MX2014012399A - Evaluacion de conectividad de yacimiento en yacimientos de hidrocarburos. - Google Patents

Abstract

Se describe un método para evaluar la conectividad entre secciones en un yacimiento de hidrocarburos. Se recolectan muestras hidrocarburos en diferentes profundidades en al menos un agujero. La intensidad de la fluorescencia determina las concentraciones de extremos pesados reales de hidrocarburos para las diferentes profundidades correspondientes. Se determinan las concentraciones de extremos pesados estimados de hidrocarburos para diferentes profundidades correspondientes y se comparan las concentraciones de extremos pesados reales de hidrocarburos con las concentraciones de extremos pesados estimados para evaluar la conectividad entre secciones del yacimiento de hidrocarburos.

Description

EVALUACION DE CONECTIVIDAD DE YACIMIENTO EN YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS Antecedentes Los análisis de conectividad de yacimientos determinan si los fluidos fluyen desde una sección del yacimiento hacia otra sección del yacimiento y dónde perforar un agujero. La conectividad de yacimientos se puede evaluar mediante la recolección y análisis de muestras de petróleo de un agujero usando el análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA, por sus siglas en inglés) , incluyendo espectroscopia óptica para determinar la concentración de extremos pesados en diferentes profundidades en el agujero y compararla con petróleos de la ecuación de estado de Flory-Huggins-Zuo (FHZ EOS, por sus siglas en inglés) . Este análisis depende de la interpretación de la absorción óptica en la región visible o del infrarrojo cercano (mencionado como "color") y está relacionado con el contenido relativo de asfáltenos o resinas coloreadas en el petróleo. Sin embargo, es difícil cuantificar el contenido de asfáltenos en algunos petróleos. Algunos sistemas miden el contenido relativo de asfáltenos usando el color y fluorescencia de petróleos pesados, donde ambos son adecuados para petróleos con alta concentración de extremos pesados. Estos métodos no son viables para petróleos con una baja concentración de extremos pesados, tales como condensados de gas.

Compendio Este compendio se proporciona para introducir una selección de conceptos que se describen adicionalmente más adelante en la descripción detallada. Este compendio no pretende identificar características clave o esenciales de la materia reivindicada, ni pretende utilizarse como auxiliar para limitar el alcance de la materia reivindicada.

Un método evalúa la conectividad entre secciones en un yacimiento de hidrocarburos atravesado por un agujero. Se recolecta una pluralidad de hidrocarburos en profundidades correspondientes dentro de al menos un agujero. Se usa la intensidad de fluorescencia para determinar una pluralidad de concentraciones de extremos pesados reales de hidrocarburos para las diferentes profundidades correspondientes en función de la pluralidad de muestras de hidrocarburos. Se determinan una pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de hidrocarburos para las profundidades correspondientes. La pluralidad de concentraciones extremos pesados reales de los hidrocarburos se comparan con la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de hidrocarburos para evaluar la conectividad entre secciones adyacentes del yacimiento de hidrocarburos.

En un ejemplo el hidrocarburo se forma como un condesado de gas, gas húmedo o petróleo volátil. En otro ejemplo el hidrocarburo se forma como un fluido que contiene < 1 % en peso de asfalteno. El hidrocarburo también se puede formar como un fluido con absorción de densidad óptica (DO) < 0,1 en las regiones espectrales visibles o del infrarrojo cercano. En otro ejemplo el hidrocarburo se forma como un fluido que tiene extremos pesados que existen como moléculas aisladas. En aun otro ejemplo, el hidrocarburo se forma como un fluido que tiene una fluorescencia proporcional al contenido de extremos pesados .

En un ejemplo, una pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas tiene un gradiente en la profundidad del agujero que indica la conectividad entre secciones del yacimiento de hidrocarburos. La pluralidad de las muestras de hidrocarburos se pueden recolectar usando una herramienta del fondo del pozo dentro del agujero. En otro ejemplo, la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas se determinan usando un modelo de la ecuación de estado de Flory-Huggins-Zuo (FHZ EOS) . Las concentraciones de extremos pesados pueden basarse en las concentraciones de los aromáticos y las resinas, que pueden tener una composición química similar a la molécula de perileno.

Un sistema para evaluar la conectividad entre secciones en un yacimiento de hidrocarburos atravesado por al menos un agujero incluye al menos una herramienta para recolectar una pluralidad de muestras de hidrocarburo en profundidades correspondientes dentro del al menos un agujero. Se usa la intensidad de fluorescencia para determinar las concentraciones de extremos pesados reales de hidrocarburos. Un procesador coopera con la al menos una herramienta y determina las concentraciones de extremos pesados estimadas, y compara la pluralidad de concentraciones de extremos pesados reales de hidrocarburos con las concentraciones de extremos pesados estimadas de hidrocarburos para evaluar la conectividad entre secciones del yacimiento de hidrocarburos.

También se describe un medio legible por computadora no transitorio y se ejecuta en un procesador para llevar a cabo los pasos para evaluar la conectividad entre las secciones en un yacimiento de hidrocarburos y atravesado por un agujero y para el cual se ha usado intensidad de fluorescencia para determinar las concentraciones de extremos pesados reales de condensados de gas para las diferentes profundidades correspondientes. Este compara las concentraciones de extremos pesados reales con las concentraciones de extremos pesados estimadas.

Breve descripción de los dibujos La Figura 1A es un diagrama esquemático de una herramienta de análisis de fluidos de un yacimiento de petróleo que se puede usar con la metodología de acuerdo con una modalidad no taxativa.

La Figura IB es un diagrama esquemático de un módulo de análisis de fluidos adecuado para usar con la herramienta de la Figura 1A.

La Figura 2 es un diagrama de flujo que muestra un flujo de trabajo para evaluar la conectividad de acuerdo con una modalidad no taxativa .

La Figura 3 es una gráfica que muestra la relación lineal en la comparación de fluorescencia y color para petróleo ligero que demuestra que la fluorescencia se puede interpretar como una medida del contenido de extremos pesados en el petróleo.

La Figura 4 es una gráfica que muestra los datos de fluorescencia medidos en diferentes profundidades con DFA y la línea recta que indica la predicción de la FHZ EOS que indica que el yacimiento está conectado y en equilibrio.

Descripción Detallada La presente descripción se realiza en referencia a los dibujos adjuntos, en los que se muestran modalidades de ejemplo. Sin embargo, se pueden usar muchas modalidades diferentes y, por lo tanto, la descripción no debería interpretarse como limitativa de las modalidades establecidas en la presente . En lugar de eso, estas modalidades se proporcionan para que esta descripción sea meticulosa y completa. A lo largo de la presente los números iguales hacen referencia a elementos iguales.

Con referencia a las Figuras 1A y IB, se ilustra una herramienta para controlar un módulo de análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) del yacimiento y en la Figura IB, una modalidad de ejemplo del módulo de análisis de fluidos de la Figura 1A que incluye varias sondas incluyendo una sonda para medir los datos de fluorescencia y permiten la evaluación de la conectividad del yacimiento en condensados de gas usando la FHZ EOS. Los detalles significativos de la FHZ EOS se describen en la publicación internacional de solicitud de patente de titularidad compartida n. ° WO 2012/042397 basada en la solicitud de patente estadounidense n.° de serie 61/387,066 y la solicitud de patente estadounidense provisional de titularidad compartida n. ° de serie 61/587,846.

La aplicación de la FHZ EOS se describe más adelante con respecto a la materia de medir las concentraciones de gas de extremos pesados de hidrocarburos, tales como condensados de gas, para determinar la conectividad del yacimiento. Un sistema que mide el contenido de asfalteno usando espectroscopia se describe en la solicitud de patente estadounidense de titularidad compartida n.° de serie 13/446,975, y otro sistema usando fluorescencia se describe en la solicitud de patente internacional n.° PCT/US13/2127 , basada en la solicitud de patente estadounidense provisional n.° de serie 61/585,934. El sistema y método tal como se describe más adelante se puede usar en uno o más pozos que intersecan una formación común. Este análisis no se restringe a una solo pozo. La conectividad lateral frecuentemente se analiza y se puede usar un enfoque de pozo único o de múltiples pozos.

Los condensados de gas exhiben poco color, los que indica que la concentración relativa de los extremos pesados no se puede determinar mediante espectroscopia óptica. La aplicación de la FHZ EOS para evaluar la conectividad del yacimiento depende de las mediciones de la concentración relativa de los extremos pesados. De acuerdo con un ejemplo no taxativo, los hidrocarburos tales como los condensados de gas se miden usando datos de fluorescencia para permitir la evaluación de la conectividad del yacimiento en condensados de gas usando la FHZ EOS .

