NO344690B1 - Fremgangsmåter for reservoarevaluering ved hjelp av ikke-likevektige sammensetningsgradienter - Google Patents

Description

FREMGANGSMÅTER FOR RESERVOAREVALUERING VED HJELP AV

IKKE-LIKEVEKTIGE SAMMENSETNINGSGRADIENTER

[0001] Den foreliggende oppfinnelsen krever prioritet fra US foreløpige patentsøknad 61/387,066, innlevert den 28. september 2010.

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

Oppfinnelsens område

[0002] Den foreliggende oppfinnelsen angår fremgangsmåter for å karakterisere petroleumsfluider fra en hydrokarbonførende geologisk formasjon. Oppfinnelsen kan brukes til å forstå arkitekturen til et reservoar, men er ikke innskrenket til dette.

Beskrivelse av beslektet teknikk

[0003] Petroleum består av en kompleks blanding hydrokarboner med forskjellig molekylvekt i tillegg til andre organiske forbindelser. Den eksakte molekylære sammensetningen til petroleum varierer mye fra formasjon til formasjon. Andelen hydrokarboner i blandingen er svært variabel, og varierer fra så mye som 97 vektprosent i de lettere oljene til så lite som 50 prosent i de tyngre oljene og bitumenet. Hydrokarbonene i petroleum er for det meste alkaner (lineære eller forgrenede), sykloalkaner, aromatiske hydrokarboner eller mer kompliserte kjemikalier som asfaltener. De andre organiske forbindelsene i petroleum inneholder vanligvis karbondioksid (CO2), nitrogen, oksygen og svovel, og spormengder av metaller som jern, nikkel, kobber og vanadium.

[0004] Petroleum kjennetegnes vanligvis ved SARA-fraksjonering, der asfaltener fjernes ved felling med et parafinisk løsningsmiddel og den asfaltfrie oljen separeres i mettede hydrokarboner, aromater og harpikser ved kromatografisk separasjon.

[0005] De mettede hydrokarbonene innbefatter alkaner og sykloalkaner. Alkanene, også kjent som parafiner, er mettede hydrokarboner med rette eller forgrenede kjeder som bare inneholder karbon og hydrogen og har den generelle formelen CnH2n+2. De har generelt 5-40 karbonatomer per molekyl, selv om spormengder av kortere eller lengre molekyler kan være til stede i blandingen. Alkanene innbefatter metan (CH4), etan (C2H6), propan (C3H8), i-butan (iC4H10), n-butan (nC4H10), i-pentan (iC5H12), npentan (nC5H12), heksan (C6H14), heptan (C7H16), oktan (C8H18), nonan (C9H20), dekan (C10H22), hendekan (C11H24) - også kalt endekan eller undekan, dodekan (C12H26), tridekan (C13H28), tetradekan (C14H30), pentadekan (C15H32) og heksadekan (C16H34). Sykloalkanene, også kjent som naftener, er mettede hydrokarboner som har én eller flere karbonringer som hydrogenatomene er festet til i henhold til formelen CnH2n. Sykloalkanene har egenskaper som likner alkanenes, men har høyere kokepunkt.

Sykloalkanene innbefatter syklopropan (C3H6), syklobutan (C4H8), syklopentan (C5H10), sykloheksan (C6H12) og sykloheptan (C7H14).

[0006] De aromatiske hydrokarbonene er umettede hydrokarboner som har én eller flere plane seks-karbonringer, kalt benzenringer, som har bundet hydrogenatomer etter formelen CnHn. De har en tendens til å brenne med en sotet flamme, og mange har en søt aroma. De aromatiske hydrokarbonene innbefatter benzen (C6H6) og derivater av benzen samt polyaromatiske hydrokarboner.

[0007] Harpiks er de mest polare og aromatiske stoffene i den asfaltfrie oljen, og det har blitt antydet at de bidrar til å ytterligere løse opp asfaltener i råolje ved å solvatisere de polare og aromatiske delene av de asfalteniske molekylene og aggregatene.

[0008] Asfaltener er uløselige i n-alkaner (slik som n-pentan eller n-heptan) og oppløselige i toluen. C:H-forholdet er omtrent 1:1,2, avhengig av asfaltenkilden. I motsetning til de fleste hydrokarbonkomponenter inneholder asfaltener vanligvis noen få prosent andre atomer (kalt heteroatomer), slik som svovel, nitrogen, oksygen, vanadium og nikkel. Tungolje og tjæresand inneholder mye høyere andel asfaltener enn oljer med middels API eller lettolje. Kondensater er så å si frie for asfaltener. Når det gjelder asfaltenstruktur er ekspertene enige om at noen av karbon- og hydrogenatomene er bundet i ringlignende aromatiske grupper, som også inneholder heteroatomene. Alkankjeder og sykliske alkaner inneholder resten av karbon- og hydrogenatomene og er bundet til ringgruppene. Innenfor denne rammen oppviser asfaltener et utvalg molekylvekter og sammensetninger. Asfaltener har vist seg å ha en fordeling av molekylvekt i området fra 300 til 1400 g/mol med et gjennomsnitt på ca. 750 g/mol. Dette er forenlig med et molekyl som inneholder sju eller åtte smeltede, aromatiske ringer, og spekteret imøtekommer molekyler med fire til ti ringer. Det er også kjent at asfaltenmolekyler klumper seg sammen til klumper og nanoaggregater.

[0009] Lommeinndeling av reservoaret kan være et betydelig hinder for å bygge ut reservoaret effektivt. Lommeinndeling vil si den naturlige forekomsten av hydraulisk isolerte lommer i et reservoar. For å kunne produsere et reservoar på en effektiv måte, er det nødvendig å kjenne strukturen til bergarten og graden av lommeinndeling. En reservoarlomme produserer ikke noe med mindre den tappes av en brønn. For å berettige boring av en brønn, må reservoarlommen være tilstrekkelig stor til å kunne produseres økonomisk. For å oppnå effektiv utvinning er det dessuten generelt ønskelig å kjenne plasseringene til så mange av reservoarlommene som praktisk mulig før det blir gjort noen omfattende utvikling.

[0010] Det er tre standardprosedyrer som brukes mye i oljebransjen til å forstå lommeinndelingen. Den første prosedyren går ut på å evaluere petrofysiske logger. Petrofysiske logger kan identifisere ugjennomtrengelige barrierer, og eksistensen av slike barrierer kan tyde på at reservoaret er lommeinndelt. Eksempler innbefatter gammastråle- og NMR-logger, som i gunstige situasjoner begge kan identifisere ugjennomtrengelige barrierer. Et annet eksempel er evaluering av slamfiltratinvasjonen som finnes ved logging av elektrisk motstand. Imidlertid kan ugjennomtrengelige barrierer være så tynne at de ikke er observerbare ved disse loggene, eller det kan hende at barrierene som observeres med disse loggene strekker seg bort fra borehullet og derfor ikke deler reservoaret i lommer. Den andre prosedyren går ut på å evaluere trykkgradientene. Hvis to permeable soner ikke er i trykkommunikasjon, er de heller ikke i strømningskommunikasjon. Imidlertid har forutsetningen at trykkommunikasjon innebærer strømningskommunikasjon, gjentatte ganger vist seg å være feil.

Trykkutjevning krever relativt lite fluidstrøm og kan inntre mer enn fem ganger raskere enn likevekt i fluidsammensetningen, selv i nærvær av strømningsbarrierer.

Kontinuerlige trykkgradienter er en nødvendig, men utilstrekkelig test for reservoarsammenheng. Den tredje prosedyren går ut på å sammenligne geokjemiske fingeravtrykk av fluidprøver fra ulike steder i reservoaret. Petroleum er en kompleks, kjemisk blanding, som inneholder mange ulike kjemiske forbindelser, og sammensetningen av petroleumet kan derfor behandles som et fingeravtrykk. Hvis sammensetningen av petroleumsprøver fra to ulike steder i reservoaret er den samme, kan man gå ut fra at fluider kan strømme lett mellom de to stedene i reservoaret, og således at reservoaret er sammenhengende. Imidlertid kan krefter som biologisk nedbrytning og utvasking med vann forekomme i ulikt omfang i ulike deler av reservoaret, og føre til at to steder i reservoaret har ulike fingeravtrykk, selv om de henger sammen. I tillegg kan petroleumsprøver generert fra den samme bergarten ha svært like fingeravtrykk selv om de kommer fra steder i reservoaret som per i dag ikke henger sammen.

[0011] En alternativ fremgangsmåte for å vurdere sammenhengen er å evaluere hydrokarbonfluidets sammensetningsgradient. Den kjemiske sammensetningen til petroleum må være ulik i ulike deler av et sammenhengende reservoar. Denne endringen i sammensetning med posisjon (vanligvis dybde) i reservoaret, betegnes som en sammensetningsgradient. Størrelsen av denne sammensetningsgradienten

(dvs. forskjellen i sammensetningen mellom to fluider som samles fra ulik dybde), i sammenhengende reservoarer ved termodynamisk likevekt, kan måles med fluidanalyse nede i brønnhullet og forutsies ved hjelp av en matematisk modell for tilstandsligningen (EOS). EOS-modellen er basert på forutsetningen at reservoaret er sammenhengende og i termodynamisk likevekt. Hvis omfanget av den målte sammensetningsgradienten samsvarer med den forutsagte sammensetningsgradienten, er forutsetningene til EOS-modellen bekreftet. Hvis størrelsen av den målte sammensetningsgradienten ikke samsvarer med forutsetningene i EOS-modellen, kan det antas at reservoaret er inndelt i lommer eller at reservoarfluidene ikke er i likevekt. Mange ulike krefter kan bryte den termodynamiske likevekten, slik som tjærematter, vannvasking, bionedbrytning og sanntidsfylling. Det kan være vanskelig å bestemme om reservoaret er inndelt i lommer eller mangler termodynamisk likevekt, og denne bestemmelsen kan være avgjørende i viktige utbyggingsspørsmål.

