FR 3067750 A1 20181221 FR 1854011 A 20180514 QUANTIFICATION DE LA CONTAMINATION D'ÉCHANTILLONS DE FOND DE TROU CONTEXTE DE L'INVENTION - L'invention concerne généralement le domaine de l'échantillonnage de fluide de fond de trou, et plus particulièrement la quantification de la contamination d'échantillons de fond de trou. Les informations recueillies et analysées au cours de l'exploration pétrolière et gazière peuvent être utilisées pour déterminer la quantité et la qualité des hydrocarbures dans un réservoir et concevoir ou modifier des stratégies d'extraction d'hydrocarbures. Ces informations peuvent être utilisées pour évaluer le contenu du réservoir, faciliter le débit, stimuler le réservoir, améliorer les installations, améliorer la production et estimer le volume des réserves. Une technique pour recueillir des informations utiles consiste à utiliser une multitude d'outils différents pour obtenir et analyser des échantillons de fluide à partir d'un réservoir d'intérêt. Les échantillons peuvent être analysés pour déterminer les propriétés du fluide, y compris, sans limitation, la concentration des composants, ainsi que le poids moléculaire de fraction, les rapports gaz-pétrole, le point d'ébullition, le point de rosée, l'enveloppe de phase, la viscosité, des combinaisons de ces propriétés, etc. Outre l'analyse en laboratoire, l'analyse des échantillons de fluide effectuée en fond de trou peut également être utilisée pour connaître les propriétés fluidiques en temps réel. Une détermination précise des propriétés fluidiques peut être problématique car les échantillons de fluide sont souvent contaminés par des fluides de forage, tels que le filtrat de boue. Le processus de forage lui-même induit souvent, dans le trou de forage ménagé dans le réservoir, une contamination par les fluides de forage. Un fluide de forage liquide à base d'hydrocarbures (également appelé « boue à base d'hydrocarbures ») est généralement constitué d'un liquide à base de pétrole tel que le gazole. Les techniques permettant de déterminer la contamination par les fluides de forage peuvent inclure l'utilisation de courbes de pompage, telles que la densité, le rapport gaz-pétrole et la résistivité, entre autres propriétés des fluides. Les liquides de base utilisés dans de nombreux fluides de forage à base d'hydrocarbures peuvent interférer avec la détermination de la gravité API du fluide de réservoir (soit le fluide naturellement présent dans le réservoir) en raison de similarités des propriétés, notamment les densités de fluides du fluide de forage et du fluide naturellement présent dans le réservoir. 2 BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS Les modes de réalisation de l'invention peuvent être mieux compris en se référant aux dessins joints. La FIG. 1 est un schéma illustrant un système de quantification de la 5 contamination de fond de trou, selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation. La FIG. 2 est un schéma de principe illustrant les opérations et fonctions permettant de sélectionner, d'ajuster et d'appliquer une EOS pour générer les données de référence des contaminants selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation. La FIG. 3 est un schéma de principe illustrant les opérations et fonctions 10 permettant de quantifier la contamination de fond de trou selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation. La FIG. 4 est un schéma représentant un système d'échantillonnage et d'analyse en puits de forage selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation. La FIG. 5 est un schéma représentant un exemple d'outil 15 d'échantillonnage et d'analyse de fluide de fond de trou sur un câble métallique selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation. La FIG. 6 représente un exemple de système informatique qui met en oeuvre une quantification de contaminants selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation. 20 DESCRIPTION La description qui suit comprend des exemples de systèmes, de procédés, de techniques et de déroulements de programmes qui matérialisent des aspects de l'invention. Cependant, il est entendu que la présente description peut être mise en pratique sans ces détails particuliers. Par exemple, la présente description fait référence à l'application d'un système 25 permettant de quantifier la contamination d'échantillons de fluide de fond de trou qui utilise un filtrat de boue. Cependant, des aspects de l'invention peuvent également être appliqués à divers autres types d'applications de forage, dans lesquelles la contamination par les fluides de forage diffère du filtrat de boue couramment utilisé. Dans d'autres cas, des structures et techniques bien connues n'ont pas été représentées en détail afin de préserver la clarté et la concision de la 30 description. Les modes de réalisation décrits concernent des systèrries, des dispositifs et des techniques permettant d'accroître la précision et l'efficacité des estimations relatives aux contaminants de fond de trou. La présente description porte sur des opérations et des fonctions permettant de déterminer en temps réel la composition d'un fluide de formation et/ou de faire la distinction entre les filtrats à base de pétrole et les hydrocarbures des fluides de formation 3 pendant le pompage de fluides à partir d'une formation de fond de trou. Un ou plusieurs mode(s) de réalisation comprend/comprennent une configuration d'analyse de fluide de forage et de fond de trou combinée à un système de modélisation informatique qui ajuste une équation d'état (EOS). L'EOS ajustée est appliquée à un fluide de référence comprenant un fluide de réservoir 5 présentant un niveau de contaminants spécifié pour déterminer les valeurs de propriétés fluidiques sur une plage de propriétés thermodynamiques. Tel qu'employée ici, une EOS peut généralement être définie comme un modèle ou une équation mathématique utilisable pour déterminer les propriétés thermodynamiques et les états d'équilibre des phases de fluides. Les modes de réalisation décrits 10 utilisent des modèles d'EOS pour déterminer les propriétés thermodynamiques de fluides et