos. Otras mediciones tales como el espectro de fluorescencia, estrechamente relacionadas con absorción óptica, densidad y viscosidad creadas al mismo tiempo pueden usarse para ayudar con la diferenciación de los fluidos . En operación, la herramienta de análisis de fluidos (110) se asegura a un carrete de cable localizado en la superficie. El cable se desenrolla con el fin de bajar la herramienta en la perforación a una profundidad deseada, v.gr., adyacente a la capa permeable (102). La herramienta de análisis de fluido está en comunicación con la unidad de control (112) localizada en la superficie vía enlaces de comunicaciones eléctrica, óptica, inalámbrica u otra comunicación adecuada, a través de las cuales se pueden transmitir y recibir datos e instrucciones. En la modalidad ilustrada, la herramienta de análisis de fluido en respuesta alas instrucciones transmitidas de la unidad de control (112) para tomar una medicón y transmitir datos crudos de medición a la unida de control en tiempo real. La unidad de control puede realizar cálculos adicionales para redefinir los datos crudos y generar datos redefinidas en unidades deseadas de medición, con precisión y resolución particular. Alternativamente, la herramienta puede operar autónomamente y puede acumular datos en memoria para la recuperación subsiguiente, v.gr., cuando se llevan a la superficie. Con el fin de obtener mediciones en una forma a tiempo, las mediciones se realizan a intervalos discretos en la perforación . Haciendo referencia ahora las Figuras 1 y 2, los datos redefinidos se usan para generar un modelo de fluidos que se integra con un modelo geológico con el fin de generar iteradamente un modelo geológico más preciso. El modelo geológico es una representación matemática de aspectos de depósito que pertenecen a las propiedades de formación en diferentes ubicaciones. El modelo de fluido es una representación matemática de las propiedades de fluido, por lo menos una de las cuales se puede usar para evaluar la probabilidad de comunicación hidráulica entre diferentes ubicaciones. La técnica ilustrada usa datos de DFA para facilitar la identificación de diferencias de fluidos que, si es contradictorio al modelo geológico, sugiere la existencia de aspectos de depósito tales como las regiones aisladas que serán analizadas y se entiende para un modelo geológico más preciso y desarrollo de depósito más eficiente. En la preparación para la operación, un modelo geológico inicial se construye en el paso (200) . Con el fin de llevar a cabo esto la unidad de control (112, Figura 1) importa las trayectorias de perforaciones existentes y registros de evaluación de formación disponible en software de Reservoir Characterization, 3D Modeling and Visualization. Los registros de evaluación de formación pueden incluir y caminar litologia, saturación, porosidad, presión de formación, movilidad, análisis de fluidos de perforación, incluyendo el espectro óptico de los fluidos a condiciones de perforación, relación de gas-petróleo, composición, densidad, viscosidad, presión de saturación, pH del agua y fluorescencia. Los datos sísmicos también pueden importarse. El modelo geológico (tierra) se genera luego con datos importados. Alternativamente, se puede importar un modelo geológico pre-existente . El modelo geológico puede incluir porosidad, permeabilidad, y saturación de agua y características geológicas como fallas. También es posible trabajar con una rejilla de simulación de depósito. También se pueden cargar o crear varias realizaciones del modelo, según se deseen. Los gradientes de presión y temperatura se calculan para el campo usando las medicines de presión y temperatura y los resultados usados para ocupar el modelo geológico. Similarmente, la composición de fluido, densidad y viscosidad y contacto de gas-petróleo, si es aplicable, se predicen con una ecuación de correlación de estado o propiedad de fluido sintonizada para medir composición de fluido y datos de PVT de laboratorio o análisis de perforación profunda de muestras reales. El modelo geológico inicial se puebla con datos de fluido usando el modelo de presión y temperatura del campo generado de análisis de laboratorio, si está disponible. En un paso subsiguiente (202), se introduce por lo menos una trayectoria propuesta de una nueva perforación. Los registros de análisis de fluidos geológicos, petrofisicos y de fluidos de la perforación profunda sintéticos se general a lo largo de la trayectoria de la perforación propuesta usando los modelos geológicos y de fluidos iniciales. La perforación, v.gr, perforación (100a, Figura 1) se perfora a lo largo de la trayectoria propuesta. Durante la perforación, la trayectoria