[0012] Nærmere bestemt blir det stadig mer åpenbart at fluidene ofte er heterogene i reservoaret og at reservoarfluidene hyppig viser komplisert fluidsammensetning, egenskaper, og faseatferd i enkle oljesøyler grunnet en rekke faktorer inklusive tyngdekraft, varmegradienter, biologisk nedbrytning, aktiv fylling, utvasking med vann og faseoverganger. De fleste av disse mekanismene resulterer i ikke-likevektige eller ikke-stasjonære tilstander som virker på reservoarfluider, og disse ikke-likevektige faktorene dominerer ofte over diffusive og konvektive prosesser som kan bringe fluidene i likevekt. I disse scenariene kan dagens modelleringsfremgangsmåter være unøyaktige og gi begrenset innsikt i de virkelige sammensetningsegenskapene i reservoarfluidene. Disse begrensningene gjør det vanskelig å avgjøre om reservoaret er oppdelt eller om det er sammenhengende, men ikke i likevekt. WO 2009/093105 A1 beskriver en fremgangsmåte og et system for å karakterisere fluid egenskapsgradienter av et reservoar og for å analysere egenskaper av reservoaret, basert på disse gradientene.

[0013] Således er det et klart behov for fremgangsmåter som gjør det mulig å forstå reservoarfluider effektivt, spesielt for scenarier der det er vanskelig å fastslå om reservoaret er lommeinndelt eller om det er sammenhengende, men ikke i likevekt.

KORT OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

[0014] Derfor tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen fremgangsmåter som gjør det mulig å forstå reservoarfluider effektivt, spesielt for scenarier der det er vanskelig å fastslå om reservoaret er inndelt i lommer eller om det er sammenhengende, men ikke i likevekt.

[0015] Det er tilveiebrakt en fremgangsmåte for å karakterisere et hydrokarbonreservoar av interesse som gjennomløpes av et borehull. Det er brukt en numerisk modell til å simulere ikke-likevektig konsentrasjon over tid av minst én hydrokarbonkomponent (analytt) som en funksjon av posisjonen i borehullet. Fluidprøver fra borehullet er analysert for å måle konsentrasjonen av analytten(e) som en funksjon av posisjonen i borehullet. Den simulerte ikke-likevektige konsentrasjonen av analytten(e) som en funksjon av posisjonen i borehullet sammenlignes med den målte konsentrasjonen av analytten(e) som en funksjon av posisjonen i borehullet, og arkitekturen til reservoaret av interesse bestemmes ut fra denne sammenligningen.

[0016] I en utførelsesform blir det bestemt at reservoarfluidet i borehullet er sammenhengende og ute av likevekt når det er små forskjeller mellom den simulerte, ikke-likevektige konsentrasjonen av analytten(e) som en funksjon av posisjonen i borehullet og den målte konsentrasjonen av analytten(e) som en funksjon av posisjonen i borehullet.

[0017] I en annen utførelsesform blir det bestemt at reservoarfluidet i borehullet er inndelt i lommer når det er store forskjeller mellom den simulerte, ikke-likevektige konsentrasjonen til analytten(e) som en funksjon av posisjonen i borehullet og den målte konsentrasjonen av analytten(e) som en funksjon av posisjonen i borehullet.

[0018] I den foretrukne utførelsesformen har analytten(e) i analysen signifikant sammensetningsvariasjon i reservoaret. For eksempel kan analytten være en senere fylt enkel gasskomponent (slik som metan, karbondioksid og hydrogensulfid) i et flerkomponentfluidsystem. I dette tilfellet kan den numeriske modellen anta at komponentene i den tidlige fyllingen er i en stasjonær tilstand eller i en likevektstilstand, mens den senere fyllingen ikke er i en likevektstilstand.

[0019] I en utførelsesform brukes fluidanalyse i et antall posisjoner nede i borehullet til å måle konsentrasjonen av analytten(e) som en funksjon av posisjonen i borehullet. I en annen utførelsesform brukes laboratorieanalyse av reservoarfluid fra en rekke posisjoner i borehullet til å måle konsentrasjonen av analytten(e) som funksjon av posisjonen i borehullet.

[0020] Ytterligere fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå for fagfolk ut fra den detaljerte beskrivelsen sett i sammenheng med de tilveiebrakte figurene.

KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE

[0021] FIG. 1A er et skjematisk diagram av et eksempel på et analyseverktøy for petroleumsreservoarfluid som kan brukes som en del av fremgangsmåten i den foreliggende oppfinnelsen.

[0022] FIG. 1B er et skjematisk diagram av et eksempel på en fluidanalysemodul egnet for bruk i verktøyet i FIG. 1A.

[0023] FIG. 2A-2C, samlet, er et flytskjema over eksempler på dataanalyseprosesser som inngår i arbeidsflyten for reservoaranalyse i henhold til den foreliggende oppfinnelsen.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

[0024] FIG. 1A illustrerer et eksempel på et verktøy 10 for analyse av petroleumsreservoarfluid nede i brønnhullet som kan brukes som en del av en arbeidsflyt for reservoaranalyse i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Verktøyet 10 er opphengt i borehullet 12 fra den nedre enden av en vanlig flerlederkabel 15 som er viklet på vanlig måte i en egnet vinsj på jordens overflate. Kabelen 15 er elektrisk koplet til et elektrisk styresystem 18 på jordens overflate. Verktøyet 10 innbefatter et avlangt legeme 19 som bærer en selektivt utvidbar fluidinntaksenhet 20 og et selektivt utvidbart forankringselement 21 for verktøyet, som er respektivt anordnet på motsatte sider av verktøyhuset 19. Fluidinntaksenheten 20 utstyres for selektivt å tette igjen eller isolere valgte deler av veggen i borehullet 12 slik at det etableres fluidkommunikasjon med tilstøtende jordformasjon 14. Fluidinntaksenheten 20 og verktøyet 10 innbefatter en gjennomstrømningslinje som leder til en fluidanalysemodul 25. Formasjonsfluidet som tas inn av fluidinntaksenheten 20 strømmer gjennom gjennomstrømningslinjen og gjennom fluidanalysemodulen 25. Fluidet kan deretter slippes ut gjennom en port eller den kan sendes til én eller flere fluidsamlekamre 22 og 23 som kan motta og oppbevare fluidene fra formasjonen. Med fluidinntaksenheten 20 i tett forbindelse med formasjonen 14, kan et kort raskt trykkfall brukes for å bryte slamkaketetningen.

Vanligvis vil det første fluidet som trekkes inn i verktøyet 10 være sterkt forurenset med slamfiltrat. Etter hvert som verktøyet 10 fortsetter å trekke fluid fra formasjonen 14, renses området nær fluidinntaksenheten 20 opp og reservoarfluidet blir den dominerende komponenten. Tiden som går med til rensingen er avhengig av mange parametere, innbefattet formasjonspermeabilitet, fluidviskositet, trykkforskjellene mellom borehullet og formasjonen, den overbalanserte trykkdifferansen og dens varighet under boring. Ved å øke pumpehastigheten kan man forkorte rensetiden, men hastigheten må styres nøye for å bevare trykkforholdene i formasjonen.

[0025] Fluidanalysemodulen 25 innbefatter midler for å måle temperaturen og trykket til fluidet i gjennomstrømningslinjen. Fluidanalysemodulen 25 utleder egenskaper som karakteriserer formasjonsfluidprøven ved trykket og temperaturen i gjennomstrømningslinjen. I den foretrukne utførelsesformen måler fluidanalysemodulen 25 absorpsjonsspektre og oversetter slike målinger til konsentrasjoner av flere alkankomponenter og grupper i fluidprøven. I en illustrerende utførelsesform tilveiebringer fluidanalysemodulen 25 målinger av konsentrasjonene (f.eks. vektprosent) av karbondioksid (CO2), metan (CH4), etan (C2H6), C3-C5-alkangruppen, grupper av heksan og tyngre alkankomponenter (C6+) og asfalteninnhold. C3-C5-alkangruppen innbefatter propan, butan og pentan. C6+ alkangruppen innbefatter heksan (C6H14), heptan (C7H16), oktan (C8H18), nonan (C9H20), dekan (C10H22), hendekan (C11H24) -også kalt endekan eller undekan, dodekan (C12H26), tridekan (C13H28), tetradekan (C14H30), pentadekan (C15H32), heksadekan (C16H34) osv. Fluidanalysemodulen 25 tilveiebringer også et middel som måler den gassholdige fluidtettheten (ρ) ved temperaturen og trykket i gjennomstrømningslinjen, den gassholdige fluidviskositeten (µ) ved temperaturen og trykket i gjennomstrømningslinjen (i cp), formasjonstrykket og formasjonstemperaturen.