le comportement de fluides de réservoir, y compris de fluides de réservoir présentant une contamination par des fluides de forage. Par exemple, l'EOS de Peng-Robinson et l'EOS de Soave-Redlick-Kwong sont couramment utilisées dans l'industrie pétrolière pour les procédés d'exploration pétrolière. Cependant, les modes de réalisation ne se limitent pas nécessairement à 15 une EOS en particulier. Sans s'y limiter, l'EOS peut être choisie parmi une ou plusieurs parmi Boyle, Van der Waals, Redlich-Kwong, Soave-Redlich-Kwong, Peng-Robinson, PengRobinson-Stryjek-Vera, Patek-Teja, Schmit-Wenzel, et Esmaeilzadeh-Roshanfekr. La FIG. 1 est un schéma illustrant un système de quantification de la contamination de fond de trou, selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation. Le système 20 comprend un appareil de puits d'exploration 102 comprenant différents composants pour forer un puits de forage d'exploration 105 dans un substrat 104. Le puits de forage d'exploration 105 peut être foré dans une zone géographique encore inexplorée ou à proximité relative (par exemple, à 1,5 km) d'un puits de forage existant dans un réservoir de pétrole connu. Pendant le forage, l'analyse de la teneur en pétrole est effectuée au moyen d'un outil d'échantillonnage de 25 fluide de fond de trou 106 disposé sur une tige de forage. L'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 106 peut être utilisé pour obtenir un échantillon de fluide, par ex., un échantillon de fluide d'un fluide de réservoir provenant d'une formation souterraine 107. Le fluide de réservoir peut être contaminé par des fluides de puits (par ex., un fluide de forage constitué de boue à base d'hydrocarbures) dans le puits de forage 105. Un client d'analyse de fluide 108 peut être situé au 30 même endroit qu'un appareil de puits 102, fournissant un point de communication réseau avec des systèmes et dispositifs externes tels que ceux décrits ci-dessous. Tel que décrit ici, l'échantillon de fluide peut être analysé par référence à des données de modèle d'EOS ajustée, afin de déterminer la contamination du fluide et d'autres propriétés fluidiques du fluide de réservoir. Tel qu'illustré et caractéristique aux puits d'exploration, le puits de forage 105 peut 35 s'étendre de manière sensiblement verticale à travers la formation souterraine 107. 4 La détermination précise de la composition des hydrocarbures est un aspect important des puits et forages d'exploration, notamment en raison de l'ampleur des ressources investies dans le développement ou le perfectionnement d'une zone de production pétrolière. Pour déterminer la composition des hydrocarbures, l'outil d'échantillonnage 106 est 5 utilisé pour mesurer diverses propriétés du fluide de réservoir telles que la pression de saturation, la densité et le rapport gaz-pétrole (GOR), qui fournissent une indication de la composition du fluide. Cependant, le processus de forage peut induire une contamination du puits de forage 105, notamment par les fluides de forage eux-mêmes, ce qui peut fausser la mesure des propriétés du fluide de réservoir. Comme expliqué plus en détail ci-dessous, les modes de réalisation décrivent Io des systèmes, des dispositifs, des composants et des techniques permettant de quantifier la contamination de fond de trou, en particulier les contaminants de fond de trou similaires, du point de vue d'une propriété fluidique (densité, par exemple) au fluide de réservoir dont on souhaite déterminer la composition précise. Le système représenté comprend en outre un appareil de puits 112 qui peut 15 être un puits de production ou une autre configuration dans laquelle la contamination par les fluides de forage a été éliminée ou est minime. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, l'appareil de puits d'exploration 102 est positionné géographiquement à proximité (par exemple, dans un rayon de 3 km) du site où se trouve le dispositif de puits 112. Outre l'emplacement géographique, d'autres facteurs physiques et environnementaux peuvent être pris en compte pour 20 déterminer si le fluide de réservoir prélevé par l'appareil de puits d'exploration 102 et le fluide de réservoir extrait et/ou prélevé à partir de l'appareil de puits 112 présentent, ou sont susceptibles de présenter, une similitude de composition suffisante. Le système décrit comprend en outre un sous-système d'analyse de fluide 110 comprenant des modules de test Ti, T2, T3 et T4. Chacun des modules de test est configuré, 25 au moyen de toute combinaison de logiciel, micrologiciel et/ou matériel codé, pour mesurer les propriétés fluidiques d'un ou plusieurs échantillon(s) de fluide de réservoir 114 extrait(s) par l'appareil de puits 112. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, un ou plusieurs des modules de test peuvent comprendre des dispositifs de test thermodynamique qui mesurent et enregistrent les propriétés PVT (pression, volume, température) des échantillons de fluide de réservoir telles 30 que les pressions de saturation et les densités sur une plage de conditions de pression/température. Les modules de test peuvent être des unités sensiblement indépendantes ou peuvent fonctionner en séquence, la sortie d'un module de test (par ex., T3) pouvant fournir au moins quelques données d'entrée pour les modules de test suivants (par ex., T2 et T4). Le sous-système d'analyse de fluide 110 comprend en outre un 35 gestionnaire de test 116 qui reçoit des entrées directement ou indirectement d'un ou plusieurs des 5 modules de test Ti, T2, T3 et T4. Par exemple, le gestionnaire de test 116 peut recevoir une série de points de données PVT pour un ou plusieurs des échantillons de fluide de réservoir 114 en particulier. Le gestionnaire de test 116 est configuré au moyen de toute combinaison de logiciel, micrologiciel et matériel de traitement de données permettant de collecter et d'enregistrer les 5 données de résultats de mesures à partir des modules de test. Par exemple, les données de résultats de mesures peuvent être envoyées ou bien récupérées par le gestionnaire de test 116 sous forme de données codées dans une série de messages adressés au gestionnaire de test 116. Le gestionnaire de test 116 est en outre configuré pour enregistrer les données de mesure dans des éléments d'historique associés aux identifiants de chaque échantillon de fluide. Par exemple, 10 les éléments d'historique peuvent comprendre un ou plusieurs tableau(x) relationnel(s) stocké(s) dans une base de données de propriétés 118 et accessibles depuis celle-ci. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les données de mesure collectées et enregistrées par le sous-système d'analyse de fluide 110 sont traitées au regard de modèles de comportement fluidique pour fournir les données de référence des contaminants. Par 15 exemple, le système représenté dans la FIG. 1 comporte un système de prétraitement 120 comprenant des dispositifs et des composants matériels de traitement de code et de données programmés pour générer les données de référence des contaminants. Le système de pré-traitement 120 comporte une application basée sur une EOS 122 comprenant un code de programme d'application permettant d'ajuster et d'appliquer une EOS selon un ou plusieurs 20 mode(s) de réalisation. Bien qu'il soit décrit comme une unité simple dans la FIG. 1, le code utilisé pour ajuster une EOS et le code utilisé pour appliquer l'EOS peuvent comprendre différents ensembles de codes qui peuvent, ou non, se recouper partiellement ou être liés autrement de manière statique ou dynamique. Périodiquement ou en réponse à une demande du client, l'application 25 basée sur l'EOS 122 exécute une séquence d'ajustement d'EOS pouvant commencer par la sélection d'une EOS parmi différentes équations disponibles basées sur le modèle d'EOS. Par exemple, en réponse à une demande du client qui spécifie un type de fluide de réservoir particulier, l'application basée sur l'EOS 122 peut accéder à un tableau de sélection d'EOS 124 en utilisant le type de fluide spécifié en tant que clé de recherche. Les équations basées sur le 30 modèle d'EOS (c'est à dire comportant un ou plusieurs coefficients indéterminés) peuvent comprendre des équations de Boyle, Van der Waals, Redlich-Kwong, Soave-Redlich-Kwong, Peng-Robinson, Peng-Robinson-Stryjek-Vera, Patek-Teja, Schmit-Wenzel, et EsmaeilzadehRoshanfekr. Tel que représenté, le tableau de sélection d'EOS 124 comprend trois champs sous forme de colonnes (« TYPE », «PLAGE » et « EOS ») dont les entrées sont mutuellement 6 associées ligne par ligne en fonction de la valeur de l'élément d'historique inscrite dans la colonne « TYPE » et servant de clé de recherche principale. En poursuivant avec cet exemple, l'application basée sur l'EOS 122 identifie E0S2 comme l'EOS-sujet à ajuster en réponse à l'utilisation de FT_2 en tant que clé de 5 recherche principale. L'application basée sur l'EOS 122 peut en outre utiliser une plage de propriétés thermodynamiques en tant que clé de recherche supplémentaire ou alternative afin de localiser et sélectionner une EOS à ajuster. Par exemple, l'application basée sur l'EOS 122 peut utiliser FT 3 comme clé de recherche principale et une valeur de température minimale et/ou maximale comme clé(s) de recherche secondaire afin de localiser/sélectionner E0S3 comme 10 EOS à ajuster. Dans d'autres modes de réalisation, les pressions peuvent être utilisées, en complément ou en variante des températures, comme clés de sélection d'EOS principales ou secondaires. Après avoir sélectionné une équation basée sur le modèle d'EOS, l'application basée sur l'EOS 122 extrait un ou plusieurs élément(s) d'historique de propriétés 15 fluidiques de la base de données de propriétés 118 en se basant, au moins en partie, sur un type de fluide spécifié. Le type de fluide peut être corrélé à la composition des hydrocarbures et peut être déterminé par l'un des modules de test dans le sous-système d'analyse de fluide 110, ou peut être spécifié dans la demande du client, par ex. du client d'analyse de fluide 108. Par exemple, sur la base d'un identifiant de fluide de réservoir présenté dans la demande du client, 20 l'application basée sur l'EOS 122 sélectionne et accède à un élément d'historique (non représenté) dans la base de données de propriétés 118 qui associe une valeur fixe de propriété fluidique à un identifiant de fluide correspondant, directement ou indirectement, à l'identifiant de fluide de réservoir demandé. Les valeurs de propriétés associées peuvent inclure les valeurs de saturation (par ex., Psat et Tsat), les densités associées aux paires de valeurs de température et 25 pression respectives, les rapports gaz-pétrole (GOR) associés aux paires de valeurs de température et pression respectives, etc. L'application basée sur l'EOS 122 utilise une ou plusieurs des valeurs de propriétés associées pour ajuster le modèle d'EOS sélectionné. Tel qu'employé ici, « l'ajustement » d'une EOS peut généralement être défini comme le fait de sélectionner ou modifier un ou plusieurs coefficient(s) constant(s) de l'EOS sélectionnée. 30 L'application basée sur l'EOS 122 ajuste l'EOS sélectionnée en déterminant et/ou modifiant au moins une valeur de coefficient constant en se basant, au moins en partie, sur les valeurs de propriétés fluidiques extraites de la base de données de propriétés 118 pour des échantillons de fluide de réservoir ne présentant aucune concentration de contaminants significative. Par exemple, l'EOS sélectionnée peut être une équation de Peng- aa 35 Robinson de formule : p vRT b . g+2bVm-b2 Cette équation calcule la densité fluidique en 7 fonction de la constante molaire des gaz parfaits (R), de la température (T), du volume molaire (Vm) et du paramètre a qui dépend de la température (T). Dans ce cas, les coefficients constants dont les valeurs peuvent être déterminées ou modifiées comprennent le coefficient « a » qui dépend des paramètres critiques de température et de pression selon l'équation : a = 0,45724R2Tc2 Pc 5 Les coefficients constants comprennent en outre le coefficient « b » qui, de même, dépend de la 0,0778ORTc température et de la pression critiques selon l'équation : b = . Pour cet exemple, Pc l'application basée sur l'EOS 122 peut utiliser les valeurs de température et de pression de saturation mesurées et enregistrées pour l'échantillon de fluide de réservoir afin de calculer ou bien de déterminer les valeurs de « a » et/ou « b ». 