En un ejemplo el hidrocarburo se forma como un condesado de gas y en otro ejemplo como un gas húmedo que tiene una pequeña cantidad de líquido presente, que oscila desde un gas húmedo que es un gas saturado con vapor líquido a un flujo de múltiples fases con un 90 % de volumen de gas en un ejemplo no taxativo. En otro ejemplo el hidrocarburo se forma como un petróleo volátil o un fluido que contiene < 1 % en peso de asfalteno. El hidrocarburo también se puede formar con absorción de densidad óptica (DO) < 0,1 en las regiones espectrales visibles o del infrarrojo cercano. El hidrocarburo también se puede formar como un fluido que tiene extremos pesados que existen como moléculas aisladas. El hidrocarburo también se puede formar como un fluido que tiene una fluorescencia proporcional al contenido de extremos pesados.

La Figura 1A ilustra un sistema de análisis de yacimiento de petróleo 8 que se puede usar de acuerdo con un ejemplo no taxativo para evaluar la conectividad del yacimiento. El sistema 8 incluye una herramienta de pozo 10 suspendida en el pozo 12 desde el extremo inferior de un cable multiconductor 15 típico que está enrollado de la forma habitual en un guinche adecuado en la superficie de la formación. El cable 15 está acoplado eléctricamente a un sistema de control 18 en la superficie de la formación e incluye sistemas electrónicos y de circuitos de procesamiento para procesar la herramienta. La herramienta de pozo 10 incluye un cuerpo alargado 19 que lleva un ensamblaje de admisión de fluidos 20 extensible de manera selectiva y un miembro de anclaje de la herramienta 21 extensible de manera selectiva que están dispuestos respectivamente en lados opuestos del cuerpo de herramienta. El ensamblaje de admisión de fluidos 20 está equipado para sellar o aislar de manera selectiva las partes seleccionadas de la pared del pozo 12 de modo que se establezca la comunicación fluida con la formación de tierra adyacente 14.

El ensamblaje de admisión de fluidos 20 y la herramienta de pozo 10 incluyen una línea de flujo que conduce a un módulo de análisis de fluidos 25. El fluido de formación obtenido mediante el ensamblaje de admisión de fluidos 20 fluye a través de la línea de flujo y a través del módulo de análisis de fluidos 25. Luego de esto, el fluido se puede expulsar a través de un puerto o se puede enviar a la una o más cámaras de recolección de fluidos 22 y 23 que pueden recibir y retener los fluidos obtenidos de la formación. Con el ensamblaje de admisión de fluidos 20 acoplando herméticamente la formación 14, se puede usar una rápida pérdida de presión corta para romper el sello de costra de lodo. El primer fluido extraído en la herramienta puede estar altamente contaminado con filtrado de lodo. A medida que la herramienta continúa extrayendo fluido de la formación 14, el área cercana al ensamblaje de admisión de fluidos 20 se limpia y el fluido del yacimiento se vuelve el constituyente dominante. El tiempo necesario para la limpieza depende de muchos parámetros, incluyendo permeabilidad de la formación, viscosidad de fluidos, las diferencias de presión entre el pozo y la formación, y diferencia de presión mal equilibrada y su duración durante la perforación. El aumento de la velocidad de bomba puede reducir el tiempo de limpieza, pero la velocidad se controla cuidadosamente para conservar las condiciones de presión de la formación.

El módulo de análisis de fluidos 25 incluye componentes para medir la temperatura y presión del fluido en la línea de flujo. El módulo puede trabajar en conjunto con un circuito y aparato que mide la intensidad de fluorescencia en diferentes muestras de condensados de gas que son recolectados a diferentes profundidades dentro del agujero. Se hace referencia a la solicitud de patente internacional PCT/US13/21274 , incorporada mediante referencia, que describe la fluorescencia de petróleo pesado para medir el contenido de asfalteno del petróleo pesado e incluye varios sensores y módulos que miden la fluorescencia de condensados de gas. El módulo de análisis de fluidos 25 también deriva propiedades que caracterizan la muestra de fluidos de la formación en la temperatura y presión de la línea de flujo.

En una modalidad, el módulo de análisis de fluidos 25 mide los espectros de absorción y traduce dichas mediciones en concentraciones de varios componentes alcanos y grupos en la muestra de fluidos. En una modalidad ilustrativa, el módulo de análisis de fluidos 25 proporciona mediciones de las concentraciones (por ejemplo, porcentajes en peso) de dióxido de carbono (C02) , metano (CH4) , etano (C2H6) , el grupo alcano C3-C5, el conglomerado de hexano y componentes alcano más pesados (C6+) , y contenido de asfalteno. El módulo de análisis de fluidos 25 mide la densidad de fluidos vivos (p) en la temperatura y presión de la línea de fluidos, viscosidad de fluidos vivos (µ) en la temperatura y presión de la línea de fluidos (en cP) , presión de la formación y temperatura de la formación.

El control del ensamblaje de admisión de fluidos 20 y el módulo de análisis de fluidos 25, y la vía de flujo a la cámaras recolectoras 22, 23 se mantiene mediante el sistema de control 18.

Como lo entenderá un experto en la técnica, el módulo de análisis de fluidos 25 y el sistema de control ubicado en la superficie 18 incluyen una funcionalidad de procesamiento de datos (por ejemplo, uno o más microprocesadores, memoria asociada y otro hardware y/o software) para implementar la metodología descrita en la presente. El sistema de control eléctrico 18 también se puede realizar mediante un sistema de procesamiento de datos distribuidos. Los datos medidos por la herramienta de pozo 10 se comunica (por ejemplo, en tiempo real) mediante un enlace de comunicación, por ejemplo, un enlace de satélite, a una ubicación remota para análisis de datos, que se puede realizar en una estación de trabajo u otro sistema de procesamiento de datos adecuado, por ejemplo, un conglomerado de computadoras o computación grid.

Los fluidos de la formación muestreados por la herramienta de pozo 10 se pueden contaminar con el filtrado de lodo de un fluido de perforación que se filtra en la formación 14 durante el proceso de perforación. En algunos ejemplos, se retiran de la formación 14 los fluidos de la formación y se bombean hacia el pozo o hacia una gran cámara de desperdicios en la herramienta de pozo 10 hasta que el fluido se retira queda lo suficientemente limpio. En una muestra limpia, la concentración de filtrado de lodo en la muestra es aceptablemente baja, de modo que el fluido sustancialmente representa los fluidos de formación naturales (es decir, de origen natural) . En el ejemplo ilustrado, la herramienta de pozo 10 se proporciona con cámaras recolectoras de fluidos 22 y 23 para almacenar las muestras de fluidos recolectadas.

El sistema 8 de la Figura 1A realiza determinaciones in situ con respecto a las formaciones geológicas que poseen hidrocarburos mediante muestreo en el fondo del pozo del fluido del yacimiento en una o más estaciones de medición dentro del pozo 12 y lleva a cabo el análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) de una o más muestras de fluidos del yacimiento para cada estación de medición (incluyendo análisis composicional tal como estimar las concentraciones de una pluralidad de componentes composicionales de una muestra dada y otras propiedades del fluido) . De acuerdo con un ejemplo no taxativo, las muestras de condensados de gas se recolectan de diferentes profundidades. El análisis de fluidos de fondo de pozo se puede comparar a un modelo de ecuación de estado (EOS) del comportamiento termodinámico del fluido para caracterizar el fluido del yacimiento en ubicaciones diferentes dentro del yacimiento y determinar parámetros de producción de fluidos, propiedades de transporte y otros indicadores comercialmente útiles del yacimiento.

Por ejemplo, el modelo de EOS puede proporcionar una envoltura de fase que se puede usar para variar interactivamente la velocidad a la que se recolectan las muestras y evitan entrar en la región de dos fases. En otro ejemplo, la EOS puede evaluar las metodologías de producción para el yacimiento. Dichas propiedades pueden incluir la densidad, viscosidad y volumen del gas formado a partir de un líquido luego de la expansión a una temperatura y presión especificadas. La caracterización de la muestra de fluido con respecto a su modelo termodinámico también se puede usar como referencia para determinar la validez de la muestra obtenida, si retener la muestra y/o si obtener otra muestra en la ubicación de interés. Más particularmente, en función del modelo termodinámico y la información con respecto a las presiones de la formación, presiones del muestreo y temperaturas de la formación, si se determina que la muestra de fluido se obtuvo cerca o por debajo del punto de burbujeo de la muestra, se debe tomar una decisión en cuanto a deshacerse de la muestra y/u obtener una muestra a una velocidad menor (es decir, una pérdida de presión más pequeña) de modo que el gas no se desprenda de la muestra. Debido a que puede ser deseable el conocimiento del punto de rocío exacto de un condensado de gas retrógrado en una formación, se debe tomar una decisión, cuando las condiciones lo permiten, de variar la caída de presión en un intento por observar la condensación líquida y de esta manera establecer la presión de saturación real.