de la perforación de actualiza con mediciones reales y cualquier registro de evaluación de formación disponible se adquiere a medida que se vuelve disponible, como se indica en el paso (204). Normalmente, se tomarán mediciones a intervalos discretos y el modelo predice condiciones entre mediciones. Los registros de evaluación de formación incluyen registros de litologia, saturación, porosidad, presión de formación, movilidad, análisis de fluidos de perforación y registros geológicos. Entre las propiedades de fluidos medidos son GOR, composición, densidad, viscosidad, presión de saturación, fluorescencia y pH de agua medida in situ, es decir, ya sea en la formación o poco después de la extracción de la formación y antes de que las variaciones de presión y temperatura causan cambios irreversibles en propiedades de fluidos. Las propiedades de fluidos adquiridos se usan para generar un modelo de fluidos más preciso como se indica en el paso (206) . El modelo de fluidos generado luego se integra con el modelo geológico como se indica en el paso (208) . El modelo integrado se usa para predecir registros de DFA y otros datos para el campo como se indica en el paso (210) . Las nuevas mediciones luego se comparan con el modelo geológico actualizado como se muestra en el paso (212) para identificar áreas de acuerdo y desacuerdo, es decir, entre los registros de DFA previstos y reales. En el caos de desacuerdo, el modelo geológico se actualiza como se muestra en el paso (214), que puede requerir operaciones de registro adicionales. Por ejemplo, si las condiciones previstas difieren en una ubicación dada, las mediciones pueden tomarse tanto directa con, como adyacente a, dicha ubicación. Este proceso, se itera hasta que se obtienen acuerdos entre los registros de DFA previstos del modelo geológico y reales, en cuyo punto el modelo geológico determinado puede ser correcto, como se indica en el paso (216) . Haciendo referencia ahora a las Figuras 2 y 3, los registros de análisis de fluidos de perforaciones sintéticas generados a lo largo de la nueva trayectoria de perforaciones antes de que se pueden exhibir las mediciones reales por el software de caracterización del depósito ejecutadas por la unidad de control. La exhibición puede representar profundidades o intervalos seleccionados ro el usuario a lo largo de la trayectoria de la perforación con otros registros de evaluación de formación medios en esta perforación. Esto incluye el cálculo del espectro de absorción de VI-NIR del fluido de formación como se medie con un analizador de fluido de perforación profunda usando, como una entrada la composición de fluido prevista y la densidad de las mediciones realizadas en otras ubicaciones en el depósito que se resume que está en comunicación hidráulica con la presente ubicación. La unidad de control también puede establecer un plan para el análisis de fluido de perforación profunda y la adquisición de muestras de fluidos que contempla, en un mínimo, análisis de fluidos en dos puntos, es decir, superior y base de cada unidad de depósito de interés identificada de registros geológicos y petrófisicos . El análisis de fluidos de perforación profunda entonces puede elevarse a cabo a profundidades seleccionadas de acuerdo con el plan. Tanto los resultados de análisis previstos como los reales se pueden exhibir para ayudar al operador. Como se trató antes, si las muestras son similares entonces ¦ la nueva información soporta el modelo de depósito existente. Sin embargo, si difieren las propiedades de fluidos, el software inicia la adquisición de información adicional para obtener un mejor entendimiento de la formación, v.gr., llevando a cabo DFA a otras profundidades en la perforación para determinar si la región de desacuerdo es un compartimiento de depósito con diferentes propiedades de fluido. Si dos diferentes muestras de fluido en lo que se percibe como un solo compartimiento indican diferentes compartimientos en el depósito, el modelo y pantalla se actualizan para reflejar esta condición. Un aspecto adicional del software de caracterización de depósito es la implementación de un sistema experto siguiendo las practicas recomendadas presentadas en System and Methods of Deriving Differential Fluid Properties of Downhole Flouids, L. Venkataramana, O.C. Mullins and R.R. Vasques, US 2006/0155472, que sugieren nuevos puntos de análisis en la perforación. Por ejemplo, si dos análisis de fluidos de perforación profunda llevada a cabo en la parte superior en la parte inferior de lo que se piensa que es un solo compartimiento de depósitos se encuentran diferentes, hay una exhibición visual en el software marcando un punto en la imagen de perforación