10 Tel que décrit plus en détail par référence à la FIG. 2, l'application basée sur l'EOS 122 applique l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques d'un fluide de référence sur des plages spécifiées de paramètres thermodynamiques (par ex., plages de température/pression). Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, l'application basée sur l'EOS 122 exécute l'EOS ajustée en utilisant des valeurs de propriétés d'un fluide de référence 15 comprenant le fluide de réservoir et présentant une concentration de contaminants spécifiée. De préférence, l'EOS ajustée est exécutée pour différents fluides de référence qui comprennent chacun le même fluide de réservoir de base et comprennent respectivement des concentrations différentes de la même substance contaminante. Les données ainsi obtenues comprennent les données des propriétés PVT (par exemple, les valeurs de densité) sur des plages de conditions de 20 pression/température attendues. L'application basée sur l'EOS 122 enregistre les valeurs estimées des propriétés du ou des fluide(s) de référence et envoie les données dans un fichier de données PVT 128 en vue de leur enregistrement dans la base de données de propriétés de référence 126. Le système de pré-traitement 120 comprend en outre un générateur de 25 données de référence 132 comprenant toute combinaison de logiciel, micrologiciel et matériel permettant de générer les données de référence des contaminants. Le générateur de données de référence 132 génère les données des contaminants en fonction de l'historique des valeurs estimées des propriétés du fluide de référence conservé dans la base de données 126 et accessible depuis celle-ci. Par exemple, le générateur de données de référence 132 peut accéder à la base de 30 données 126 au moyen d'un identifiant de fluide de référence utilisé comme clé pour extraire des valeurs de propriétés telles que la densité, la pression de saturation et les valeurs de GOR d'un fluide de référence. L'identifiant du fluide de référence peut correspondre à l'identifiant de fluide du fluide de réservoir de base (c'est-à-dire non contaminé). Les valeurs de propriétés extraites de la base de données 126 sont associées non seulement au type/à la composition du fluide de 8 réservoir, mais également à une ou plusieurs concentration(s) de contaminants correspondante(s) basée(s) sur la modélisation effectuée au moyen de l'EOS ajustée. Le générateur de données de référence 132 traite les valeurs des propriétés du fluide de référence présentant des concentrations de contaminants respectivement associées 5 afin de générer des tableaux relationnels 136 dans une base de données de référence sur les contaminants 134. Chaque ligne d'élément d'historique dans les tableaux relationnels 136 comprend un champ pression/température (PT) associé de manière logique à un champ de densité. Telles que représentées, les valeurs de densité dans chacun des tableaux 136 sont spécifiées pour le fluide de référence présentant des concentrations de contaminants spécifiées 1 (dans cet exemple, sous la forme de différents pourcentages de contamination). Le générateur de données de référence 132 peut également générer des valeurs de référence pour les propriétés fluidiques du fluide de réservoir non contaminé de sorte que, comme expliqué plus en détail par référence à la FIG. 3, le profil des écarts observés entre les propriétés fluidiques des échantillons non contaminés et des modèles tenant compte de l'influence des contaminants peut être mis en 15 correspondance avec les écarts détectés entre les échantillons de fond de trou et les valeurs des propriétés du fluide de référence. Si des données de gradient de composition sont disponibles pour le fluide de réservoir, elles peuvent être enregistrées dans la base de données 126 en association avec l'identifiant de fluide de réservoir du fluide de référence. Le générateur de données de référence 20 132 peut également accéder aux données de gradient de composition pour générer un tableau de gradients de composition 138 associant les données de composition fluidique FC1, FC2 et FC3 (par ex., les données de fraction molaire d'hydrocarbures) avec les profondeurs de réservoir correspondantes Dl, D2 et D3. Le système représenté dans la FIG. 1 comprend en outre des composants 25 permettant d'utiliser les données de référence des contaminants dans la base de données 134 pendant des mesures de fluide en temps réel effectuées par le puits d'exploration 102 afin de déterminer la contamination de fond de trou. Un serveur de données de référence 140 est connecté de manière communicante, par ex. via une connexion réseau, au client d'analyse de fluide 108. Le serveur de données de référence 140 comprend un code de programme donnant 30 accès aux données de référence des contaminants dans la base de données de référence 138. Tel que représenté et décrit plus en détail par référence à la FIG. 3, le client d'analyse de fluide 108 interagit de manière communicante avec le serveur de données de référence 140 afin de déterminer la contamination de fond de trou en exploitant les données de référence des contaminants, combinées à des mesures en temps réel effectuées sur des échantillons de fluide de 35 réservoir prélevés par ex. dans le puits de forage 105. 