[0026] Styresystemet 18 holder kontroll over fluidinntaksenheten 20 og fluidanalysemodulen 25 og strømningsbanen til fluidsamlekamrene 22, 23. Som det vil være klart for fagfolk, innbefatter fluidanalysemodulen 25 og det elektriske styresystemet 18 på overflaten databehandlingsfunksjonalitet (f.eks. én eller flere mikroprosessorer, tilhørende minne og annen maskinvare og/eller programvare) for å gjennomføre oppfinnelsen som beskrives her. Det elektriske styresystemet 18 kan også realiseres som et distribuert databehandlingssystem hvor data målt av verktøyet 10 kommuniseres (fortrinnsvis i sanntid) over en kommunikasjonslink (vanligvis en satellittlink) til et eksternt sted for dataanalyse som beskrevet her. Dataanalysen kan utføres på en arbeidsstasjon eller annet egnet databehandlingssystem (slik som en dataklynge eller et datanettverk).

[0027] Formasjonsfluid innsamlet av verktøyet 10 kan være forurenset av slamfiltrat. Det vil si at formasjonsfluidet kan være forurenset med filtratet fra en borevæske som siver inn i formasjonen 14 under boreprosessen. Når fluidene er trukket ut fra formasjonen 14 av fluidinntaksenheten 20, kan de altså innbefatte slamfiltrat. I noen eksempler trekkes formasjonsfluidet ut av formasjonen 14 og pumpes inn i borehullet, eller inn et stort avfallskammer i verktøyet 10 inntil det uttatte fluidet blir tilstrekkelig rent. En ren prøve er en der konsentrasjonen av slamfiltratet i fluidprøven er akseptabelt lavt slik at fluidet hovedsakelig representerer naturlig forekommende formasjonsfluid. I det illustrerte eksempelet utstyres verktøyet 10 med fluidsamlekamre 22 og 23 for å lagre innsamlede fluidprøver.

[0028] Verktøyet 10 i FIG.1A er tilpasset for å gjøre bestemmelser in situ i forbindelse med hydrokarbonførende geologiske formasjoner etter prøvetaking av reservoarfluid nede i brønnhullet ved én eller flere målestasjoner i brønnhullet 12, og ved å gjennomføre fluidanalyse av én eller flere reservoarfluidprøver for hver målestasjon nede i brønnhullet (innbefattet sammensetningsanalyse, f.eks. estimere konsentrasjoner av en mengde sammensetningskomponenter av en gitt prøve og andre fluidegenskaper).

[0029] FIG. 1B illustrerer et eksempel på en utførelsesform av fluidanalysemodulen 25 i FIG.1A (merket 25'), innbefattet en sonde 202 som har en port 204 for å slippe inn formasjonsfluid. En hydraulisk utvidende mekanisme 206 kan drives av et hydraulisk system 220 for å utvide sonden 202 i tett kontakt med formasjonen 14. I alternative gjennomføringer kan det brukes mer enn én sonde, eller oppblåsbare brønnpakninger kan erstatte sonden(e) og etablere fluidkommunikasjon med formasjonen og fluidprøver.

[0030] Sonden 202 kan realiseres som “Quicksilver Probe” tilgjengelig fra Schlumberger Technology Corporation of Sugar Land, Texas, USA. “Quicksilver Probe” deler fluidstrømmen fra reservoaret inn i to konsentriske soner, en sentral sone isolert fra en vaktsone rundt omkretsen av den sentrale sonen. De to sonene koples til separate gjennomstrømningslinjer med uavhengige pumper. Pumpene kan kjøres ved ulik hastighet for å utnytte fluidviskositetskontrasten mellom filtrat og fluid og permeabilitetsanisotropien i reservoaret. Høyere inntakshastighet i vaktsonen dirigerer forurenset fluid inn i vaktsonegjennomstrømningslinjen, mens rent fluid trekkes inn i den sentrale sonen. Fluidanalysatorer analyserer fluidet i hver gjennomstrømningslinje for å bestemme sammensetningen av fluidet i de respektive gjennomstrømningslinjene. Pumpehastighetene kan justeres etter denne sammensetningsanalysen for å oppnå og opprettholde ønsket fluidforurensningsnivå. Prosessen i “Quicksilver Probe” separerer effektivt forurenset fluid fra renere fluid tidlig i fluiduttrekkingsprosessen, som fører til at man oppnår rent fluid på langt kortere tid enn med tradisjonelle

formasjonstestverktøy.

[0031] Fluidanalysemodulen 25' innbefatter en gjennomstrømningslinje 207 som fører formasjonsfluid fra porten 204 gjennom en fluidanalysator 208. Fluidanalysatoren 208 innbefatter en lyskilde som dirigerer lys til et safirprisme anordnet inntil fluidstrømmen i gjennomstrømningslinjen. Refleksjon av slikt lys analyseres av et gassrefraktometer og doble fluorescensdetektorer. Gassrefraktometeret identifiserer fluidfasen i gjennomstrømningslinjen kvalitativt. Ved den valgte innfallsvinkelen til lyset fra dioden er refleksjonskoeffisienten mye større når gass er i kontakt med vinduet enn når olje eller vann er i kontakt med vinduet. De doble fluorescensdetektorene detekterer frie gassbobler og tilbakestrømmende væskekondensat for å detektere enfasefluidstrøm nøyaktig i gjennomstrømningslinjen 207. Fluidtypen blir også identifisert. Den resulterende faseinformasjonen kan brukes til å definere forskjellen mellom tilbakestrømmende kondensater og flyktige oljer, som kan ha lignende gass-oljeforhold (GOR) og tettheten i gassholdige oljer. Den kan også brukes til å overvåke faseseparasjon i sanntid og sikre enfaset prøvetaking. Fluidanalysator 208 innbefatter også to spektrometre - et filtersatsspektrometer og et gitter-type-spektrometer.

[0032] Filtersatsspektrometret i analysatoren 208 innbefatter en bredbåndet lyskilde som tilveiebringer bredbåndet lys som føres langs optiske ledere og gjennom et optisk kammer i gjennomstrømningslinjen 207 til et system av optiske tetthetsdetektorer som er konstruert for å detektere snevre frekvensbånd (vanligvis omtalt som kanaler) i det synlige og nær-infrarøde spekteret som beskrevet i US patent 4 994 671. Fortrinnsvis innbefatter disse kanalene en undergruppe av kanaler som detekterer vannabsorpsjonstopper (som brukes til å karakterisere vanninnhold i fluidet) og en dedikert kanal tilsvarende absorpsjonstoppen i CO2med to kanaler over og under denne dedikerte kanalen som subtraherer ut det overlappende hydrokarbonspektret og små mengder vann (som brukes til å karakterisere CO2-innholdet i fluidet).

Filtersatsspektrometeret har også optiske filtre som gjør det mulig å identifisere fargen (også kalt "optisk tetthet" eller "OD") til fluidet i gjennomstrømningslinjen. Slike fargemålinger støtter fluididentifikasjonen, bestemmelsen av asfalteninnhold og pH-måling. Slamfiltrater eller andre faste materialer genererer støy i kanalene i filtersatsspektrometeret. Spredning som skyldes disse partiklene er uavhengig av bølgelengden. I den foretrukne utførelsesformen kan effekten av en slik spredning fjernes ved å subtrahere en nærliggende kanal.

[0033] Gitter-typespektrometeret i fluidanalysatoren 208 er utviklet for å detektere kanaler i det nær-infrarøde spekteret (fortrinnsvis mellom 1600 og 1800 nm) der reservoarfluid har absorpsjonskarakteristika som gjenspeiler molekylstrukturen.

[0034] Fluidanalysatoren 208 innbefatter også en trykksensor for å måle trykket i formasjonsfluidet i gjennomstrømningslinjen 207, en temperatursensor for å måle temperaturen i formasjonsfluidet i gjennomstrømningslinjen 207 og en tetthetssensor for å måle den gassholdige fluidtettheten til fluidet i gjennomstrømningslinje 207. I den foretrukne utførelsesformen er tetthetssensoren realisert som en vibrerende sensor som oscillerer på to vinkelrette måter inne i fluidet. Enkle fysiske modeller beskriver resonansfrekvensen og kvalitetsfaktoren til sensoren i forhold til den gassholdige fluidtettheten. Bimodal oscillasjon foretrekkes over andre resonansmetoder, ettersom den minimerer effekten av trykk og temperatur på sensoren gjennom fellesmodusdemping. I tillegg til tetthet, kan tetthetssensoren også tilveiebringe en måling av gassholdig fluidviskositet fra kvalitetsfaktoren til oscillasjonsfrekvensen. Merk at gassholdig fluidviskositet også kan måles ved å plassere et vibrerende objekt i fluidstrømmen og måle økningen i linjebredde til enhver grunnleggende resonans. Denne økningen i linjebredde er nært beslektet med viskositeten i væsken. Frekvensendringen til det vibrerende objektet er nært forbundet med fluidet til objektet. Hvis tetthet måles uavhengig, bestemmes viskositeten mer nøyaktig ettersom effekten av en tetthetsendring på de mekaniske resonansene bestemmes. Generelt kalibreres responsen til det vibrerende objektet mot kjente standarder. Fluidanalysatoren 208 kan også måle motstandsevne og fluidets pH-verdi i gjennomstrømningslinjen 207. I den foretrukne utførelsesformen blir fluidanalysatoren 208 realisert som InSitu Fluid Analyzer, tilgjengelig fra Schlumberger Technology Corporation. I andre eksempler på realiseringer kan gjennomstrømningslinjesensorene i fluidanalysatoren 208 erstattes eller suppleres med andre typer egnede målesensorer (f.eks. NMR-sensorer og kapasitanssensorer). Trykksensor(er) og/eller temperatursensor(er) for å måle trykk og temperatur i fluidet som trekkes inn i gjennomstrømningslinjen 207 kan også være del av sonden 202.