La Figura IB ilustra una modalidad de ejemplo del módulo de análisis de fluidos 25 de la Figura 1A (etiquetado 25' ) , incluyendo una sonda 202 que tiene un puerto 204 para dejar entrar el fluido de la formación. Un mecanismo de extensión hidráulica 206 puede ser impulsado por un sistema hidráulico 220 para extender la sonda 202 para que acople herméticamente la formación 14. En otras im lementaciones , se puede usar más de una sonda u obturadores anulares inflables pueden reemplazar la o las sondas y funcionar para establecer conexiones fluidas con la formación y las muestras de fluidos.

Una sonda 202 de ejemplo es la sonda Quicksilver desarrollada por Schlumberger Technology Corporation de Sugar Land, Texas, EUA. La sonda Quicksilver divide el flujo de fluido desde el yacimiento en dos zonas concéntricas, es decir, una zona central aislada de una zona de guarda alrededor del perímetro de la zona central. Las dos zonas están conectadas para separar las líneas de flujo con bombas independientes. Las bombas pueden funcionar a diferentes velocidades para explotar el contraste de viscosidad de filtrado/fluido y la anistropía de permeabilidad del yacimiento. Una velocidad de entrada mayor en la zona de guarda dirige al fluido contaminado a la línea de flujo de la zona de guarda, mientras el fluido limpio se envía a la zona central. Los analizadores de fluidos analizan el fluido en cada línea de flujo para determinar la composición del fluido en las líneas de flujo respectivas. Las velocidades de bomba se pueden ajustar en función de dicho análisis composicional para lograr y mantener los niveles de contaminación de fluido deseados. El f ncionamiento de la sonda Quicksilver separa de manera eficaz el fluido contaminado del fluido limpio temprano en el proceso de extracción de fluidos, lo que da como resultado la obtención de un fluido limpio en mucho menos tiempo en comparación con herramientas de prueba de la formación tradicionales .

El módulo de análisis de fluidos 25' incluye una línea de flujo 207 que transporta fluido de la formación desde el puerto 204 a través del analizador de fluidos 208. El analizador de fluidos 208 puede incluir una fuente de luz que dirige la luz a un prisma de zafiro dispuesto adyacente al flujo de fluidos de la línea de fluidos. El reflejo de dicha luz se analiza mediante un refractómetro de gas y detectores de fluorescencia dual, refractómetro de gas identifica de forma cualitativa la fase fluida en la línea de fluidos. Los detectores de fluorescencia dual detectan las burbujas de gas libres y la caída de líquido retrógrado para detectar de forma precisa el flujo de fluidos de fase única en la línea de flujo 207. También se identifica el tipo de fluido. La información de fase resultante se puede usar para definir la diferencia ente condensados retrógrados y petróleos volátiles, que pueden tener relaciones de gas/petróleo (RGP) y densidades de petróleo vivo similares. También se puede usar para monitorear la separación de fases en tiempo real y garantizar el muestreo de fase única. El analizador de fluidos 208 también incluye espectrómetros duales - un espectrómetro de matriz de filtro y un espectrómetro tipo rejilla. El analizador de fluidos 208 u otros módulos asociados también incluyen aparatos para medir la intensidad de fluorescencia en muestras de condensados de gas en profundidades diferentes dentro del agujero.

El espectrómetro de matriz de filtro del analizador 208 incluye una fuente de luz de banda ancha que proporciona luz de banda ancha que pasa a lo largo de guías ópticas y a través de una cámara óptica en la línea de flujo hacia una matriz de detectores de densidad óptica que están diseñados para detectar bandas de frecuencia estrecha (comúnmente denominados canales) en los espectros visibles o del infrarrojo cercano tal como se describe en la patente estadounidense 4.994.671. El espectrómetro de matriz de filtro también emplea filtros ópticos que proporcionan la identificación del color (también denominado "densidad óptica" o "DO") del fluido en la línea de flujo. Dichas mediciones de color respaldan la identificación del fluido, la determinación del contenido de asfalteno y medición del pH. Este espectrómetro tipo rejilla del analizador de fluidos 208 está diseñado para detectar canales en los espectros del infrarrojo cercano (entre 1600-1800 nm) donde el fluido de yacimiento tiene características de absorción que reflejan la estructura molecular.

El analizador de fluidos 208 también incluye un sensor de presión para medir la presión del fluido de la formación en la línea de flujo 207, un sensor de temperatura para medir la temperatura del fluido de la formación en la línea de flujo 207 y un sensor de densidad para medir la densidad del fluido de la formación en la línea de flujo 207. Además de la densidad, el sensor de densidad también puede proporcionar una medida de la viscosidad del fluido vivo del factor de calidad de la frecuencia de oscilación. En una modalidad, el analizador de fluidos 208 es el Insitu Fluid Analyzer [analizador de fluidos in situ] disponible comercialmente de Schlumberger Technology Corporation. Los sensores de la línea de flujo del analizador de fluidos 208 se pueden reemplazar o complementar con otros tipos de sensores de medición adecuados (por ejemplo, sensores NMR, sensores de capacitancia, etc.) . El o los sensores de presión y/o el o los sensores de temperatura para medir la presión y temperatura del fluido enviado a la línea de flujo 207 también pueden ser parte de la sonda 202.

Una bomba 228 está acoplada de forma fluida a la línea de flujo 207 y está controlada para enviar el fluido de la formación a la línea de flujo 207 y suministrar el fluido de la formación a la cámaras recolectoras de fluidos 22 y 23 (Figura 1A) mediante una válvula 229 y vía de flujo 231 (Figura IB) .

El módulo de análisis de fluidos 25' incluye un sistema de procesamiento de datos 213 que recibe y trasmite señales de control y de datos a otros componentes del módulo 25' para controlar las operaciones del módulo 25' . El sistema de procesamiento de datos 213 también se comunica con el analizador de fluidos 208 para recibir, almacenar y procesar los datos de mediciones generados en este. En una modalidad, el sistema de procesamiento de datos 213 procesa los resultados de datos de medición mediante el analizador de fluidos 208 para derivar y almacenar de la composición de hidrocarburo de las muestras de fluidos analizadas en el lugar mediante el analizador de fluidos 208, incluyendo: temperatura de la línea de flujo; presión de la línea de flujo; densidad de fluido vivo (p) en la temperatura y presión de la línea de flujo; densidad de fluido vivo (µ) en la temperatura y presión de la línea de flujo concentraciones (por ejemplo, porcentajes en peso) de dióxido de carbono (C02) , metano (CH4) , etano (C2H6) , el grupo alcano C3-C5, el conglomerado de hexano y componentes alcano más pesados (C6+)y contenido de asfalteno; relación gas/petróleo (RGP) ; y otros parámetros (tal como gravedad API, factor volumétrico de formación del petróleo (Bo) / etc.) .

La temperatura y presión de la línea de flujo son medidas por el sensor de temperatura y el sensor de presión, respectivamente, del analizador de fluidos 208 (y/o sonda 202) . En una modalidad, el resultado del o los sensores de presión y del o los sensores de temperatura se monitorea continuamente antes, durante y después de la adquisición de muestras para obtener la temperatura y presión del fluido en la línea de flujo 207. La presión de la formación se puede medir mediante el sensor de presión del analizador de fluidos 208 en conjunto con el muestreo y análisis de fluidos en el fondo del pozo en una estación de medición particular luego de la acumulación de la línea de flujo con respecto a la presión de la formación.

La RGP se determina al medir la cantidad de metano y los componentes líquidos del petróleo crudo usando picos de absoción del infrarrojo cercano. La relación del pico de metano con respecto al pico de petróleo en un petróleo crudo vivo de fase única se relaciona directamente con la RGP. El módulo de análisis de fluidos 25' también puede detectar y/o medir otras propiedades de fluido de una muestra de petróleo vivo dada, incluyendo formación de rocío retrógrado, precipitación de asfalteno y/o desprendimiento de gas .