9 La FIG. 2 est un schéma de principe illustrant les opérations et fonctions permettant de sélectionner, d'ajuster et d'appliquer une EOS pour générer les données de référence des contaminants selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation. Les opérations et les fonctions représentées dans la FIG. 2 peuvent être réalisées par un ou plusieurs des systèmes, 5 dispositifs et composants décrits par référence à la FIG. 1, notamment le sous-système d'analyse de fluide 110, l'application basée sur l'EOS 122 et le générateur de données de référence 132. Le processus débute, comme indiqué, au bloc 202 avec un appareil de puits utilisé pour prélever un ou plusieurs échantillons de fluide de réservoir non contaminé. L'appareil de puits peut être un puits de production ou un puits complémentaire aménagé après la phase de forage initiale, ce qui 10 peut entraîner une contamination du puits de forage. Le ou les échantillon(s) peut/peuvent être obtenu(s) à partir du processus de production habituel, lors duquel le fluide de réservoir est pompé vers la surface. Alternativement, les échantillons peuvent être obtenus en fond de trou au moyen d'un outil d'échantillonnage de fond de trou. Les échantillons prélevés sont envoyés vers un système d'analyse de 15 fluide comprenant différentes unités de test qui mesurent les propriétés fluidiques liées à la phase des échantillons (bloc 206). Les propriétés fluidiques peuvent inclure des enveloppes de saturation, des points critiques, des pressions de saturation sur des plages de température, etc. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, les propriétés fluidiques comprennent la densité du fluide sur une plage de paires de valeur de température + pression. Les unités de test peuvent 20 comprendre un outil tel qu'un outil de spectroscopie, qui permet de déterminer la composition hydrocarburée précise des échantillons, comme représenté au bloc 204. Au bloc 208, une application basée sur l'EOS sélectionne une EOS non ajustée parmi différentes équations disponibles basées sur le modèle d'EOS, qui peuvent être enregistrées dans un fichier ou un tableau. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, l'EOS 25 est sélectionnée en se basant en partie sur la composition de l'échantillon de fluide, qui peut être déterminée à partir d'un identifiant de fluide de réservoir associé. Les identifiants d'EOS correspondant à chaque équation d'état peuvent être associés dans un tableau relationnel à des plages spécifiées de paramètres thermodynamiques (par ex., plages de température). Dans ce cas, l'application basée sur l'EOS peut utiliser les valeurs thermodynamiques (par ex., les valeurs 30 min. et/ou max.) en complément de la composition du fluide pour sélectionner une EOS particulière à ajuster. Au bloc 210, l'application basée sur l'EOS ajuste l'EOS sélectionnée en se basant, au moins en partie, sur les propriétés fluidiques déterminées au bloc 206, y compris les propriétés liées à la phase telles que la pression et la température critiques et les paires de valeurs 35 de pression de saturation + température de saturation. Dans le cadre du processus d'ajustement, 10 l'application basée sur l'EOS met en correspondance les valeurs de propriétés liées à la phase déterminées au bloc 206 avec des paramètres tels que des constantes de coefficients dans l'EOS sélectionnée. L'application basée sur l'EOS applique ensuite l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques d'un ou plusieurs fluide(s) de référence qui comprennent chacun 5 le fluide de réservoir de base présentant des niveaux correspondants de contamination par le filtrat (bloc 212). Les paramètres d'entrée traités par l'EOS ajustée peuvent donc inclure des plages de conditions de pression/température, ainsi qu'une composition fluidique qui peut être déterminée par un programme en fonction de la composition du fluide de réservoir déterminée et des compositions de filtrat connues. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, l'EOS ajustée 10 peut être appliquée pour générer des valeurs de densité de fluide pour un réservoir et une composition de contaminants spécifiés sur une plage de température/pression spécifiée. La sortie basée sur l'EOS est stockée dans un historique associant les propriétés du fluide de référence (par exemple, les densités du fluide) avec la composition du fluide de réservoir et les concentrations de contaminants. Aux blocs 214 et 216, un générateur de 15 données de référence génère les données de référence des contaminants qui corrèlent les valeurs estimées de propriétés fluidiques avec les concentrations de contaminants correspondantes. Par exemple, le générateur de données de référence peut générer différents tableaux dont chacun est associé à une concentration de contaminants spécifiée. L'historique figurant dans un tableau donné associe des paires de valeurs de pression + température avec les densités correspondantes, 20 estimées par application de l'EOS ajustée. La FIG. 3 est un schéma de principe illustrant les opérations et fonctions permettant de quantifier la contamination de fond de trou selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation. Les opérations et les fonctions représentées dans la FIG. 3 peuvent être réalisées par un ou plusieurs des systèmes, dispositifs et composants décrits par référence à la FIG. 1 25 comprenant l'appareil de puits 102, l'outil d'échantillonnage de fond de trou 106, le client d'analyse de fluide 108 et le serveur de données de référence 140. Le processus débute comme indiqué au bloc 302 avec l'utilisation d'un appareil de puits d'exploration pour forer un puits de forage d'exploration au moyen d'un fluide de forage constitué de boue à base d'hydrocarbures. Plus précisément, l'appareil de forage perce un trou de forage dans une formation de réservoir et 30 pendant le forage, un fluide de forage à base d'hydrocarbures est pompé dans le trou de forage. Le fluide de forage sert de lubrifiant de forage et de liquide de refroidissement, outre d'autres fonctions. La boue à base d'hydrocarbures peut comprendre, par exemple, du gazole ou un autre hydrocarbure en tant que fluide de filtrat. L'appareil de puits comprend un outil d'échantillonnage de fluide qui peut 35 être configuré pour prélever et analyser un échantillon initial/préliminaire de fluide de réservoir 11 afin de déterminer sa composition en carbone. S'il est ainsi configuré (bloc 304), l'outil d'échantillonnage détermine les concentrations de composants pour un échantillon initial (bloc 306). Au bloc 308, un outil d'analyse de fluide connecté de manière communicante à l'outil d'échantillonnage sélectionne un type de fluide de réservoir en fonction de la composition de 5 l'échantillon initial. Si, au bloc 304, l'outil d'échantillonnage n'est pas configuré pour