[0035] En pumpe 228 står i fluidkommunikasjon med gjennomstrømningslinjen 207 og styres for å trekke formasjonsfluid inn i gjennomstrømningslinjen 207 og for å levere formasjonsfluid til fluidsamlekamrene 22 og 23 (FIG.1A) gjennom ventilen 229 og gjennomstrømningslinjen 231 (FIG. 1B).

[0036] Fluidanalysemodulen 25 'innbefatter et databehandlingssystem 213 som mottar og overfører styrings- og datasignaler til de andre komponentene i modulen 25' for å styre prosessene til modulen 25 '. Databehandlingssystemet 213 samspiller også med fluidanalysatoren 208 for å motta, lagre og behandle måledataene som dannes i den. I den foretrukne utførelsesformen behandler databehandlingssystemet 213 måledataene fra fluidanalysatoren 208 for å utlede og lagre målinger av hydrokarbonsammen setningen av fluidprøver analysert in situ av fluidanalysatorfluidanalysatoren 208, innbefattet

- gjennomstrømningslinjens temperatur,

- gjennomstrømningslinjens trykk;

- gassholdig fluidtetthet (ρ) ved temperaturen og trykket i gjennomstrømningslinjen;

- gassholdig fluidviskositet (µ) ved temperaturen og trykket i gjennomstrømningslinjen;

- konsentrasjon (f.eks. vektprosent) av karbondioksid (CO2), metan (CH4), etan (C2H6), C3-C5-alkangruppen, grupper av heksan og tyngre alkankomponenter (alkan C6+), og asfalteninnhold;

- GOR; og

- eventuelt andre parametere (slik som API-tetthet og oljeformasjonens volumfaktor (Bo)).

[0037] Temperatur og trykk i gjennomstrømningslinjen måles av henholdsvis temperatursensoren og trykksensoren, i fluidanalysatoren 208 (og/eller sonden 202). I den foretrukne utførelsesformen overvåkes resultatene fra temperatursensoren(e) og trykksensoren(e) kontinuerlig før, under og etter prøvetakingen for å utlede temperaturen og trykket i fluidet i gjennomstrømningslinjen 207. Formasjonstemperaturen avviker sannsynligvis ikke betydelig fra gjennomstrømningslinjetemperaturen ved en gitt målestasjon og kan dermed til mange formål anslås som gjennomstrømningslinjetemperaturen ved den gitte målestasjonen. Formasjonstrykket kan måles av trykksensoren i fluidanalysatoren 208 i forbindelse med prøvetaking av fluidet nede i brønnhullet og analyse på en bestemt målestasjon etter at trykket i gjennomstrømningslinjen til formasjonen har bygd seg opp.

[0038] Gassformig fluidtetthet (ρ) ved temperaturen og trykket i gjennomstrømningslinjen bestemmes av resultatene fra tetthetssensoren i fluidanalysatoren 208 ved samme tidspunkt som temperaturen og trykket måles i gjennomstrømningslinjen.

[0039] Gassholdig fluidviskositet (µ) ved temperaturen og trykket i gjennomstrømningslinjen utledes fra kvalitetsfaktoren for tetthetssensormålingene samtidig som målingen av temperatur og trykk i gjennomstrømningslinjen.

[0040] Målingene av hydrokarbonsammensetningen i fluidprøvene utledes ved oversetting av dataresultatene fra spektrometre i fluidanalysatoren 208.

[0041] GOR-en bestemmes ved å måle mengden av metan og flytende komponenter av råolje ved hjelp av nær-infrarøde absorpsjonstopper. Forholdet mellom metantopp og oljetopp på en enfaset gassholdig råolje står direkte i forhold til GOR.

[0042] Fluidanalysemodulen 25' kan også detektere og/eller måle andre fluidegenskaper for en gassholdig oljeprøve, innbefattet tilbakestrømmende dugg, asfaltenfelling og/eller gassutvikling.

[0043] Fluidanalysemodulen 25' innbefatter også en verktøysbuss 214 som kommuniserer datasignaler og styresignaler mellom databehandlingssystemet 213 og det overflatebeliggende styresystemet 18 i FIG. 1A. Verktøysbussen 214 kan også føre elektriske strømforsyningssignaler fra en overflatelokalisert strømkilde til fluidanalysemodulen 25', og modulen 25' kan innbefatte en strømforsyningstransformator/regulator 215 for å omforme strømforsyningssignalene som leveres gjennom verktøysbussen 214 til passende nivå for de elektriske komponentene i modulen 25 '.

[0044] Selv om databehandlingskomponentene i FIG. 1B er vist og beskrevet ovenfor som kommuniserende koplet og anordnet i en bestemt konfigurasjon, vil personer med vanlige kunnskaper i teknikken forstå at komponentene av analysefluidanalysemodulen 25' kan være kommuniserende koplet og/eller anordnet på en annen måte enn den som er vist i FIG. 1B uten å avvike fra omfanget til den foreliggende beskrivelsen. I tillegg er eksemplene på fremgangsmåter, apparater og systemer som beskrives her ikke begrenset til en bestemt type befordringstype, men kan i stedet gjennomføres i forbindelse med ulike befordringstyper, innbefattet for eksempel kveilerør, brønnkabel/ledningstråd, kablet borerør og/eller andre befordringsmidler som er kjente i bransjen.

[0045] I henhold til den foreliggende oppfinnelsen kan verktøyet 10 i FIG.1A og 1B benyttes som en del av metodikken i FIG. 2A-2C for å evaluere et aktuelt petroleumsreservoar. Som fagfolk vil forstå, innbefatter det overflatebeliggende elektriske styresystemet 18 og fluidanalysemodulen 25 i verktøyet 10 hver databehandlings-funksjonalitet (f.eks. én eller flere mikroprosessorer, tilhørende minne og annen maskinvare og/eller programvare) som samvirker for å gjennomføre den foreliggende oppfinnelsen som beskrives her. Det elektriske styresystemet 18 kan også realiseres ved et distribuert databehandlingssystem hvor data målt av verktøyet 10 kommuniseres i sanntid over en kommunikasjonslink (vanligvis en satellittforbindelse) til et eksternt område for dataanalyse som beskrevet her. Dataanalysen kan utføres på en arbeidsstasjon eller et annet egnet databehandlingssystem (slik som en dataklynge eller et datanettverk).

[0046] Operasjonene i FIG. 2A-2C starter i trinn 201 ved å benytte verktøyet 10 i FIG. 1A og 1B til å ta en prøve av formasjonsfluidet ved reservoartrykket og temperaturen (en gassholdig oljeprøve) ved en målestasjon i borehullet (for eksempel en referansestasjon), og prøven blir behandlet i miljøet nede i brønnhullet av fluidanalysemodulen 25. I den foretrukne utførelsesformen utfører fluidanalysemodulen 25 spektrofotometriske målinger som tar absorpsjonsspektre i den gassholdige oljeprøven og oversetter slike spektrofotometriske målinger til konsentrasjoner av flere alkankomponenter og -grupper i fluidene av interesse. I en illustrerende utførelsesform tilveiebringer fluidanalysemodulen 25 målinger av konsentrasjonene (f.eks. vektprosent) av karbondioksid (CO2), metan (CH4), etan (C2H6), C3-C5-alkangruppen innbefattet propan, butan, pentan, grupper av heksan og tyngre alkankomponenter (C6+) og asfalteninnhold. Verktøyet 10 tilveiebringer også fortrinnsvis et middel for å måle temperaturen i fluidprøven (og således reservoartemperatur på stasjonen), trykket i fluidprøven (og således reservoartrykk på stasjonen), gassholdig fluidtetthet i fluidprøven, gassholdig fluidviskositet i fluidprøven, gass-olje-forholdet (GOR) i fluidprøven, optisk tetthet og muligens andre fluidegenskaper (slik som API-tetthet, formasjonsvolumfraksjon (BO), tilbakestrømmende dugg, asfaltenfelling og gassutvikling) i fluidprøven.

[0047] Som en del av trinn 201 kan verktøyet 10 også styres for å samle og lagre én eller flere isolerte gassholdige oljeprøver i fluidsamlekamrene 22, 23 (FIG. 1A) til verktøyet 10. Den respektive gassholdige oljeprøven samles ved reservoarbetingelser (ved formasjonstemperaturen og -trykket) for målestasjonen og lagres i en tett prøvebeholder ved disse forholdene for transport oppover i brønnen når verktøyet trekkes ut fra borehullet.

[0048] Som en del av trinn 201 kan isolerte kjerneprøver også tas av verktøyet 10 og lagres i verktøyet 10 for transport oppover i brønnen når verktøyet trekkes ut fra borehullet. Alternativt kan et separat kjerneverktøy brukes til å ta isolert kjerneprøve fra borehullet. Det finnes flere typer kjerneprøver som kan tas fra borehullet, innbefattet fulldiameterkjerner, orienterte kjerner, kjerner i naturlig tilstand og sideveggkjerner. Kjerneprosesser kan kjøres i kombinasjon med andre egnede loggeprosesser (slik som gammastrålelogging) for å korrelere med åpenhullsloggene for nøyaktig, sanntids dybderegulering av kjerneborepunktene.