El módulo de análisis de fluidos 25' también incluye un bus 214 que comunica señales de datos y señales de control entre el sistema de procesamiento de datos 213 y el sistema de control ubicado en la superficie 18 de la Figura 1A. El bus 214 también puede transportar señales de sumistro eléctrico generadas por una fuente de energía ubicada en la superficie para alimentar al módulo de análisis de fluidos 25', y el módulo 25' puede incluir un transformador/regulador de suministro de energía 215 para transformar las señales de sumistro eléctrico suministradas mediante el bus 214 a niveles adecuados apropiados para uso por parte de los componentes eléctricos del módulo 25'.

Aunque los componentes de la Figura IB se mostraron y describieron anteriormente como acoplados y dispuestos de manera comunicativa en una configuración particular, los expertos en la técnica entenderán que los componentes del módulo de análisis de fluidos 25' pueden estar acoplados y/o dispuestos de manera comunicativa de forma diferente a la mostrada en la Figura IB sin apartarse del alcance de la presente descripción. Además, los métodos, aparatos y sistemas de ejemplo descritos en la presente no se limitan al tipo de traspaso particular sino que, en cambio, se pueden implementar en relación con diferentes tipos de traspaso incluyendo, por ejemplo, tubería enrollada, cable, columna de perforación cableada y/u otros mecanismos de traspaso conocidos en la industria.

De acuerdo con la presente descripción, el sistema de las Figuras 1A y IB puede funcionar usando la metodología mostrada en el diagrama de flujo 300 de la Figura 2 para evaluar la conectividad en función del análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) de muestras de fluidos del yacimiento y más particularmente los condensados de gas tal como se explica en detalle más adelante . Como lo entenderá un experto en la técnica, el sistema de control ubicado en la superficie 18 y el módulo de análisis de fluidos 25 de la herramienta de pozo 10 incluyen cada uno una funcionalidad de procesamiento de datos (por ejemplo, uno o más microprocesadores, memoria asociada y otro hardware y/o software) para cooperar en la implementación del método descrito en la presente. El sistema de control eléctrico 18 también se puede realizar mediante un sistema de procesamiento de datos distribuidos o estación de trabajo u otro sistema de procesamiento de datos adecuado (tal como un conglomerado de computadoras o computación grid) .

Se proporcionan a continuación más detalles del método usado para evaluar la conectividad del yacimiento para yacimientos de condensados de gas. Primero se realiza una breve descripción de la estructura y metodología de análisis de los asfáltenos para entender mejor el proceso tal como se describe cuando se aplica la FHZ EOS a condensados de gas de extremos pesados .

Los asfáltenos son una clase de solubilidad de petróleo crudo que son solubles en el solvente aromático pero insolubles en los n-alcanos. Los asfáltenos son sólidos que precipitan cuando se agrega un exceso de n heptano o pentano al petróleo crudo. Las moléculas de asfalteno son polares con pesos moleculares relativamente altos (alrededor de 700 a alrededor de 1000 g/mol) y una densidad de alrededor de 1,2 g/cc y puede precipitar a partir de la producción actual de petróleo crudo. Durante la producción de petróleo, los asfáltenos a menudo se desestabilizan y precipitan debido a cambios de temperatura, presión y/o composición química del crudo.

Los fluidos del yacimiento se pueden clasificar usando nanociencia para medir los gradientes composicionales en las columnas de petróleo. La compartimentalización, conectividad, gradientes de fluido y viscosidad pueden verse considerablemente afectada por cantidades pequeñas de asfalteno. La viscosidad del petróleo depende del contenido de asfáltenos. La magnitud de los gradientes de fluido depende de las estructuras de agregados de asfáltenos, que depende del contenido de asfalteno entre otras variables. Las mediciones de los gradientes de asfalteno son indicativas de la conectividad y compartimentalización, pero cantidades pequeñas de asfalteno no provocan la compartimentalización de un yacimiento. El análisis de muestreo de fluidos en el fondo del pozo puede permitir la medición precisa de la variación del contenido de asfalteno a través de la columna de petróleo. El contenido y distribución de asfalteno se obtiene usando una combinación de sensores y los gradientes medidos y se mide la coloración, densidad del fluido, relación gas/petróleo (RGP) , composición de hidrocarburos, intensidad de fluorescencia y viscosidad in si tu. Las mediciones de propiedades del fluido se realizan en el fondo del pozo y se trasmiten a la superficie en tiempo real como datos IFA y se acopan con los modelos de ecuación de estado (EOS) de asfalteno. Como resultado, es posible determinar la complejidad del yacimiento tal como las barreras de flujo y las distribuciones y ccompartimentalización de los fluidos. Dado que los asfáltenos son sólidos, se tratan con una EOS coloidal, tal como la EOS de Flory-Huggins-Zuo (FHZ) . Los datos del análisis de fluidos en el fondo del pozo se procesan con la FHZ EOS tal como se aplicó y se realiza una determinación si el asfalteno está distribuido en equilibrio termodinámico a través del yacimiento.

La Figura 2 es un diagrama de flujo 300 de alto nivel que muestra un método de ejemplo que evalúa la conectividad en yacimientos de condensados de gas. El método evalúa la conectividad entre secciones adyacentes en un yacimiento de hidrocarburos atravesado por un agujero. Los condensados de gas exhiben poco color y la concentración relativa de los extremos pesados no se puede determinar mediante espectroscopia óptica. La aplicación convencional de la ecuación de estado de Flory-Huggins-Zuo (FHZ EOS) para evaluar la conectividad de yacimientos depende de mediciones de concentración relativa del extremo pesado. Como resultado, la FHZ EOS no se ha aplicado en condensados de gas porque las mediciones necesarias no estaban disponibles.

El diagrama de flujo 300 que se muestra en la Figura 2 es un diagrama de flujo de alto nivel de un método evalúa la conectividad entre secciones adyacentes en un yacimiento de hidrocarburos atravesado por un agujero. Luego del inicio (bloque 302), se recolecta una pluralidad de condensados de gas en diferentes profundidades correspondientes dentro del agujero (bloque 304) . Se usa la intensidad de fluorescencia para determinar una pluralidad de concentraciones de extremos pesados reales de condensados de gas para las diferentes profundidades correspondientes en función de la pluralidad de muestras de condensados de gas (bloque 306) . Se determinan una pluralidad de concentraciones de extremos pesados de condensados de gas para las profundidades correspondientes (bloque 308) . La pluralidad de concentraciones extremos pesados reales de condensados de gas se comparan con la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de condensados de gas para evaluar la conectividad entre secciones adyacentes del yacimiento de hidrocarburos (bloque 310) . El método finaliza en el bloque 312.

En un ejemplo, la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas tiene un gradiente en la profundidad del agujero que indica la conectividad entre secciones adyacentes del yacimiento de hidrocarburos. Tal como se indicó anteriormente, el modelo de FHZ EOS se usa para determinar la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas, que se puede basar en las concentraciones de los aromáticos y las resinas.

Tal como se indicó anteriormente, el sistema para evaluar la conectividad incluye al menos una herramienta que recolecta la pluralidad de muestras de condensados de gas y utiliza la intensidad de fluorescencia para determinar la pluralidad de concentraciones de extremos pesados reales de condensados de gas para las diferentes profundidades correspondientes en función de la pluralidad de muestras de condensados de gas. El procesador que se muestra en la Figura 1A coopera con la herramienta, tal como la descrita con respecto a las Figuras 1A y IB, y determina la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de condensados de gas para las diferentes profundidades correspondientes y realiza la comparación.

Un medio legible por computadora no transitorio corresponde, en un ejemplo, a los elementos electrónicos y de procesamiento y se ejecuta en un procesador para llevar a cabo los pasos para evaluar la conectividad entre secciones adyacentes en un yacimiento de hidrocarburos atravesado por un agujero, del cual se han recolectado muestras de condensados de gas en diferentes profundidades correspondientes dentro del agujero. Se utilizó la intensidad de fluorescencia para determinar una pluralidad de concentraciones de extremos pesados reales de condensados de gas para las diferentes profundidades correspondientes en función de la pluralidad de muestras de condensados de gas. Se llevan a cabo diferentes pasos determinando la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de condensados de gas para las diferentes profundidades correspondientes y se compara la pluralidad de concentraciones de extremos pesados reales de condensados de gas con la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de condensados de gas para evaluar la conectividad entre secciones adyacentes del yacimiento de hidrocarburos.