prélever et analyser un échantillon initial/préliminaire de fluide de réservoir pour déterminer sa composition en carbone, un client d'analyse de fluide sélectionne un type de fluide de réservoir préalablement spécifié (bloc 310). Après la sélection d'un type de fluide de réservoir (par ex., identifiant de Io fluide associé à une composition fluidique spécifiée), l'outil d'échantillonnage continue de prélever des échantillons de fluide à différentes profondeurs souterraines (bloc 312) dans un puits/trou de forage. L'outil d'échantillonnage est configuré pour inclure un ou plusieurs capteur(s) permettant de mesurer les propriétés de l'échantillon de fluide (bloc 314) telles que la pression de saturation, le rapport gaz-pétrole (GOR), la densité, etc. Outre les moyens de 15 sélection du type de fluide de réservoir indiqués aux blocs 308 et 310, le système peut inclure ou avoir accès à des données de gradient de composition permettant de modifier le type de fluide sélectionné en fonction de la profondeur à laquelle l'outil d'échantillonnage prélève des échantillons et mesure les propriétés fluidiques (bloc 316). Si tel est le cas, le client d'analyse de fluide, combiné à un serveur de données de référence, utilise le type/la composition de fluide 20 sélectionné(e), combiné(e) à la profondeur d'échantillonnage, et les propriétés fluidiques mesurées, comme clés de recherche dans les données de référence des contaminants, qui peuvent être stockées sous forme de tableaux relationnels dans une base de données de référence sur les contaminants (bloc 318). Si l'on ne dispose pas du gradient de composition, le client d'analyse de fluide et le serveur de données de référence utilisent le type/la composition de fluide 25 sélectionné(e), combiné(e) aux propriétés fluidiques mesurées, comme clés de recherche dans les données de référence des contaminants, qui peuvent être stockées sous forme de tableaux relationnels dans une base de données de référence sur les contaminants (bloc 320). Au bloc 322, le serveur de données de référence accède aux données de référence des contaminants dans la base de données/le tableau au moyen d'une correspondance 30 entre l'échantillon de fluide mesuré et des paramètres similaires dans les données de référence des contaminants. Par exemple, le serveur de données de référence peut utiliser la valeur d'une propriété fluidique mesurée, outre les conditions de température et de pression de l'échantillon, comme clés pour sélectionner un élément d'historique correspondant dans les données de référence des contaminants. Au bloc 324, le serveur de données de référence et/ou le client 35 d'analyse de fluide identifie(nt) une concentration de contaminants qui correspond, dans les 12 données de référence des contaminants, à au moins l'une des valeurs de propriétés fluidiques mesurées. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, la concentration de contaminants peut être identifiée en comparant une valeur de propriété fluidique mesurée (par ex., la densité du fluide à la pression/température de l'échantillon prélevé) à une valeur de propriété fluidique 5 correspondante estimée par l'EOS ajustée (par ex., la densité du fluide à la pression/température de l'échantillon prélevé). En réponse à la détection d'un écart suffisant (par ex., excédant un certain seuil) entre les valeurs, le client d'analyse de fluide détermine s'il existe une correspondance de profil spécifiée (par ex., amplitude ou direction) entre l'écart détecté et un écart entre la valeur estimée du fluide de référence et une valeur de propriété estimée pour le Io même fluide de base exempt de contamination. S'il existe une correspondance de profil, la valeur des données de référence est acceptée comme concentration de contaminants correcte et correspondante identifiée au bloc 324. Le contrôle repasse du bloc 326 aux blocs 312 à 324 jusqu'à ce que l'échantillonnage d'exploration soit terminé et que le processus s'achève. 15 La FIG. 4 est un schéma d'un appareil utilisable pour effectuer certaines des opérations et fonctions décrites par référence aux FIG. 1 à 3. L'appareil comporte un outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 400 disposé sur la tige de forage 402 d'un appareil de puits représenté. L'outil d'échantillonnage de fluide 400 peut être utilisé pour obtenir un échantillon de fluide, par ex., un échantillon d'un fluide de réservoir provenant d'une formation 20 souterraine 404. Le fluide de réservoir peut être contaminé par des fluides de puits (par ex., un fluide de forage) provenant du puits de forage 406. Bien que le puits de forage 406 soit représenté comme s'étendant de manière généralement verticale dans la formation souterraine 404, les principes décrits ici sont également applicables aux puits de forage qui s'étendent en formant un angle à travers la formation souterraine 404, tels que les puits de forage horizontaux 25 et inclinés. Par exemple, bien que la FIG. 4 représente un puits vertical ou à faible angle d'inclinaison, un angle d'inclinaison élevé ou une orientation horizontale du puits et de l'équipement est également possible. Il convient par ailleurs de noter que bien que la FIG. 4 illustre de façon générale une activité terrestre, l'homme de l'art comprendra aisément que les principes décrits ici s'appliquent également aux activités sous-marines, utilisant des plateformes 30 et des installations flottantes ou offshore, sans que cela dépasse la portée de l'invention décrite. L'appareil de puits comprend en outre une plateforme de forage 408 sur laquelle est installé un derrick 410 comportant un bloc mobile 412 permettant de soulever et d'abaisser la tige de forage 402. La tige de forage 402 peut comprendre, sans limitation, un tube de forage et des tubes spiralés, tels que généralement connus de l'homme de l'art. Une tige 35 d'entraînement 414 soutient la tige de forage 402 lorsqu'elle est abaissée à travers une table de 13 rotation 416. Un trépan de forage 418 peut être fixé à l'extrémité distale de la tige de forage 402 et entraîné par un moteur de fond de trou du puits et/ou par rotation de la tige de forage 402 