[0049] I trinn 203 blir det utført en gruppeoppløsningsprosess som karakteriserer sammensetningskomponentene i den gassholdige oljeprøven som analyseres av fluidanalysen nede i brønnhullet i trinn 201. Gruppeoppløsningsprosessen deler opp konsentrasjonen (f.eks. massefraksjon, som noen ganger omtales som vektandelen) til de gitte sammensetningsgruppene (C3-C5, C6+) inn i konsentrasjoner (f.eks. massefraksjoner) for enkelte karbonantallkomponenter (SCN) av den gitte sammensetningsgruppen (f.eks. dele C3-C5-gruppen inn i C3, C4, C5 og dele C6+ gruppen i C6, C7, C8 ...). Detaljer om eksemplene på gruppeoppløsningsprosessene som utføres som en del av trinn 203 er beskrevet i detalj i US patent 7 920 970.

[0050] I trinn 205 anvendes resultatene i gruppeoppdelingsprosessen i trinn 203 i forbindelse med en tilstandsligningsmodell (EOS) (og muligens andre prognosemodeller) til å forutsi sammensetningsgradienter og andre egenskapsgradienter (slik som volumetrisk oppførsel for olje- og gassblandinger) som en funksjon av dybde inne i borehullet. I den foretrukne utførelsesformen utføres analysene i trinn 203 og 205 i sanntid i forbindelse med fluidanalysen nede i brønnhullet i trinn 201 for å gi veiledning om nøyaktigheten og effektiviteten til fluidanalysen nede i brønnhullet og fatte en beslutning om ytterligere fluidanalyse nede i brønnhullet er nødvendig eller ikke. Det kan også brukes andre egnede modelleringsplaner for reservoaregenskaper.

[0051] Tilstandsligningsmodellen (EOS) beskriver den termodynamiske oppførselen til fluidet og tilveiebringer karakterisering av reservoarfluidet ved ulike steder inne i reservoaret. Med den termodynamiske oppførselen til reservoarfluidet kan fluidproduksjonsparametere, transportegenskaper og andre kommersielt nyttige indikatorer for reservoaret beregnes.

[0052] For eksempel kan EOS-modellen tilveiebringe fasegrensen som kan brukes til å variere prøvetakingshastigheten interaktivt for å unngå å gå inn tofaseregionen. I et annet eksempel kan EOS gi nyttige egenskaper for vurdering av produksjonsmetodikk for reservoaret. Slike egenskaper kan innbefatte tetthet, viskositet og gassvolumet som dannes av et fluid etter utvidelse til en angitt temperatur og et angitt trykk.

Karakteriseringen av fluidprøven etter den termodynamiske modellen kan også brukes som en referanse for å bestemme gyldigheten av prøven, enten for å beholde prøven og/eller for å skaffe en annen prøve i den interessante posisjonen. Nærmere bestemt kan det basert på den termodynamiske modellen og informasjon om formasjonstrykk, prøvetakingstrykk og formasjonstemperaturer, hvis det er fastslått at fluidprøven ble tatt nær eller under boblelinjen til prøven, fattes en beslutning om å forkaste prøven og/eller å ta en annen prøve ved langsommere hastighet (dvs. mindre trykkfall) slik at det ikke vil utvikles gass i prøven. Alternativt, ettersom kunnskap om det nøyaktige duggpunktet i et tilbakestrømmende gasskondensat i en formasjon er ønskelig, kan det fattes en avgjørelse (når forholdene tillater det) om å variere synkehastigheten til trykket i et forsøk på å observere væskekondenseringen og således etablere det faktiske metningstrykket.

[0053] I den foretrukne utførelsesformen benytter modelleringsprosessene i trinn 205 en bestemt tilstandsligningsmodell, her omtalt som Flory-Huggins-Zuo (FHZ) EOS-modellen, som utleder sammensetningsgradienter og andre egenskapsgradienter (f.eks. trykk- og temperaturgradienter) som beskriver den volumetriske oppførselen til olje- og gassblandingene (og muligens vann) i reservoarfluider som en funksjon av dybde i reservoaret av interesse. Sammensetningsgradientene utledet fra FHZ EOS-modellen innbefatter fortrinnsvis massefraksjoner, molfraksjoner, molekylvekter og spesifikk vekt for et sett pseudokomponenter i formasjonsfluidet. Fortrinnsvis innbefatter slike pseudokomponenter en tung pseudokomponent som representerer asfaltener i formasjonsfluidet, en andre destillatpseudokomponent som representerer den ikke-asfalteniske flytende fraksjonen til formasjonsfluidet og en tredje lett pseudokomponent som presenterer gasser i formasjonsfluidet. Pseudokomponentene som utledes fra FHZ EOS-modellen kan også representere enkeltkarbontallkomponenter (SCN) samt andre fraksjoner eller grupper i formasjonsfluidet (slik som en vannfraksjon) etter ønske. FHZ EOS-modellen kan forutsi sammensetningsgradienter med dybden som tar hensyn til effektene av tyngdekraften, kjemiske krefter, varmediffusjon, osv. som beskrevet i internasjonal patentsøknad WO 2011/007268. Andre anvendelser av FHZ EOS er beskrevet i US patent 7822 554 og 7920 970, US patentsøknadspublikasjoner 2009/0248310 og 2009/0312997, internasjonale patentsøknadspublikasjoner WO 2009/138911 og

WO 2011/030243, US patentsøknad 12/752.967, og internasjonal patentsøknad PCT/IB2011/051740. I noen tilfeller dominerer ett eller flere forhold i FHZ EOS-modellen, og de andre forholdene kan ignoreres. I lave svarte GOR-oljer dominerer for eksempel tyngdekraften i FHZ EOS-modellen og leddet som gjelder kjemiske krefter (løselighet) og termisk diffusjon (entropi) kan ignoreres.

[0054] FHZ EOS-modellen benytter en tilstandsligning sammen med flashberegninger for å forutsi sammensetninger (innbefattet asfalten) som en funksjon av dybde i reservoaret. Tilstandsligningen representerer faseoppførselen til sammensetningskomponentene i reservoarfluidet. En slik tilstandsligning kan ta mange former. For eksempel, kan den være én av mange kjente kubiske EOS. Slike kubiske EOS innbefatter van der Waals-EOS (1873), Redlich-Kwong-EOS (1949), Soave-Redlich-Kwong-EOS (1972), Peng-Robinson-EOS (1976), Stryjek-Vera-Peng-Robinson-EOS (1986) og Patel-Teja-EOS (1982). Volumendringsparametere kan benyttes som del av den kubiske EOS-en for å forbedre fluidtetthetsforutsigelser som velkjent. Blanderegler (slik som van der Waals blanderegel) kan også benyttes som del av den kubiske EOS-en. En SAFT-type EOS kan også benyttes som velkjent. Tilstandsligningen utvides for å forutsi sammensetningsgradienter (innbefattet en asfaltensammensetningsgradient) med dybden, som tar hensyn til effektene av gravitasjonskrefter, kjemiske krefter og varmediffusjon. Flashberegningene løser utvidelsesevner til komponenter som dannes ved likevekt.

[0055] Som en del av trinn 205, kan asfaltensammensetningsgradienten fia FHZ EOS-modellen brukes til å utlede en profil for asfaltenpseudokomponenter (f.eks. asfaltennanoaggregater og større asfaltenklumper) og tilsvarende aggregatstørrelser for asfaltener som en funksjon av dybde i reservoaret av interesse, som beskrevet i internasjonal patentsøknad WO 2011/007268.

[0056] Som en del av trinn 205 kan asfaltenegenskapsgradienten produsert av FHZ EOS-modellen også anvendes til å forutsi gradienter for fluidegenskaper (slik som fluidtetthet og fluidviskositet) som knyttes til asfalteninnholdet. For å forutsi viskositeten kan forutsigelsene baseres på den empiriske korrelasjonen i skjemaet foreslått av Lohrenz, Bray and Clark i "Calculating Viscosity of Reservoir Fluids from their Composition," Journal of Petroleum Technology, oktober 1964, s. 1171-1176, eller den empiriske korrelasjonen av skjemaet foreslått av Pedersen et al. i "Viscosity of Crude Oils," Chemical Engineering Science, Vol. 39, nr. 6, s. 1011-1016, 1984.

[0057] Et illustrerende eksempel på en FHZ EOS-modell forutsetter at det finnes reservoarfluider med en rekke sammensetningskomponenter og at reservoarfluidene er sammenhengende (dvs. ingen lommeinndeling) og i en tilstand av termodynamisk likevekt. Videre antas det at det ikke er noen adsorpsjonsfenomen eller noen form for kjemiske reaksjoner i reservoaret. Massefluksen (J) til en sammensetningskomponent i som krysser grensen for et elementærvolum i de porøse mediene uttrykkes som:

der Lij, LiPog Liqer de fenomenologiske koeffisientene,

pi betegner den partielle tettheten til komponent i,

p, g, P, T er henholdsvis tettheten, tyngdeakselerasjonen, trykket og temperaturen, og

gj<l>er bidraget av komponent j til massens frie energi hos fluidet i et porøst medium, som kan deles inn i en kjemisk potensiell del μi og en gravitasjonsdel gz (der z er den vertikale dybden).

[0058] Gjennomsnittlig fluidhastighet (u) estimeres ved:

[0059] Ifølge Darcys lov, må de fenomenologiske baro-diffusjonskoeffisientene oppfylle følgende krav:

der k og η er henholdsvis permeabiliteten og viskositeten.