Se proporcionan a continuación más detalles de la metodología de acuerdo con un ejemplo no taxativo. Por ejemplo, las muestras de condensados de gas se pueden recolectar en múltiples profundidades usando el verificador modular de la dinámica de formación MDT™ disponible de Schlumberger Technology Corporation de Sugarland, Texas, EUA. Este verificador mide la presión del yacimiento y recolecta muestras representativas de fluidos de múltiples capas y al mismo tiempo proporciona datos de permeabilidad y anisotropía a través de pruebas transitorias de presiones de intervalos diferentes. Este tipo de verificador MDT puede incluir componentes básicos de un Módulo de Energía Electrónica (MRPC, por sus siglas en inglés) , Módulo de Energía Hidráulica (MRHY, por sus siglas en inglés) , Módulo de Sonda Simple (MRPS, por sus siglas en inglés) , y Cámaras de muestras Modular (MRSC, por sus siglas en inglés) . Se midió la intensidad de fluorescencia de estas muestras usando el análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) para determinar una pluralidad de concentraciones de extremos pesados reales de condensados de gas para las diferentes profundidades correspondientes en función de la pluralidad de muestras de condensados de gas. El muestreo de fluidos en el fondo del pozo tal como se describió anteriormente se puede lograr, en un ejemplo, usando una herramienta de muestreo y verificación de la formación con cable conductor (WFT, por sus siglas en inglés) para adquirir muestras en diferentes profundidades con buena resolución vertical. Se puede corregir cualquier contaminación usando un Monitor de Contaminación a base de Petróleo (OCM, por sus siglas en inglés) también disponible de Schlumberger Technology Corporation .

En un ejemplo, la técnica OCM utiliza un dispositivo óptico para monitorear la acumulación de color durante el muestreo y proporcionar un análisis en tiempo real de la contaminación de muestra. Procesa los datos para predecir cuánto tiempo tomará alcanzar un nivel bajo de contaminación que sea aceptable. Por ejemplo, el fluido del yacimiento reemplaza el filtrado en una línea de flujo y la Densidad Óptica (DO) de una señal de metano aumenta en proporción con el contenido de metano del petróleo en un ejemplo no taxativo. La detección de metano se utiliza para condensados y para petróleos crudos levemente coloreados. En estos fluidos, la acumulación de color es difícil de detectar pero el alto contenido de metano hace posible un algoritmo de OCM basado en metano confiable. El contenido de metano también se puede usar para determinar la relación gas/petróleo (RGP) de la muestra. Por ejemplo, cuando una muestra de fluido de la formación se toma de un pozo que se perfora con lodo a base de petróleo (OBM, por sus siglas en inglés) , la contaminación de muestra del filtrado de OBM puede afectar la medición exacta de las propiedades PVT de la muestra. La contaminación de OBM de muestra en situ se puede predecir en tiempo real mediante el Analizador de Fluidos Vivos (LFA, por sus siglas en inglés) .

Luego de que se realiza una corrección para la contaminación, la intensidad de la fluorescencia se interpreta de manera proporcional a la concentración de extremos pesados de los condensados en relación con los otros condensados en el campo. Los condensados de gas principalmente contienen extremos ligeros con pocos asfáltenos o sin asfáltenos. La mayoría de estos compuestos son hidrocarburos saturados que no presentan fluorescencia. Los condensados tienen algunos compuestos que contienen carbonos aromáticos o resinas en la clasificación SARA y presentan fluorescencia. Estos son los compuestos similares que llevan a la fluorescencia en los petróleos negros, que también contienen asfáltenos, que predominantemente sirven para inactivar, es decir, evitar la fluorescencia. En los petróleos negros, un aumento en los asfáltenos da como resultado en más activación y menos fluorescencia. Los condensados de gas no contiene inactivadores de fluorescencia, sin embargo, y en los condensados de gas, un aumento en los extremos pesados, tales como los aromáticos y las resinas, da como resultado más fluoróforos y por lo tanto más fluorescencia. La fluorescencia de los petróleos livianos se modela como linealmente proporcional a la concentración de los extremos pesados dado que no hay inactivadores que interrumpan la linealidad.

El petróleo crudo se puede dividir en cuatro clases: saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos. En general, los saturados no participan en la fluorescencia. Los aromáticos y las resinas son fluoróforos pero no inactivadores, ya que absorben los fotones incidentes y emiten los fotones fluorescentes, pero no reaccionan entre sí para inactivar. Los asfáltenos son inactivadores pero no fluoróforos, ya que no presentan fluorescencia en concentraciones que se encuentran en la mayoría del petróleo crudo, pero inactivan la fluorescencia de las resinas y los aromáticos.

La FIG. 3 es una gráfica que compara la fluorescencia con el color para el petróleo liviano que aun tiene un color que se puede medir. Esta figura muestra, en el eje vertical, la intensidad de la fluorescencia en el canal 1 y en el eje horizontal, la densidad óptica a 570 nanómetros (nm) . La relación lineal entre la fluorescencia y el color demuestra que la fluorescencia se puede interpretar como una medición relativa del contenido del extremo pesado en este petróleo. Para petróleos que son aun más liviano, la medición del color mediante la absorción no es sólida (se absorbe muy poco de la luz de incidencia, por lo que se mide una pequeña señal de absorción sobre de un gran fondo de transmisión) , mientras que la fluorescencia es más sólida (la señal de fluorescencia puede ser pequeña, pero se mide sobre un fondo muy pequeño) . Esto hace que la fluorescencia sea adecuada para medir el contenido de extremo pesado en los condensados de gas .

Como se describió anteriormente, la clasificación de compensación modelo en el yacimiento de condensado de gas se procesa de acuerdo con la FHZ EOS. A continuación se explican detalles adicionales como un ejemplo de la FHZ EOS. La clasificación composicional en los petróleos negros familiares resulta de contrastes en la densidad y solubilidad entre los extremos pesados como los asfáltenos y el resto del petróleo como está descrito por la FHZ EOS. Los extremos pesados y los condensados de gas tales como los aromáticos y las resinas, de manera similar, tienen contrastes en la densidad y solubilidad con el resto de los condensados. Por lo tanto, los extremos pesados y los condensados de gas presentan la clasificación como está descrito por la FHZ EOS. Los extremos pesados, los petróleos negros y los petróleos pesados móviles tienen los conglomerados de asfalteno, nanoagregados de asfalteno y/o moléculas de asfalteno. Estas partículas tienen tamaños de al menos 1,5 nanómetros (nm) como se midió por estándares de laboratorio y se confirmó por el análisis de la FHZ EOS de los gradientes composicionales del yacimiento. Los extremos pesados y los condensados de gas tales como los aromáticos y las resinas son moléculas más pequeñas que no forman agregados . Se espera que tengan tamaños de partículas de alrededor de 1 nm. Por ejemplo, se ha descubierto en un caso que la fluorescencia en un petróleo liviano particular resulta principalmente de un compuesto único llamado perileno, que tiene el tamaño de alrededor de 1 nm y se espera que sea representativo en los condensados de gas. Se debe comprender que el análisis de perileno es un ejemplo que se puede usar de acuerdo con un ejemplo no taxativo.

Como se describió anteriormente, los gradientes composicionales previstos por la FHZ EOS con alrededor de 1 nm de tamaño de partícula se comparan con la fluorescencia a partir de diferentes profundidades como se midió por el DFA. Una concordancia entre la predicción y las mediciones valida los supuestos de la FHZ EOS, lo que muestra un equilibrio para del yacimiento conectado.

La FIG. 4 muestra una gráfica con la profundidad en metros en un eje vertical y la intensidad de la fluorescencia en el eje horizontal como un ejemplo del flujo de trabajo. Los puntos en forma de rombo son datos fluorescente medidos a diferentes temperaturas con el DFA. La línea ininterrumpida es la predicción de la FHZ EOS. La buena concordancia que se muestra en esta gráfica sugiere que este yacimiento está conectado en equilibrio.

En el modelo numérico, la FHZ EOS simula la concentración de equilibrio en el tiempo de los condensados de gas de extremo pesado en función de profundidad o ubicación dentro del agujero. Las muestras del fluido se obtienen a partir de al menos un agujero y se analizaron para medir la concentración y cuantificar los condensados de gas de extremo pesado. La concentración simulada en función de la ubicación en comparación con la concentración medida en función de la ubicación permite un análisis de la conductividad del yacimiento, que se usa para determinar dónde se deberían perforar los agujeros y cómo se debe gestionar el yacimiento. En un ejemplo, se determina que el yacimiento de fluidos dentro de agujero está conectado y en un estado de equilibrio cuando las diferencias entre la concentración de equilibrio simulada en función de la ubicación dentro del agujero y la concentración medida como la de los condensados de gas de extremo pesado están debajo de un umbral y están compartimentadas cuando están por encima del umbral .