depuis la surface 420. Sans limitation, le trépan de forage 418 peut comprendre les trépans à molette, les trépans PDC, les trépans au diamant naturel, et tout(e) élargisseur, aléseur, couronne 5 de carottage, etc. Lorsque le trépan de forage 418 tourne, il peut créer et prolonger le puits de forage 406 qui traverse diverses formations souterraines telles que la formation 404. Une pompe 422 peut faire circuler du fluide de forage à travers un tuyau d'alimentation 424 vers la tige d'entraînement 414, vers le fond de trou à l'intérieur de la tige de forage 402, à travers des orifices dans le trépan de forage 418, et de retour à la surface 420 à travers l'anneau 426 10 entourant la tige de forage 402, et dans un bassin de rétention 428. Le trépan de forage 418 peut ne représenter qu'une pièce du module de fond de trou, qui peut comprendre une ou plusieurs masse(s)-tige(s) 430 et l'outil d'échantillonnage 400. L'outil d'échantillonnage 400, qui peut être intégré dans les masses-tiges 430, peut recueillir des mesures et prélever des échantillons de fluide comme décrit ici. Une ou 15 plusieurs masse(s)-tige(s) 430 peut/peuvent former un corps d'outil 432, qui peut être allongé tel que représenté dans la FIG. 4. Le corps d'outil 432 peut être n'importe quel matériau approprié, y compris, sans limitation, le titane, l'acier inoxydable, les alliages, le plastique, les combinaisons de ceux-ci, etc. L'outil d'échantillonnage 400 peut en outre comprendre un ou plusieurs capteur(s) 434 permettant de mesurer les propriétés de l'échantillon de fluide, du fluide 20 de réservoir, du puits de forage 406, de la formation souterraine 404, etc. Comme décrit précédemment, les échantillons de fluide prélevés par l'outil d'échantillonnage 400 peuvent comprendre un fluide de réservoir, qui peut être contaminé par un fluide de puits. L'outil d'échantillonnage 400 peut en outre comprendre un module d'analyse de fluide 436 configuré et utilisable pour déterminer des propriétés et caractériser 25 l'échantillon de fluide. Par exemple, le module d'analyse de fluide 436 peut mesurer des spectres d'absorption et traduire ces mesures en concentrations de composants de l'échantillon de fluide, qui peuvent être des concentrations de groupes composants, comme décrit ci-dessus. Le module d'analyse de fluide 436 peut également mesurer le rapport gaz-pétrole, la densité du fluide en circulation, la viscosité du fluide en circulation, la pression de formation et la température de 30 formation. Le module d'analyse de fluide 436 peut également être utilisé pour déterminer la contamination de l'échantillon de fluide. Le module d'analyse de fluide 436 peut inclure tout instrument ou ensemble d'instruments permettant de calculer, classer, traiter, transmettre, recevoir, récupérer, élaborer, changer, stocker, afficher, manifester, détecter, enregistrer, reproduire, gérer ou utiliser toute forme d'informations, de renseignements ou de données à des 35 fins commerciales, scientifiques, de contrôle ou autres. Par exemple, le module d'analyse de 14 fluide 436 peut comprendre une mémoire vive (RAM), une ou plusieurs unité(s) de traitement telles qu'une unité centrale de traitement (CPU) ou une logique de commande de matériel ou de logiciel, une ROM et/ou d'autres types de mémoire non volatile. Toute technique appropriée peut être utilisée pour transmettre des signaux 5 de l'outil d'échantillonnage 400 à un système informatique installé à la surface 420. Comme illustré, une liaison de communication 438 (qui peut être câblée ou sans fil, par ex.) peut être prévue pour transmettre des données de l'outil d'échantillonnage 400 à un système de gestion de l'information 440 installé à la surface 420. La liaison de communication 438 peut mettre en oeuvre une ou plusieurs des diverses techniques de télémétrie de forage connues, telles que la 10 transmission d'impulsions par la boue, la télémétrie acoustique, électromagnétique, etc. Le système de gestion de l'information 440 peut comprendre une unité de traitement 442, un moniteur 444, un dispositif de saisie 446 (par ex., un clavier, une souris, etc.) et/ou un support informatique 448 (par ex., des disques optiques, des disques magnétiques) capables de stocker un code représentant les procédés décrits ici. Le système de gestion de l'information 440 peut servir 15 de système d'acquisition de données et éventuellement de système de traitement de données, qui analyse les informations provenant de l'outil d'échantillonnage 400. Par exemple, le système de gestion de l'information 440 peut traiter les informations provenant de l'outil d'échantillonnage 400 pour déterminer la contamination du fluide. Le système de gestion de l'information 440 peut également déterminer d'autres propriétés de l'échantillon de fluide (ou de fluide de réservoir), 20 telles que les concentrations de composants, les propriétés pression-volume-température (par ex., point d'ébullition, prévision de l'enveloppe de phase, etc.) en fonction de la caractérisation du fluide. Ce traitement peut être effectué à la surface 420 en temps réel. En variante, le traitement peut être effectué à la surface 420 ou à un autre emplacement une fois que l'outil d'échantillonnage 400 a été retiré du puits de forage 406. En variante, le traitement peut être 25 effectué par un système de gestion de l'information dans le puits de forage 406, tel que le module d'analyse de fluide 436. Les propriétés fluidiques du fluide ainsi obtenues peuvent ensuite être transmises à la surface 420, par exemple, en temps réel à un client d'analyse de fluide exécuté sur le système de gestion de l'information 440. En se référant maintenant à la FIG. 5, un schéma représente l'outil 30 d'échantillonnage de fluide de fond de trou 500 sur un câble métallique 550. Tel qu'illustré, un puits de forage 506 peut s'étendre à travers la formation souterraine 504. L'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 500 peut être similaire du point de vue de sa configuration et de son fonctionnement à l'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 400 représenté dans la FIG. 4, excepté que la FIG. 5 représente un outil d'échantillonnage de fluide 35 de fond de trou 500 disposé sur le câble métallique 550. Il convient de noter que bien que la 15 FIG. 5 illustre, de façon générale, un système de forage terrestre, l'homme de l'art comprendra aisément que les principes décrits ici sont également applicables à des opérations de forage offshore qui utilisent des plateformes et des installations flottantes ou offshore, sans que cela dépasse la portée de l'invention décrite. 