[0060] Hvis porestørrelsen er langt over den midlere frie veilengden for molekyler, er mobiliteten av komponentene, på grunn av et eksternt trykkfelt, meget nær den samlede mobiliteten. Det masse-kjemiske potensialet er en funksjon av molbrøk (x), trykk og temperatur.

[0061] Ved konstant temperatur har den deriverte av det massekjemiske potensialet (μj) to bidrag:

der de partielle deriverte kan uttrykkes med hensyn til EOS (flyktighetskoeffisienter):

der Mj, fj, φj og Vjer henholdsvis molekylvekt, flyktighet, flyktighetskoeffisient og partielt molvolum for komponent j ;

Xker molbrøken av komponent k;

R betegner den universelle gasskonstanten; og

δ er Kronecker-delta-funksjonen.

[0062] I det ideelle tilfellet kan de fenomenologiske koeffisientene (L) relateres til effektive, praktiske diffusjonskoefisienter (Di<eff>):

Massekonservering for komponent i i reservoarfluidet, som styrer fordelingen av komponentene i porøst medium, uttrykkes som:

Ligning (8) kan brukes til å løse en lang rekke problemer. Dette er en dynamisk modell som endrer seg med tiden t.

[0063] Regn at den mekaniske likevekten i fluidsøylen er oppnådd:

[0064] Den loddrette fordelingen av komponentene kan beregnes ved å løse følgende ligningssett:

Og

der Ji,zer den loddrette komponenten av den eksterne massefluksen. Denne formuleringen kan brukes til å beregne den stasjonære tilstanden til fluidsøylen, og den krever ikke modellering av den dynamiske prosessen som fører til den observerte sammensetning sfordeling en.

[0065] Hvis de horisontale komponentene i eksterne strømmer er betydelige, må ligningene langs den andre aksen også løses. Langs en horisontal "x"-akse blir ligningene:

[0066] Den mekaniske likevekten i fluidsøylen<ΔzP =pg>er en spesiell situasjon som bare vil oppstå i svært permeable reservoarer. Generelt beregnes den vertikale trykkgradienten ved:

der Rpberegnes ved

[0067] Trykkgradientbidraget fra termisk diffusjon (såkalt Soret-bidrag) gis ved:

[0068] Og trykkgradientsbidraget fra eksterne strømmer uttrykkes som

[0069] Hvis vi antar et isotermisk reservoar og ignorerer den eksterne strømmen, får vi den følgende ligningen:

[0070] Ligning (17) kan omskrives som

der ai beregnes ved:

Ligning (18) og (19) kan løses for å forutsi sammensetninger og volumetrisk atferd av olje- og gassblandinger i reservoaret. Flashberegninger benyttes for å løse flyktigheten (fi) for komponentene i olje- og gassblandinger i likevekt.

[0071] I trinn 207 kan prøvetakings- og analyseoperasjoner nede i brønnhullet fra trinn 201 gjentas for flere målestasjoner inne i borehullet etter ønske.

[0072] I trinn 209, kan EOS-modellen som brukes i trinn 205 justeres etter analysemålinger nede i brønnhullet fra trinn 207 og/eller med laboratoriefluiddata på velkjent måte. Et eksempel på EOS-modelljustering er beskrevet i Reyadh A.

Almehaideb et al., “EOS tuning to model full field crude oil properties using multiple well fluid PVT-analysis,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 26, utgave 1-4, s. 291-300, 2000. Det kan være nødvendig å korrigere for forurensning med borevæske. Et eksempel på slike korreksjoner er beskrevet i internasjonal patentsøknad WO 2009/138911. Når EOS er ferdig justert, kan operasjonene med modellering av fluidegenskaper i trinn 205 gjentas for å tilveiebringe ytterligere forutsigelser av egenskapene i reservoarfluidet om nødvendig. Det forventes at den justerte EOS-modellen produserer mer nøyaktige forutsigelser av egenskapene til reservoarfluidet.

[0073] I trinn 211 evalueres målingene og forutsigelsene til fluidegenskapene i reservoarfluidet som utledes i trinn 201, 205, 207 og/eller 209 for å vurdere behovet for målinger ved én eller flere ytterligere målestasjoner og/eller behovet for andre fremgangsmåter for gjentatt behandling og analyse for å forbedre konfidensnivået for de målte og/eller forutsagte fluidegenskapene. I trinn 213 sammenlignes for eksempel de målte og/eller forutsagte egenskapene i reservoarfluidet med en database av historiske reservoardata for å bestemme om de målte og/eller forutsagte egenskapene er konsistente. Hvis dataene ikke er konsistente, kan det identifiseres ytterligere målestasjon(er), eller andre fremgangsmåter (f.eks. annen (andre) modell(er)) for gjentatt behandling og analyse for å forbedre konfidensnivået til de målte og/eller forutsagte fluidegenskapene (trinn 215).

[0074] Andre faktorer kan brukes til å fastslå om det er behov for ytterligere målestasjoner og/eller andre fremgangsmåter for gjentatt behandling og analyse. For eksempel baseres forutsigelsene i EOS-modellen på antagelsen at reservoarfluidene i borehullet er sammenhengende og i termodynamisk likevekt. Eksempelvis kan de målte fluidegenskapene tas frem for å bekrefte at de samsvarer med denne forventede arkitekturen. Mer spesifikt kan sammenheng vises ved moderat synkende GOR-verdier med dybden, en kontinuerlig økning i asfalteninnhold som en funksjon av dybden, og/eller en kontinuerlig økning i fluidtetthet og/eller fluidviskositet som en funksjon av dybden. På den annen side kan lommeinndeling og/eller ikke-likevekt vises ved diskontinuerlig GOR (eller hvis lavere GOR er funnet høyere i søylen) diskontinuerlig asfalteninnhold (eller hvis høyere asfalteninnhold er funnet høyere i søylen) og/eller diskontinuerlig fluidtetthet og/eller fluidviskositet (eller hvis høyere fluidtetthet og/eller fluidviskositet er funnet høyere i søylen). Hvis evalueringen i trinn 211 identifiserer diskontinuerlige målinger, kan det utføres flere målinger og analyser ved eller nær dybden for slike diskontinuiteter for å gi en klarere forståelse av plasseringen og/eller reservoarstrukturen som forårsaker diskontinuitetene (trinn 215).

[0075] I trinn 213 blir det bestemt om evalueringen i trinn 211 viser at det er et behov for flere målestasjoner og/eller andre fremgangsmåter. Hvis det er tilfelle, fortsetter prosessene videre til trinn 215 for å gjenta behandling og analyse av trinnene 201–213. For eksempel hvis evalueringen av trinn 211 identifiserer diskontinuerlige målinger, kan det utføres flere målinger og analyser ved eller nær dypet av slike diskontinuiteter for å gi en klarere forståelse av plasseringen og/eller reservoarstrukturen som forårsaker disse diskontinuitetene. Hvis det i trinn 213 fastslås at evalueringen av trinn 211 ikke viser behov for flere målestasjoner og/eller andre fremgangsmåter, fortsetter prosessene videre til trinn 217.

[0076] I trinn 217 evalueres målingene og forutsigelsene til fluidegenskapene i reservoarfluidet som utledes i trinn 201, 205, 207 og/eller 209 for å vurdere reservoarets egenskaper og arkitektur. For eksempel baseres forutsigelsene av fluidegenskaper i EOS-en på forutsetningen at reservoarfluidene i brønnhullet er sammenhengende og i termodynamisk likevekt. Eksempelvis kan fluidegenskapene målt ved fluidanalyse nede i brønnhullet tas frem for å bekrefte at de samsvarer med denne forventede arkitekturen. Nærmere bestemt kan det påvises en sannsynlighet for at reservoaret er sammenhengende og i likevekt ved å senke GOR-verdiene moderat med dybden, øke asfalteninnholdet som en funksjon av dybden og/eller kontinuerlig øke fluidtetthet(en) og/eller fluidviskositet(en) som en funksjon av dybden. Videre kan en sannsynlighet for at reservoaret er sammenhengende og i en tilstand av likevekt vises ved konsistens (dvs. små forskjeller) mellom forutsigelsene av fluidegenskaper i EOS-modellen (spesielt GOR, asfalteninnhold, fluidtetthet og fluidviskositet) og de tilsvarende fluidanalysemålingene nede i brønnhullet.

[0077] På den annen side kan det vises en sannsynlighet for at reservoaret er lommeinndelt og/eller ikke i likevekt ved diskontinuerlig GOR (eller hvis lavere GOR er funnet høyere i søylen), diskontinuerlig asfalteninnhold (eller hvis høyere asfalteninnhold er funnet høyere i søylen) og/eller diskontinuerlig fluidtetthet og/eller fluidviskositet (eller hvis høyere fluidtetthet og/eller fluidviskositet er funnet høyere i søylen). Videre kan en sannsynlighet for at reservoaret er lommeinndelt og/eller ikke i likevekt vises ved inkonsistens (dvs. store forskjeller) mellom forutsigelsene av fluidegenskapene i EOS (spesielt GOR, asfalteninnhold, fluidtetthet og fluidviskositet) og de tilsvarende fluidanalysemålingene nede i brønnhullet.

[0078] I trinn 219 blir det bestemt om evaluering av trinn 217 viser en sannsynlighet for at reservoaret er sammenhengende og i likevekt. Hvis det er tilfelle, fortsetter operasjonene til trinn 221. Hvis det ikke er tilfelle, fortsetter operasjonene videre til trinn 223.