La composición química del petróleo varía en partes diferentes de un yacimiento conectado. Se hace referencia a este cambio en la composición con posición (por ejemplo, profundidad) en el yacimiento como clasificación composicional . La magnitud de esta clasificación composicional (es decir, la diferencia en la composición de los dos fluidos recolectados de diferentes profundidades se puede medir con análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) y se puede predecir con el modelo de la ecuación de estado (EOS) matemática. El modelo de la EOS está basado en las suposiciones que el yacimiento está conectado y en equilibrio termodinámico . Si la magnitud de la clasificación composicional de la manera que se midió concuerda con la clasificación de la composición prevista, entonces se confirman las suposiciones del modelo de EOS. En el caso de que la magnitud de la clasificación composicional medida no concuerde con las predicciones del modelo de la EOS, se puede asumir que hay una compartimentación del yacimiento o que los fluidos de yacimiento no están en equilibrio. Muchas fuerzas diferentes pueden contribuir a la falta de equilibrio termodinámico, tal como capas de alquitrán, lavados con agua, biodegradación y carga en tiempo real. La metodología de la manera que se describió ayuda a determinar si el yacimiento está compartimentado o en un estado de no equilibrio termodinámico, para ayudar en las decisiones de desarrollo.

El modelo de la ecuación de estado (EOS) describe el comportamiento termodinámico del fluido y proporciona la caracterización del fluido de yacimiento en diferentes ubicaciones dentro del yacimiento. Con respecto al fluido caracterizado con respecto a su comportamiento termodinámico, se pueden computar los parámetros de producción de fluidos, propiedades de transporte y otros indicadores comercialmente útiles del yacimiento.

La etapa de modelado descrita anteriormente utiliza el modelo de la EOS Flory-Huggins-Zuo (FHZ) que deriva los gradientes composicionales , así como otros gradientes de propiedades (por ejemplo, gradientes de presión y temperatura) y describe el comportamiento volumétrico de la mezcla de petróleo y gas (y agua, posiblemente) en los fluidos del yacimiento en función de la profundidad en el yacimiento de interés. Los gradientes composicionales derivados del modelo de la FHZ EOS incluyen fracciones en masa, fracciones molares, pesos moleculares y gravedades específicas para un conjunto de seudocomponentes del fluido de formación. Dichos seudocomponentes incluyen un seudocomponente pesado que representa asfáltenos en el fluido de formación, un segundo seudocomponente de destilado que representa la fracción líquida que no es asfalteno del fluido de formación y un tercer seudocomponente ligero que presenta gases en el fluido de formación. Los seudocomponentes derivados del modelo de la FHZ EOS también pueden representar componentes de número de carbonos simples (SCAN, por sus siglas en inglés) , y otras fracciones o conglomerados del fluido de formación (tal como una fracción de agua), según se desee. El modelo de la FHZ EOS puede predecir gradientes de composición con profundidad que toman en cuenta los impactos de las fuerzas gravitacionales , fuerzas químicas, difusión térmica, etc., como se describe en la publicación de solicitud internacional de patente WO 2011/007268. Se han descrito otras aplicaciones de la FHZ EOS en las patentes estadounidenses 7.822.554 y 7.920.970, publicaciones de solicitudes de patentes estadounidenses 2009/0248310 y 2009/0312997, publicaciones de solicitudes de patentes internacionales WO 2009/138911 y WO 2011/030243, solicitud de patente estadounidense 12/752.967, y la solicitud de patente internacional PCT/IB2011/051740.

La conectividad puede estar indicada por la disminución moderada de los valores de la GRP con la profundidad, un aumento continuo del contenido de asfalteno en función de la profundidad, y/o un continuo aumento de densidad de fluido y/o viscosidad de fluido en función de la profundidad. Por otro lado, la compartimentación y/o el no equilibrio puede estar indicado por el contenido de la GRP (o si sé encuentra una GRP mayor en la columna) discontinuado, o contenido de asfalteno discontinuado (o si el contenido de asfalteno mayor está presente en mayor cantidad en la columna) , y/o densidad de fluido discontinuo y/o viscosidad de fluido (o si la densidad de fluido y/o viscosidad del fluido está presente en mayor cantidad en la columna) .

Las predicciones de las propiedades del fluido de la EOS se basan en las suposiciones que los fluidos del yacimiento dentro del agujero están conectados y en un estado de equilibrio termodinámico . Por lo tanto, las propiedades del fluido medidas por el análisis del fluido del fondo de pozo se pueden ingresar para confirmar que corresponden a esta estructura esperada. Más específicamente, la probabilidad de que el yacimiento esté conectado y en un estado de equilibrio puede estar indicada por la disminución moderada de los valores de la GRP con la profundidad, un aumento continuo del contenido de asfalteno en función de la profundidad, y/o un continuo aumento de densidad de fluido y/o viscosidad de fluido en función de la profundidad. Además, la probabilidad de que el yacimiento esté conectado y en un estado de equilibrio puede estar indicada por las consistencias (es decir, las pequeñas diferencias) entre las predicciones de las propiedades de los fluidos del modelo de la EOS (particularmente RGP, contenido de asfalteno, densidad del fluido y viscosidad del fluido) y las mediciones del análisis de los fluidos del fondo del pozo correspondientes .

Por otro lado, la probabilidad de que el yacimiento esté compartimentado y/o en un estado de no equilibrio puede estar indicado por el contenido de la GRP (o si se encuentra una GRP mayor en la columna) discontinuado, o contenido de asfalteno discontinuado (o si el contenido de asfalteno mayor está presente en mayor cantidad en la columna) , y/o densidad de fluido discontinuo y/o viscosidad de fluido (o si la densidad de fluido y/o viscosidad del fluido está presente en mayor cantidad en la columna) . La probabilidad de que el yacimiento esté compartimentado y/o en un estado de no equilibrio puede estar indicada por las inconsistencias (es decir, las grandes diferencias) entre las predicciones de las propiedades de los fluidos de la EOS (particularmente RGP, contenido de asfalteno, densidad del fluido y viscosidad del fluido) y las mediciones del análisis de los fluidos del fondo del pozo correspondientes.

Las mediciones de la composición de hidrocarburos de las muestras de fluidos se derivan de la traducción de los datos de salida del analizador de fluidos. En la modalidad preferida , dicha traducción utiliza una relación empírica que relaciona la fluorescencia con una medición de concentración de una fracción de peso molecular alta de los fluidos del yacimiento de la forma: l,,-Cl*<f>a + C2, (I) donde IF es la fluorescencia medida del fluido de la formación; f3 es la fracción de volumen correspondiente de la fracción de peso molecular alto; y Cl y C2 son constantes derivadas de datos empíricos.

Se determina la RGP mediante la medición de la cantidad de metano y componentes líquidos de petróleo crudo, utilizando picos de absorción del infrarrojo cercano. La relación del pico de metano respecto al pico de petróleo en petróleo crudo vivo de fase simple se relaciona directamente con la RGP.

En la modalidad preferida, el modelo de solubilidad trata al fluido del yacimiento como una mezcla de dos partes: una parte de soluto (la fracción de peso molecular alta) y la mezcla de petróleo (o fluido de yacimiento aparente que incluye las fracciones de peso molecular más bajas y la fracción de peso molecular alta) . Las propiedades de la mezcla de petróleo se pueden medir mediante el análisis de los fluidos del fondo del pozo y/o se puede estimar con el modelo de la EOS. Se asume que los fluidos del yacimiento están conectados (es decir, carecen de compartimentación) y que están en equilibro termodinámico . En este enfoque, la concentración relativa (fracción en volumen) de la parte de soluto en función de la profundidad está proporcionada por: donde f3(1?1) es la fracción en volumen para la parte de soluto en la profundidad hi, f3(?2) es la fracción en volumen para la parte de soluto en la profundidad h2/ Da es el volumen molar parcial para la parte de soluto, Dm es el volumen molar para la mezcla de petróleo, 6a es el parámetro de solubilidad para la parte de soluto, d„, es el parámetro de solubilidad para la mezcla de petróleo, pa es la densidad parcial para la parte de soluto, pra es la densidad para la mezcla de petróleo, R es la constante universal de los gases, y T es la temperatura absoluta del fluido de yacimiento.