entre dos puntos de análisis previos con el fin de hacer que el operador extraiga fluido y lleve a cabo un DFA en dicha ubicación. El software también puede sugerir bajo cuyas circunstancias puede preverse para capturar una muestra de fluidos . El software de caracterización de depósitos también puede llevar a cabo análisis estadísticos. Por ejemplo, los datos de análisis de fluidos de perforación profunda de la nueva muestra se pueden comparar sobre una base estadística, o un subgrupo seleccionado de, muestras de fluidos en las mismas perforaciones u otras en el campo para calcular su similitud estadística. Además, el volumen de reservas puede recalcularse automáticamente en respuesta a la actualización del modelo geológico. Con el fin de facilitar el entendimiento del operador de la estructura de campo, el software de caracterización de depósitos puede exhibir elementos clave del modelo de propiedad geológica y de fluido en tres dimensiones, junto con datos que representan muestras de fluidos recopiladas del campo. En la muestra del ejemplo ilustrado similarmente se distingue por diferentes códigos de color o símbolos. La similitud estadística también puede representarse por mapas de probabilidad y estos pueden regenerarse cada vez que se adquiere un nuevo punto de datos. El cálculo del espectro de VIS-NIR previsto del fluido a una nueva ubicación se realiza usando la densidad de fluido y la composición en la nueva ubicación, y el espectro medido en una diferente ubicación en el mismo compartimiento de depósito o tendencia esperada de compartimientos cercanos, en cualquiera de las diferentes formas. Un espectro de fluidos medido en una ubicación diferente en el mismo compartimiento de depósito se corrige a la densidad de fluido esperada (p) en la nueva ubicación multiplicando por la relación de densidad: OD = OD, ^ A 1 en donde OD es la densidad óptica del fluido a una longitud de onda dada. Si se espera que la composición sea diferente en la nueva ubicación, como se predice por ejemplo de un EoS, la nueva composición se usa para calcular las absorciones ópticas en el rango cercano a infrarrojo. Una tendencia de color de fluido puede calcularse con respecto a un componente de hidrocarburo, tal como C20+. El color en una diferente ubicación entonces se puede calcular conociendo el ardiente de composición para dicho depósito y la disminución de anchura absorción en la región cercana a infrarrojo para hidrocarbonos . Si no está disponible suficiente información para calcular un gradiente de composición o un gradiente de color, la hipótesis es que el mismo espectro de fluido medido se espera que se encuentre a través del depósito. Entonces se ocupa todo el modelo geológico con un espectro de DFA homogéneo . En algunos casos los parámetros de fluido que normalmente se usan para discriminar muestras, tales como composición y relación de gas-petróleo (GOR) , tienen variación mínima. Sin embargo, la diferenciación de muestras aún puede ser posible usando color de fluido, es decir, la densidad óptica del fluido a una longitud de onda dada. En cualquier caso, las variaciones de fluidos presentes en la naturaleza dentro de un depósito se deberán tomar en cuenta. En contraste con el petróleo crudo más ligero que más probablemente exhiben variaciones extremas de luz debido a la gravedad (variaciones en GOR) , hay una base de petróleo de crudo de peso moderado que con más probabilidad exhiben graduación de asfalteno inducida gravitacionalmente con graduación extrema mínima o ligera casi insignificante. Finalmente, los petróleos muy pesados con frecuencia exhiben graduación final pesada; se piensa que la biodegradación es un contribuidor principal en la presente. Para una acumulación de hidrocarburos dada hay una relación lineal entre el contenido de asfalteno y la densidad óptica (OD) del fluido a una longitud de onda cortada. Cuando una segregación gravitacional de la fracción más pesada, es decir, asfáltenos, con profundidad existen en un capo, se reflejara por una variación en el espectro de absorción de NIR de los fluidos. Los fluidos que tiene una densidad óptica superior o más contenido de asfalteno se deberán encontrar más profundos en el depósito. La segregación de asfalteno puede reproducirse por modelos físicos tales como ley de Boltzmann para distribución de componentes en un campo gravitacional. El modelo de fluidos permitirá los cálculos del contenido de asfalteno en cualquier profundidad en el depósito y por lo tanto la densidad óptica del fluido en la longitud de onda de corte. Los petróleos crudos y asfáltenos exhiben una disminución exponencial en la región dominada por color del espectro de VI-NIR con una anchura