[0079] I trinn 221 kan det utføres flere prosesser for å bekrefte at reservoaret er sammenhengende og i likevekt. For eksempel kan det utføres geologisk modellering av reservoaret for å gi en forståelse av de petrofysiske egenskapene til reservoaret og bekrefte at det ikke er noen tetningsbarrierer i nærheten av borehullet. Videre kan fremgangsmåten som beskrives her utføres over flere brønner for å bekrefte at det ikke finnes noen potensielle tetningsbarrierer mellom brønner. Det er viktig at modelleringen og analysen av asfaltenkonsentrasjoner over reservoaret av interesse både vertikalt og lateralt, gir verdifull innsikt i arkitekturen til reservoaret. Det er kjent at asfaltener har svært lav diffusjonskonstant i råolje. Hvis asfaltenkonsentrasjonene fordeler seg på en likevektig måte gjennom reservoaret, både loddrett og sidelengs, er dette en sterk indikasjon på sammenhengende reservoar fordi 1) asfaltener fylles nødvendigvis i reservoaret i en sterkt ikke-likevektig tilstand (sammenlignet med den endelige fluidfordelingen) og 2) betydelig permeabilitet og transmissivitet er nødvendig for å føre den relativt immobile asfaltenkomponenten inn i råoljen på en likevektig måte. Som del av trinn 221 kan en bestemmelse av at reservoaret er sammenhengende og i likevekt rapporteres til aktuelle instanser. Risiko- og usikkerhetsanalyse kan også bygges inn i arbeidsflyten for å knytte risiko- og usikkerhetsverdier til denne bestemmelsen.

[0080] I trinn 223 har evalueringen av trinn 217 indikert en sannsynlighet for at reservoaret er lommeinndelt eller ikke i likevekt. For å skille mellom disse to mulige reservoararkitekturene (lommeinndelt og sammenhengende, men ikke i likevekt) anvender prosessene en modell for å simulere diffusjon av en gassfylling med én enkelt komponent som funksjon av dybden i borehullet over tid. Modellen antar at reservoaret ble fylt to ganger – en innledende fylling av hydrokarboner og så en senere fylling med en enkelt gassformig komponent (slik som metan, karbondioksid eller hydrogensulfid). Modellen beskriver den senere fylleprosessen og simulerer diffusjonen og transporten av den enkelte gassformige komponenten av den innledende fyllingen av hydrokarboner som en funksjon av posisjon i borehullet over tid. Simuleringen kan utføres over flere tidstrinn etter brukerens ønsker.

[0081] I den foretrukne utførelsesformen antar modellen i trinn 223 at reservoarfluidet er en blanding som innbefatter en rekke av komponentene i den tidligere hydrokarbonfyllingen og en senere påfylt gasskomponent (slik som metan, karbondioksid eller hydrogensulfid). Massekonservasjonen til komponent i i fluidblandingen, kan uttrykkes som

der ρi, u, Jiog qier henholdsvis tettheten til komponent i, den gjennomsnittlige fluidhastigheten, den diffusive massefluksen av komponent i og kilde/magasin-leddet til komponent i.

[0082] Massetettheten til komponent i per enhetshydrokarbonvolum er gitt ved:

der xi, Mi, ρ og M er henholdsvis molbrøken av komponent i, molekylvekten til komponent i, den flytende massetettheten og molekylvekten av fluidblandingen.

[0083] Darcys lov kan anvendes til å estimere fluidhastigheten som:

der k, µ, g og P er henholdsvis permeabiliteten i det porøse mediet, viskositeten i fluidet, tyngdeakselerasjonen og trykket.

[0084] Massefluksen for komponent i kan uttrykkes som summen av fire flukser grunnet kjemiske krefter, tyngdekrefter, termiske krefter og trykkrefter ved følgende uttrykk:

der Di<e>, φi, R, T, P, og vier henholdsvis den effektive diffusjonskoeffisienten til komponent i av fluidblandingen, flyktighetskoeffisienten til komponent i, den universelle gasskonstanten, temperaturen, trykket og det molare volumet av komponent i.

[0085] Dersom man antar at reservoaret er isotermisk, kan ligning (23) omskrives til:

[0086] Dersom det antas at mekanisk likevekt oppnås i reservoaret ( =ρg), kan ligning (28) omskrives til:

[0087] Dersom det antas at det ikke er noen konveksjon (u = 0), blir ligning (20):

Denne antakelsen er spesielt nyttig når reservoaret har lav permeabilitet, og det er svak fylleintensitet. Ligningene (20)-(30) kan løses for å finne sammensetningsgradientene av komponentene i reservoarfluidet over tid.

[0088] I den foretrukne utførelsesformen baseres modellen i trinn 223 på ligning (30) og antar således at det ikke er noen konveksjon. Videre, ved å anta at reservoarfluidet er en ideell løsning, kan ligning (29) omskrives til:

Modellen i trinn 223 behandler også fortrinnsvis den innledende fyllingen av hydrokarboner som en blanding av et antall komponenter i en enkelt fase (enten gass eller væske) ved en dybde og ignorerer kjemiske reaksjoner mellom komponentene (blandeprosessene er fysisk blanding i stedet for kjemisk blanding). Det blir også tatt høyde for tyngdekraft, diffusjon og kjemiske potensielle krefter i modellen.

[0089] Det bør bemerkes at ligning (31) egner seg for å utlede ikke-likevektig konsentrasjon av den senere fylte gasskomponenten som funksjon av dybden (med andre ord, den vertikale konsentrasjonsgradienten) over tid. For horisontale (laterale) konsentrasjonsgradienter, bør tyngdekraftens bidrag fjernes som følger:

Altså reduseres ligning (32) til Ficks diffusjonslov.

[0090] I den foretrukne utførelsesformen kan ligningene EQ. (30)-(32) deles i et sett av numeriske ligninger som brukes gjennom beregnbare celler med passende innledningsbetingelser og grensebetingelser. De ukjente i ligningene (30)-(32) består av tettheten av hver komponent som funksjon av tid og rom (f.eks. x-, y- og zkoordinater i tilfelle kartesisk rutenett). De numeriske ligningene kan løses ved numeriske fremgangsmåter for å finne den ikke-likevektige konsentrasjonen (f.eks. molbrøker) av komponentene av reservoarfluidene (innbefattet konsentrasjonen av enkeltfasekomponentene av de tidligere fylte hydrokarbonene og konsentrasjonen av den senere fylte gasskomponenten) som funksjon av posisjon i reservoaret over tid. Innledningsbetingelsene for komponentene av de tidligere fylte hydrokarbonene kan utledes fra likevektsbetingelser basert på den forutsagte sammensetningsgradienten i reservoarfluidet som beregnes i trinn 205 og 209 ved å løse ligningene (17)-(19).

Innledningsbetingelsene for komponentene av de tidligere fylte hydrokarbonene kan også utledes fra ikke-likevektige betingelser. Eksempler på innledning med ikkelikevektige betingelser er angitt i Gibson et al., “Non-equilibrium Initialization of Reservoir Models with Lateral and Vertical Variations in the Initial Fluid Composition,” SPE 101247, presentert på 2006 Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, 5-8. november 2006. For den sene gassfyllingskomponenten gjøres det en bestemmelse av timing og plassering av den sene gassfyllingen. Dette resultatet brukes til å identifisere tidstrinnene og de nodene i beregningsrutenettet som dekkes av den sene gassfyllingen. I løpet av disse trinnene blir kildeleddet qii ligning (30)-(32) satt til en passende verdi. Ellers er dette kildeleddet satt til null. Vanlige grense-betingelser slik som ingen ekstern massefluks og faste ytre masseflukser kan anvendes etter behov. De numeriske ligningene kan løses ved en rekke velkjente numeriske fremgangsmåter, inklusive endelige differansers metode, endelige volumers metode og endelige elementers metode.

[0091] Det må bemerkes at modellen i trinn 223 kan behandle den sene fyllingen som et antall gassformige komponenter. Modellen i trinn 223 kan også behandle reservoarfluidene i den innledende fyllingen og den sene fyllingen som en blanding av gass og flytende komponenter. Dette er spesielt egnet for kompliserte reservoarer. I dette scenariet kan ligningene (20) og (23) løses for å finne ikke-likevektige konsentrasjoner til gass- og væskekomponentene til reservoarfluidet som en funksjon av plassering over tid.

[0092] Som en del av trinn 223 kan det utføres laboratoriemålinger og -analyse på fluidprøver (og/eller kjerneprøver) fra reservoaret av interesse i trinn 201 og 207 for å identifisere de egnede hydrokarbonkomponenten(e) for modellen og bekrefte de ikkelikevektige konsentrasjonene for slik(e) komponent(er) i reservoarfluidene. For eksempel kan reservoarfluidene utsettes for passende isotopanalyse for å måle gradienten av egnede karbonisotoper (f.eks. C13-C12-isotopforholdet) for å fastslå om det er en ikke-likevektig konsentrasjon av metan i reservoarfluidene. Hvis dette er tilfelle, kan metan velges som enkeltkomponenten hydrokarbon for modellen. Dessuten kan isotopgradienten brukes til å innskrenke sammensetningssimuleringen hvis aktuelt.

Annen egnet geokjemianalyse kan brukes til å identifisere ikke-likevektig fordeling av andre hydrokarbonkomponenter i reservoarfluidene.