En la Ec . (2) se asume que las propiedades de la parte de soluto (por ejemplo, la fracción de peso molecular alta) son independientes de la profundidad. Para las propiedades de la mezcla de petróleo que son una función de profundidad, se pueden usar los valores promedio entre las profundidades. El primer término exponencial de la Ec . (2) surge de las contribuciones gravitacionales . El segundo y tercer término exponencial surge del cambio en la entropía combinatoria del mezclado. El cuarto término exponencial surge del cambio de la entalpia (solubilidad) del mezclado. Se puede asumir que el fluido de yacimiento es isotérmico. En este caso, la temperatura T se puede ajustar a la temperatura promedio de la formación, como se determinó a partir del análisis de fluidos del fondo del pozo. De manera alternativa, un gradiente de temperatura con profundidad (preferentemente una distribución de temperatura lineal) se puede derivar del análisis de fluidos del fondo del pozo y la temperatura T en una profundidad particular a partir de dicho gradiente de temperatura.

La densidad pm de la mezcla de petróleo en una o más profundidades se puede medir con el análisis de fluidos del fondo del pozo (o análisis de laboratorio de los fluidos del yacimiento recolectados de una profundidad dada en condiciones de yacimiento) . También se puede derivar de los resultados del modelo de la EOS.

El volumen molar ?p? para la mezcla de petróleo en una profundidad dada se puede proporcionar mediante la solución del modelo de la EOS o de otro enfoque adecuado.

El parámetro de solubilidad &_ para la mezcla de petróleo en una profundidad dada se puede derivar de una correlación empírica con la densidad pm de la mezcla de petróleo en una profundidad dada. Por ejemplo, el parámetro de solubilidad &n (en (MPa'0,5) se puede derivar de : ¾ = 17.347^+2.904 (3) donde ¾, es la densidad de la mezcla de petróleo en una profundidad dada en g/cm3.

Una función lineal de la forma de la Ec . (4) se puede usar para correlacionar una propiedad de la mezcla de petróleo (como la densidad pm, volumen molar v m/ el parámetro de solubilidad Sm , viscosidad, etc.) como una función de la profundidad mediante: = cAh + a ref (4) donde a es la propiedad (como la densidad pm, volumen molar vm, y la solubilidad del parámetro de solubilidad de la mezcla de petróleo, c es un coeficiente, o¡ref es la propiedad de la mezcla de petróleo en una profundidad de referencia, y ?? es la diferencia en la altura en relación con la profundidad de referencia.

El parámetro de solubilidad 6a (en MPa0,5) de la parte de soluto en una profundidad dada se puede derivar del gradiente de temperatura con relación a la estación de medición de referencia mediante : donde T0 es la temperatura en la estación de medición de referencia (por ejemplo, T0 = 298, 15 K) , T es la temperatura en una profundidad dada, ?? = T - T0, y 5a(T0) es un parámetro de solubilidad (en MPa0'5) para la parte de soluto a T0 (por ejemplo, Sa(T0) = 21,85 MPa05).

El impacto de la presión en el parámetro de solubilidad para la parte de soluto es pequeño e insignificante. El gradiente de temperatura en el agujero se puede medir con un sensor de temperatura distribuido de fibra óptica. De manera alternativa, la temperatura en el agujero se puede medir mediante el análisis de fluidos del fondo del pozo en muchas estaciones. Una función lineal de la forma de la Ec . (4) se puede usar para derivar el gradiente de temperatura entre estaciones en función de la profundidad.

Tanto la temperatura como la presión se puede tener en cuenta para determinar el parámetro de solubilidad 5a (P,T) para la parte de soluto como : donde P, v y P0 son la presión, volumen molar y la presión referencia, respectivamente, que se pueden medir o estimar de los resultados de la EOS.

La densidad parcial (en kg/m3) de la parte de soluto se puede derivar de una constante que puede variar para las diferentes clases de partes de solutos, tales como l,05kg/m3 para resina, 1,15 kg/m3 para nanoagregados de asfalteno, y 1,2 para conglomerados de asfalteno .

Una vez que se obtienen las propiedades indicadas anteriormente, el parámetro ajustable restante en la Ec . (2) es el volumen molar de la parte de soluto. El volumen molar de la parte de soluto varía para clases diferentes de la fracción de peso molecular alta. Por ejemplo, las resinas tienen un volumen molar menor que los nanoagregados de asfalteno, que tienen un volumen molar menor que los conglomerados de asfalteno. El modelo asume que el volumen molar de la parte de soluto es constante en función de la profundidad. Preferentemente, se usa un modelo esférico para estimar el volumen molar de la parte de soluto por: V = 1/6 * p * d3 * Na (7) donde V es el volumen molar, d es el diámetro molecular, y Na la constante de Avagadro.

Por ejemplo, para la clase donde la parte de soluto incluye resinas (con pocos o sin nanoagregados de asfalteno o conglomerados de asfalteno) , el diámetro molecular d puede variar en un rango de 1,25+0,15 nm. Para la clase donde la parte de soluto incluye nanoagregados de asfalteno (con pocas o sin resinas y conglomerados de asfalteno) , el diámetro molecular d puede variar en un rango de 1,8±0,2 nm. Para la clase donde la parte de soluto incluye conglomerados de asfalteno (con pocas o sin resinas y nanoagregados de asfalteno) , el diámetro molecular d puede variar en un rango de 4,0+0,5nm. Para la clase donde la parte de soluto es una mezcla de resinas y nanoagregados de asfalteno (con pocos o sin conglomerados de asfalteno) , el diámetro molecular d puede variar en el rango correspondiente a dichas resinas y nanoagregados (por ejemplo, entre 1,25 nm y 1,8 nm) . Estos diámetros son de ejemplo y se pueden ajustar de la manera que se desee.

De esta manera, laEc. (1) se puede usar para determinar una familia de curvas para una o más clases de partes de soluto. Por ejemplo, las clases de partes de solutos pueden incluir resinas, nanoagregados de asfalteno, conglomerados de asfalteno y combinaciones de estos. Una clase de parte de soluto puede incluir resinas con pocos o sin nanoagregados de asfalteno o conglomerados . Otra clase de parte de soluto puede incluir resinas y nanoagregados de asfalteno con pocos o sin conglomerados. Una clase adicional de parte de soluto puede incluir conglomerados de asfalteno con pocas o sin resinas y nanoagregados de asfalteno. La familia de curvas representa una estimación de la concentración de la parte de la clase de soluto como una función de altura. Cada curva de la familia respectiva se deriva de un diámetro molecular d que entra dentro del rango de diámetros para la clase de parte de soluto correspondiente. Una solución se puede resolver ajustando las curvas a las mediciones correspondientes de la concentración de la clase de parte de soluto respectivo a profundidades que varían como se deriva del análisis de los fluidos del fondo del pozo para determinar la curva que mejor se combina. Por ejemplo, la familia de curvas para la clase de parte de soluto que incluye resinas (con pocos o sin conglomerados y nanoagregados de asfalteno) se pueden ajustar a las mediciones de concentraciones de resina a profundidades que varían. En otro ejemplo, la familia de curvas para la clase de parte de soluto que incluye nanoagregados de asfalteno (con pocos o sin conglomerados de asfalteno y resinas) se puede ajustar a las mediciones de concentraciones de nanoagregados de asfalteno a profundidades que varían.

En aun otro ejemplo, la familia de curvas para la clase de parte de soluto que incluye resinas y nanoagregados de asfalteno (con pocos o sin conglomerados de asfalteno) se puede ajustar a las mediciones de concentraciones de nanoagregados de asfalteno y mezclas de resinas a profundidades que varían. En aun otro ejemplo, la familia de curvas para la clase de parte de soluto que incluye conglomerados de asfalteno (con pocos o sin nanoagregados de asfalteno y resinas) se puede ajustar a las mediciones de concentraciones de conglomerados de asfalteno a profundidades que varían. Si se identifica un mejor ajuste, se pueden usar las propiedades medidas y/o estimadas de la clase de soluto que combina mejor (u otras propiedades adecuadas) para el análisis del yacimiento. Si no es posible ningún ajuste, entonces los fluidos del yacimiento pueden no estar en equilibrio o puede ser necesario un formulismo más complejo para describir el fluido del petróleo en el yacimiento.

Otros modelos estructurales adecuados se pueden usar para estimar y modificar el volumen molar para las clases de parte de soluto diferente. También es posible que la Ec . (2) se pueda simplificar ignorando el primer y segundo término exponenciales, que proporciona un modelo analítico de la forma: (8) Esta Ec . (8) se puede resolver de una manera similar a la descrita anteriormente para la Ec . (2) para derivar la concentración relativa de la parte de soluto como una función de profundidad (h) en el yacimiento.