de disminución constante (Véase O.c. Mullins, "Optical Interrogation of Aromatic Moieties in Crude Oils and Asphaltenes" , en Sructures and Dynamics of Asphaltenes, O.C. Mullins and E.Y. Sheu, editors, Plenum Press, New York, 1998). Esta es la base del algoritmo de decoloración para corrección de GOR. El hecho de que en una gráfica semi-logarítmica de número de onda contra OD el borde de absorción de petróleo crudo exhibe como línea recta con inclinación constante se usa para calcular las OD a otras longitudes de onda la región dominada por color (hasta 1600 nm) sabiendo la OD en la longitud de onda de corte y la inclinación. Existen otros modelos para reproducir segregación gravitacional de componentes más ligeros. La composición de fluido puede calcularse entonces en cualquier punto en el campo y por lo tanto la GOR. Cualquier gradiente de composición natural en el fluido deberá tomarse en cuenta con el fin de calcular el espectro óptico sintético del fluido en el depósito. El espectro sintético luego se compara con el espectro medido y se cuantifica su similitud. Mientras que la invención se describe a través de las modalidades ilustrativas anteriores, se entenderá por los expertos en la materia que se pueden hacer modificaciones y variaciones de las modalidades ilustradas sin alejarse de los conceptos inventivos descritos en la presente. Además, mientras que las modalidades preferidas se describan en relación con varias estructuras ilustrativas, alguien experto en la materia reconocerá que el sistema puede modalizarse usando una variedad de estructuras específicas. Consecuentemente, la invención no se deberá observar como limitada excepto por el alcance y espíritu de las reivindicaciones anexas.

Claims

REIVINDICACIONES 1. - Un método para identificar unidades hidráulicamente aislada sen una formación geológica que comprende los pasos de: obtener una muestra de fluido de formación de una ubicación seleccionada; midiendo por lo menos una propiedad del fluido de formación dentro de la perforación; y usar la propiedad medida para identificar una unidad geológica aislada hidráulicamente. 2. - El método de la reivindicación 1, en donde por lo menos una propiedad incluye uno o. más del espectro de absorción cercano a infrarrojo visible, relación de gas-petróleo, composición, densidad, viscosidad, presión de saturación y fluorescencia. 3. - El método de la reivindicación 1, en donde por lo menos se midió una propiedad sustancialmente la misma presión y temperatura como la formación en la ubicación seleccionada . 4. - El método de la reivindicación 1, incluyendo el siguiente paso para utilizar mediciones de la misma propiedad obtenida en una pluralidad de ubicaciones seleccionadas para generar un modelo de fluido. 5. - El método de la reivindicación 4, incluyendo el paso adicional para integrar el modelo de fluido con un modelo geológico. 6. - El método de la reivindicación 5, incluyendo el 5 paso adicional de comparar una medición obtenida subsiguientemente de la propiedad de fluido con el modelo geológico . 7.- El método de la reivindicación 6, incluyendo el paso adicional para actualizar el modelo geológico si la 10 medición obtenida subsiguientemente desacuerda con el modelo geológico . 8. - El método de la reivindicación 6, que incluye el paso adicional de comparar mediciones de la propiedad de fluidos obtenida en diferentes ubicaciones dentro de la 15 perforación. 9. - El método de la reivindicación 6, incluyendo el paso adicional de comparar mediciones de la propiedad de fluido obtenida de diferentes perforaciones. 10. - Un medio que puede leerse en computadora 20 codificado con código de programa para identificar unidades geológicas aisladas hidráulicamente en una formación que comprende : lógica para generar una medición de por lo menos una propiedad del fluido de formación dentro de la perforación de una muestra del fluido de formación obtenida en una ubicación seleccionada; y lógica para utilizar la propiedad medida para identificar una unidad geológica aislada. 11. - El medio que puede leerse en computadora de la reivindicación 10, en donde por lo menos una propiedad incluye uno o más de espectro de absorción cercano a infrarrojo visible, relación de gas-petróleo, composición, densidad, viscosidad, presión de saturación, fluorescencia y pH de agua. 12. - El medio que puede leerse en la computadora de la reivindicación 10, en donde por lo menos se mide una propiedad sustancialmente a la misma presión y temperatura como la formación en la ubicación seleccionada. 13. - El medio que puede leerse por computadora de la reivindicación 10, que incluye además la lógica para usar mediciones de la misma propiedad de fluido obtenida de una pluralidad de las ubicaciones seleccionadas para generar un modelo de fluido. 