[0093] I trinn 225 sammenlignes konsentrasjonsgradienten for hydrokarbonbestanddelen(e) som dannes av simuleringsresultatene i trinn 223, med konsentrasjonsgradienten i slike hydrokarbonkomponent(er) som måles ved fluidanalyse nede i brønnhullet (og/eller laboratoriefluidanalyse) i trinn 201 og 207. I den foretrukne utførelsesformen utføres sammenligningen for simuleringsresultatene i tidstrinnet som har konsentrasjonsgradienten mest lik konsentrasjonsgradienten til den enkelte hydrokarbonkomponenten som måles ved fluidanalyse nede i brønnhullet (og/eller laboratoriefluidanalyse) i trinn 201 og 207.

[0094] I trinn 227 evalueres forskjellene mellom konsentrasjonsgradienten fra sammenligningen i trinn 225 for å bestemme om disse forskjellene er relativt små (f.eks. tilfredsstiller en forutbestemt lav terskelparameter) eller er relativt store (f.eks. tilfredsstiller en forutbestemt høy terskelparameter). Hvis forskjellene er relativt små, er det sannsynlig at reservoaret er sammenhengende og ikke i likevekt, og operasjonene fortsetter til trinn 229. Hvis forskjellene er relativt store, er det sannsynlig at reservoaret er lommeinndelt, og operasjonene fortsetter til trinn 231.

[0095] Det kan brukes et iterativt skjema som gjentar trinn 223 og 225 for å minimere forskjellen mellom konsentrasjonsgradienten utledet av sammensetningssimuleringen og konsentrasjonsgradienten som måles i trinn 201 og 207 over påfølgende simuleringstidstrinn. Et iterativt skjema som gjentar trinnene 223, 225, og 227 for ulike hydrokarbonkomponentsett kan brukes til å minimere forskjellene mellom konsentrasjonsgradienten utledet av sammensetningssimuleringen og konsentrasjonsgradienten som måles i trinn 201 og 207.

[0096] I trinn 229 har arbeidsflyten fastslått at det er sannsynlig at reservoaret er sammenhengende og ikke i likevekt. Det kan utføres flere operasjoner for å bekrefte at reservoaret er sammenhengende og ikke i likevekt. Videre kan fremgangsmåten som beskrives her utføres gjennom flere brønner for å bekrefte at en tilstand av ikkelikevekt gjelder for flere brønner i reservoaret. En slik analyse kan hjelpe til å bekrefte virkningen av sen gassfylling gjennom hele den laterale utstrekningen av reservoaret. Som en del av trinn 229 rapporteres en bestemmelse av at reservoaret er sammenhengende og ikke i likevekt, til aktuelle instanser. Risiko- og usikkerhetsanalyse kan også bygges inn i arbeidsflyten for å knytte risiko- og usikkerhetsverdier til denne bestemmelsen.

[0097] I trinn 231 har arbeidsflyten fastslått at det er sannsynlig at reservoaret er lommeinndelt. Det kan utføres flere prosesser for å bekrefte at reservoaret er lommeinndelt. For eksempel kan det utføres geologisk modellering av reservoaret for å gi en forståelse av de petrofysiske egenskapene til reservoaret og bekrefte at det er tetningsbarrierer i nærheten av borehullet. Videre kan fremgangsmåten som beskrives her utføres gjennom flere brønner for å bekrefte at det er potensielle tetningsbarrierer mellom brønnene. Det er viktig at modellering og analyse av asfaltenkonsentrasjonene gjennom reservoaret av interesse/det aktuelle reservoaret, både loddrett og sidelengs, gir verdifull innsikt i arkitekturen til reservoaret. Det er kjent at asfaltener har svært lav diffusjonskonstant i råolje. Hvis det er diskontinuiteter i fordelingen av asfaltenkonsentrasjonene gjennom reservoaret, både loddrett og sidelengs, er dette en sterk indikasjon på at reservoaret er lommeinndelt. Som en del av trinn 231 rapporteres en bestemmelse av at reservoaret er lommeinndelt til aktuelle instanser. Risiko- og usikkerhetsanalyse kan også bygges inn i arbeidsflyten for å knytte risiko- og usikkerhetsverdier til denne bestemmelsen.

[0098] Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en fordelaktig fremgangsmåte for å bestemme reservoararkitektur ved modellering av en ikke-likevektig fordeling av minst én analytt i reservoarfluider. Den ikke-likevektige fordelingen av analytten(e) er knyttet til transportegenskaper for reservoarfluider. Analytten(e) i analysen har fortrinnsvis vesentlig variert sammensetning i reservoaret. For eksempel kan analytten være en enkelt gasskomponent som fylles senere (slik som metan, karbondioksid og hydrogensulfid) i et fluidsystem med flere komponenter. I dette tilfellet kan komponentene i den tidlige fyllingen antas å være i en stasjonær tilstand eller i likevekt, mens den senere fyllingen ikke er i likevekt. Den ikke-likevektige fordelingen av analytten(e) som utledes fra modellen sammenlignes med fordelingen av analytten(e) som utledes av fluidanalysen nede i brønnhullet eller laboratoriefluidanalysen, og arkitekturen til reservoaret (lommeinndelt eller sammenhengende med ikke i likevekt) bestemmes ut fra en slik sammenligning.

[0099] Her er det beskrevet og illustrert en foretrukket utførelsesform av en fremgangsmåte for å bestemme reservoararkitektur ved modellering av en ikkelikevektig fordeling av minst én analytt i reservoarfluider. Selv om det er beskrevet spesielle verktøy for bruk nede i brønnhullet og analyseteknikker for å karakterisere egenskaper for reservoarfluid og omkringliggende formasjon, bør det altså være klart at det også kan brukes andre verktøy og analysemetoder. Videre innskrenker fremgangsmåten som beskrives her seg ikke til stasjoner i det samme borehullet. For eksempel kan målinger av prøver fra ulike brønner analyseres som beskrevet her for å teste sammenheng sidelengs. I tillegg kan arbeidsflyten som beskrives her endres. Det vil derfor være klart for fagfolk på området at det også kan gjøres ytterligere modifikasjoner på den tilveiebrakte oppfinnelsen. Beskyttelsesomfanget av foreliggende oppfinnelse er definert av de vedlagte patentkravene.

Claims (12)

1. Patentkrav 1. Fremgangsmåte for å karakterisere et hydrokarbonreservoar av interesse som gjennomløpes av minst et borehull, idet fremgangsmåten omfatter: (a) å simulere, ved hjelp av en numerisk modell over tid, den ikke-likevektige konsentrasjonen av minst én hydrokarbonkomponent som funksjon av posisjon i borehullet; og (b) å analysere fluidprøver fra minst ett borehull som gjennomløper reservoaret av interesse for å måle konsentrasjonen av den minst ene hydrokarbonkomponenten som en funksjon av posisjon i borehullet; (c) å sammenligne den ikke-likevektige konsentrasjonen av den minst ene hydrokarbonkomponenten som en funksjon av posisjon i borehullet som følge av simuleringen i (a) med konsentrasjonen av den minst ene hydrokarbonkomponenten som en funksjon av posisjon i borehullet som måles i (b), og (d) å karakterisere reservoaret av interesse basert på sammenligningen i (c).
2. 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor reservoarfluidet inne i det minst ene borehullet bestemmes til å være sammenhengende og ikke i likevekt hvis det er små forskjeller mellom den ikke-likevektige konsentrasjonen av den minst ene hydrokarbonkomponenten som funksjon av posisjon i borehullet etter simuleringen i (a), og konsentrasjonen av den minst ene hydrokarbonkomponenten som en funksjon av posisjon i borehullet som målt i (b).
3. 3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor reservoarfluidet inne i det minst ene borehullet bestemmes til å være lommeinndelt hvis det er store forskjeller mellom den ikkelikevektige konsentrasjonen av den minst ene hydrokarbonkomponenten som funksjon av posisjon i borehullet etter simuleringen i (a), og konsentrasjonen av den minst ene hydrokarbonkomponenten som funksjon av posisjon i borehullet som målt i (b).
4. 4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor analysen i (b) innebærer fluidanalyse nede i brønnhullet på gassholdige hydrokarbonfluider utvunnet fra reservoaret av interesse.
5. 5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor analysen i trinn (b) innebærer laboratoriefluidanalyse utført på minst én hydrokarbonfluidprøve tatt fra reservoaret av interesse.
6. 6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den numeriske modellen behandler reservoarfluidet som en sen gassfylling inn i et hydrokarbonsystem med flere komponenter.
7. 7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor den sene gassfyllingen innbefatter en enkelt gasskomponent valgt fra gruppen som består av metan, karbondioksid og hydrogensulfid.
8. 8. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor den numeriske modellen innledes med en ikkelikevektig betingelse i hydrokarbonsystemet med flere komponenter.
9. 9. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor den numeriske modellen innledes med en likevektstilstand i hydrokarbonsystemet med flere komponenter.
10. 10. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor den numeriske modellen baseres på forutsetningen at reservoarfluidene er isotermiske og mangler konveksjon.
11. 11. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor hydrokarbonsystemet med flere komponenter innbefatter mange komponenter i en enkelt fase.
12. 12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor: den numeriske modellen baseres på ligningene med formen

    der ρi, Jiog qier henholdsvis tettheten av komponent i, den diffusive massefluksen til komponent i, og kilde/magasin-leddet til komponent i; og

    der xi, Di<e>, Mi, vier henholdsvis molbrøken, effektiv diffusjonskoeffisient, molekylvekten og molvolumet til komponent i, ρ er den flytende massetettheten i reservoarfluidet, g er tyngdeakselerasjonen, R er den universelle gasskonstanten, og T er temperaturen i reservoarfluidet.