A continuación sigue un ejemplo ilustrativo de un modelo de la FHZ EOS y se asume que hay fluidos de yacimiento con una cantidad de componentes composicionales y que los fluidos del yacimiento están conectados (es decir, no hay compartimentación) y que está en un estado de equilibrio termodinámico . Además, se asume que no hay fenómenos de adsorción o cualquier otra reacción química en el yacimiento. El flujo de masa (J) del componente composicional i que cruza el límite de un volumen elemental del medio poroso se expresa como : donde Lij , LiP, y L q son coeficientes fenomenológicos , Pi denota la densidad parcial del componente i, p, g, P, T son la densidad, la aceleración gravitacional , la presión y temperatura, respectivamente y g-jfc es la contribución del componente j a la energía libre de masa del fluido en un medio poroso, que se puede dividir en una parte potencial química i± y una parte gravitacional gz (donde z es la profundidad vertical) .

La velocidad de fluido promedio (u) se estima con: De acuerdo con la ley de Darcy, los coeficientes de barodifusión fenomenológicos deben cumplir con las siguientes restricciones: donde k y ? son la permeabilidad y la viscosidad, respectivamente.

Si el tamaño del poro está muy por encima de la vía libre media de moléculas, la movilidad de los componentes es muy cercana a la movilidad general debido a un campo de presión externo. El potencial químico de masa es una función de la fracción molar (x) , presión y temperatura.

A una temperatura constante, el derivado del potencial químico de masa (µ-j) tiene dos contribuciones: donde los derivados parciales se pueden expresar en términos de la EOS (coeficientes de fugacidad) : donde Mj , fj, fj , y Vj son el peso molecular, fugacidad, coefici de fugacidad, y volumen molar parcial del componente respectivamente ; xk es la fracción molar del componente k; R denota la constante universal de los gases; y d es la función delta de Kronecker.

En el caso ideal, los coeficientes fenomenológicos (L) se pueden relacionar con los coeficientes de difusión prácticos eficaces (Dieff) : La conservación de masa para el componente i en el fluido de reserva que regula la distribución de los componentes en el medio poroso, se expresa como: La Ec . (16) se puede usar para resolver una amplia variedad de problemas. Este es un modelo dinámico que cambia con el tiempo t.

Si se considera que el equilibrio mecánico de la columna de fluido se ha conseguido: La distribución vertical de los componentes se puede calcular resolviendo el siguiente conjunto de ecuaciones: in/: Migt Jz Y donde i,z es el componente vertical del flujo de masa externo. Esta formulación permite la computación del estado estacionario de la columna de fluidos y no requiere modelado del proceso dinámico que lleva a la distribución composicional observada.

Si los componentes horizontales de los flujos externos son significativos, las ecuaciones en los otros ejes también se deben resolver. Junto con el eje horizontal "x" las ecuaciones se convierten: El equilibrio mecánico de la columna de fluido V2P=pg es una situación particular que se producirá solo en yacimientos altamente permeables . En este caso general , el gradiente de presión vertical se calcula mediante: donde Rp se calcula mediante: La contribución del gradiente de presión de la difusión térmica (llamada contribución Soret) se proporciona mediante: Y la contribución de gradiente de presión de flujos externos se expresa como Si se asume un yacimiento isotérmico y se ignora el flujo externo, da como resultado la siguiente ecuación: dlnf; M¡g —W, i—l, ,... i (25) di RT La Ec . (25) se puede reescribir como: donde ai se computa mediante: Las Ec . (26) y (27) se pueden resolver para predecir el comportamiento volumétrico y las composiciones de las mezclas de gas y petróleo en el yacimiento. Los cálculos rápidos se usan para resolver las fugacidades (fj.) de los componentes de las mezclas de gas y petróleo en equilibrio.

Muchas modificaciones y otras modalidades de la invención serán evidentes para el experto en la técnica que se pueda beneficiar de las enseñanzas presentadas en las descripciones anteriores y en las figuras relacionadas. Por lo tanto, se comprende que varias modificaciones y modalidades están incluidas dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

Claims (18)

REIVINDICACIONES :

1. Un método para evaluar la conectividad entre las secciones en un yacimiento de hidrocarburo, que comprende: recolectar una pluralidad de muestras de hidrocarburo en diferentes profundidades correspondientes dentro del yacimiento de hidrocarburo; usar la intensidad de fluorescencia para determinar una pluralidad de concentraciones de extremos pesados reales de hidrocarburos para las diferentes profundidades correspondientes en función de la pluralidad de muestras de hidrocarburos; determinar una pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de hidrocarburos para las diferentes profundidades correspondientes; y comparar la pluralidad de concentraciones extremos pesados reales de los hidrocarburos con la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de hidrocarburos para evaluar la conectividad entre secciones del yacimiento de hidrocarburos.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde el hidrocarburo comprende un condensado de gas.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde el hidrocarburo comprende un gas húmedo.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde hidrocarburo comprende un petróleo volátil .

5. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde el hidrocarburo comprende un fluido que contiene < 1 % en peso de asfalteno .

6. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde el hidrocarburo comprende fluido con absorción de densidad óptica (DO) < 0,1 en las regiones espectrales visibles o del infrarrojo cercano.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde el hidrocarburo comprende fluido que tiene extremos pesados existe como moléculas aisladas.

8. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde el hidrocarburo comprende fluido que tiene fluorescencia que es proporcional al contenido de extremos pesados.

9. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde la pluralidad de concentraciones de extremos pesados de hidrocarburos estimadas tiene un gradiente en la profundidad de un agujero que indica la conectividad entre secciones del yacimiento de hidrocarburos.

10. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde determinar la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimada comprende utilizar un modelo de la ecuación de estado de Flory-Huggins-Zuo (FHZ EOS) .

11. Un sistema para evaluar la conectividad entre las secciones en un yacimiento de hidrocarburos atravesado por al menos un agujero, el sistema comprende: al menos una herramienta para recolectar una pluralidad de muestras de hidrocarburo en diferentes profundidades correspondientes dentro de al menos un agujero, y usar la intensidad de fluorescencia para determinar una pluralidad de concentraciones de extremos pesados reales de hidrocarburos para las diferentes profundidades correspondientes en función de la pluralidad de muestras de hidrocarburos; y un procesador que coopera con dicha al menos una herramienta para determinar una pluralidad de concentraciones de extremos pesados de hidrocarburos para las diferentes profundidades correspondientes y comparar la pluralidad de concentraciones extremos pesados reales de los hidrocarburos con la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de hidrocarburos para evaluar la conectividad entre secciones del yacimiento de hidrocarburos.

12. El sistema de acuerdo con la reivindicación 11, donde la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas tienen un gradiente en la profundidad del agujero que indica la conectividad entre secciones del yacimiento de hidrocarburos.

13. El sistema de acuerdo con la reivindicación 11, donde dicho procesador determina la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimada utilizando un modelo de la ecuación de estado de Flory-Huggins-Zuo (FHZ EOS) .

14. El sistema de acuerdo con la reivindicación 11, donde las concentraciones de extremos pesados están basadas en concentraciones de aromáticos y resinas.

15. Un medio legible por computadora no transitorio ejecutable en un procesador para llevar a cabo los pasos para evaluar la conectividad entre las secciones en un yacimiento de hidrocarburos atravesado por un agujero del cual se ha recolectado una pluralidad de muestras de hidrocarburo en diferentes profundidades correspondientes dentro del agujero, y para la que la intensidad de la fluorescencia se ha utilizado para determinar una pluralidad de concentraciones de extremos pesados reales de hidrocarburos para las diferentes profundidades correspondientes basándose en la pluralidad de muestras de hidrocarburo, los pasos comprenden: determinar una pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de hidrocarburos para las diferentes profundidades correspondientes; y comparar la pluralidad de concentraciones extremos pesados reales de los hidrocarburos con la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas de hidrocarburos para evaluar la conectividad entre secciones del yacimiento de hidrocarburos.

16. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 15, donde la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimadas tienen un gradiente en la profundidad del agujero que indica la conectividad entre secciones del yacimiento de hidrocarburos.

17. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 15, donde determinar la pluralidad de concentraciones de extremos pesados estimada comprende utilizar un modelo de la ecuación de estado de Flory-Huggins-Zuo (FHZ EOS) .

18. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 15, donde las concentraciones de extremos pesados están basadas en concentraciones de aromáticos y resinas.