14. - El medio que puede leerse por la computadora de la reivindicación 13, incluyendo además la lógica para integrar el moleo de fluidos con un modelo geológico. 15. - El medio que puede leerse en la computadora de acuerdo con la reivindicación 14, que incluye además la lógica para comparar una medición obtenida subsiguientemente de la propiedad de fluido con el modelo geológico. 16. - El medio que puede leerse en la computadora de la reivindicación 15, que incluye además lógica para actualizar el modelo geológico si la medición obtenida subsiguientemente desacuerda con el modelo geológico. 17. - El medio que puede leerse en la computadora de la reivindicación 15, incluyendo además la lógica para comparar mediciones de la propiedad de fluidos obtenida sen diferentes ubicaciones dentro de la perforación. 18. - El medio que puede leerse en la computadora de la reivindicación 15, que incluye además la lógica para comparar mediciones de la propiedad de fluido obtenida de diferentes perforaciones. 19.- El aparato para identificar las unidades geológicas aisladas hidráulicamente en una formación que comprende : una herramienta de análisis de formación que puede operarse para obtener una muestra de fluido de formación en una ubicación seleccionada, y medir por lo menos una propiedad del fluido de formación dentro de la perforación; y una unidad de control que puede operarse para usar la propiedad medida para identificar una unidad geológica aislada hidráulicamente. 20. - El aparato de la reivindicación 19, dentro de por lo menos una propiedad incluye uno o más del espectro de absorción cercano a infrarrojo visible, relación de gas-aceite, composición, densidad, viscosidad, presión de saturación, fluorescencia y pH del agua. 21. - El aparato de la reivindicación 19, en donde por lo menos una propiedad se midió sustancialmente a la misma presión y la temperatura como la formación de la ubicación seleccionada. 22. - El aparato de la reivindicación 19, en donde el aindiad de control se puede operar además para usar mediciones de la misma propiedad obtenida a una pluralidad de ubicaciones seleccionadas para generar un modelo de fluido. 23. - El aparato de la reivindicación 22, en donde la unidad de control además puede operarse para integrar el modelo de fluido con un modelo geológico. 24. - El aparto de la reivindicación 23, en donde la unidad de control además puede operarse para comparar una medición subsiguientemente obtenida de la propiedad del fluido con el modelo geológico. 25. - El aparato de la reivindicación 24, en donde la unidad de control además puede operar para actualizar el modelo geológico si la medición obtenida subsiguientemente desacuerda con el modelo geológico. 26.- El aparato de la reivindicación 24, en donde la unidad de control además opera para comparar mediciones de la propiedad de fluido qua puede obtenerse en diferentes ubicaciones dentro de la perforación. 27.- El aparato de la reivindicación 24, en donde la unidad de control se puede operar además para comparar mediciones de la propiedad de fluido obtenida de diferentes perforaciones . RESUMEN La formación de datos de fluidos basada en mediciones tomadas en la perforación profunda bajo condiciones naturales se utiliza para ayudar a identificar compartimientos de depósitos. Un modelo geológico del depósito incluyendo condiciones de presión y temperatura esperados se integra con un modelo de fluidos previsto aparato para medir la composición y datos de PVT en las muestras de fluidos de depósito o análogo representante. Los registros de análisis de fluidos de perforación profunda sintética (DPD) creados del modelo de fluido predictivo puede exhibirse junto con la trayectoria de perforación propuesta por el software de dovelado geológico antes de la adquisición de datos. Durante una operación de muestreo de fluido de perforación profunda, se puede exhibir mediciones reales después de los registros previstos. Si existe un acuerdo entre las muestras de fluido previstas y medidas, se validan los modelos geológicos y de fluidos. Sin embargo, si hay una discrepancia entre las muestras de fluido previstas y medidas, el modelo geológico y la necesidad de modelo de fluido se volverá a analizar, v.gr., para identificar compartimientos de fluidos de depósitos. Un análisis comparativo cuantitativo de los fluidos muestreados pueden llevarse a cabo contra otras muestras en la misma perforación o en diferentes perforaciones en el campo o región para calcular la similitud estadística de los fluidos y por lo tanto la conectividad posible entre dos o más regiones de depósito .