5 Comme illustré, un engin de levage 552 peut être utilisé pour faire passer l'outil d'échantillonnage 500 dans le puits de forage 506. L'engin de levage 552 peut être disposé sur un véhicule de récupération 554. L'engin de levage 552 peut être utilisé, par exemple, pour lever et abaisser le câble métallique 550 dans le puits de forage 506. Bien que l'engin de levage 552 soit représenté sur le véhicule de récupération 554, il faut comprendre que 10 le câble métallique 550 peut en variante être disposé à partir d'un engin de levage 552 installé sur la surface 520, au lieu d'être situé sur le véhicule de récupération 554. L'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 500 peut être suspendu dans le puits de forage 506 sur le câble métallique 550. D'autres types de moyens de déplacement peuvent être utilisés pour déplacer l'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 500 dans le puits de forage 506, y 15 compris un tube spiralé, un tube de forage câblé, un câble lisse ou un tracteur de fond de trou, par exemple. L'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 500 peut comprendre un corps d'outil 532, qui peut être allongé tel que représenté dans la FIG. 5. Le corps d'outil 532 peut être n'importe quel matériau approprié, y compris, sans limitation, le titane, l'acier inoxydable, les alliages, le plastique, les combinaisons de ceux-ci, etc. L'outil d'échantillonnage de fluide de 20 fond de trou 500 peut en outre comprendre un ou plusieurs capteur(s) 534 pour mesurer les propriétés de l'échantillon de fluide, du fluide de réservoir, du puits de forage 506, de la formation souterraine 504, etc. L'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 500 peut également comprendre un module d'analyse de fluide 536, qui peut être utilisé pour traiter les informations relatives à un échantillon de fluide, tel que décrit ci-dessus par référence aux FIG. 25 1, 3 et 5. L'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 500 peut être utilisé pour prélever des échantillons de fluide provenant de la formation souterraine 504. L'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 500 peut obtenir et stocker séparément différents échantillons de fluide provenant de la formation souterraine 504. Comme indiqué précédemment, les informations collectées par l'outil 30 d'échantillonnage 500 peuvent être transmises à un système de gestion de l'information 540 installé à la surface 520. Comme illustré, une liaison de communication 538 (qui peut être câblée ou sans fil, par ex.) peut être prévue pour transmettre les données de l'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 500 à un système de gestion de l'information 540 installé à la surface 520. Le système de gestion de l'information 540 peut comprendre une unité de traitement 542, un 35 moniteur 544, un dispositif de saisie 546 (par ex., un clavier, une souris, etc.) et/ou un support 16 informatique 548 (par ex., des disques optiques, des disques magnétiques) capables de stocker un code représentant les procédés décrits ici. En complément ou en variante du traitement à la surface 520, un traitement peut être effectué en fond de trou (par ex., par le module d'analyse de fluide 536). 5 La FIG. 6 représente un exemple de système informatique selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation qui met en oeuvre une ou plusieurs des opérations et fonctions décrites par référence aux FIG. 1 à 5, telles que celles effectuées par le système de gestion de l'information 640 dans la FIG. 6. Le système informatique comprend un processeur 601 (lequel comprend éventuellement différents processeurs, différents coeurs, différents noeuds, et/ou met en Io oeuvre un traitement multifil, etc.). Le dispositif informatique comprend une mémoire 607. La mémoire 607 peut être une mémoire système (par exemple, une ou plusieurs mémoire(s) de type cache, SRAM, DRAM, RAM à condensateur zéro, RAM à double transistor, eDRAM, RAM EDO, RAM DDR, EEPROM, NRAM, RRAM, SONOS, PRAM, etc.) ou l'une quelconque ou plusieurs des formes de réalisation possibles de supports lisibles par machine décrites ci-dessus. 15 Le système informatique comprend également un stockage de données permanent 609. Le stockage de données permanent 609 peut être un lecteur de disque dur, tel qu'un dispositif de stockage magnétique. Le dispositif informatique comprend également un bus 603 (par exemple, PCI, ISA, PCI-Express, bus HyperTransporte, bus InfiniBande, NuBus, etc.) et une interface réseau 605 (par exemple, une interface Fibre Channel, une interface Ethernet, 20 une interface Internet de type SCSI, une interface SONET, interface sans fil, etc.). Le système informatique comprend également un système de quantification de la contamination de fond de trou 611 connecté au bus 603 via l'interface réseau 605. Le système de quantification de la contamination 611 peut effectuer une multitude d'opérations d'échantillonnage et d'analyse de fluide ainsi que des opérations d'ajustement et 25 d'application d'une EOS afin de générer des données de fluide de référence, comme décrit ci-dessus. L'une quelconque des fonctionnalités précédemment décrites peut être partiellement (ou entièrement) mise en oeuvre dans le matériel et/ou sur le processeur 601. Par exemple, la fonctionnalité peut être mise en oeuvre avec un circuit intégré spécifique à une application, mise en oeuvre en mode logique dans le processeur 601, dans un coprocesseur sur un périphérique ou 30 une carte, etc. En outre, ces formes de réalisation peuvent inclure moins ou plus de composants que ceux représentés dans la FIG. 6 (par ex., cartes vidéo, cartes audio, interfaces réseau supplémentaires, périphériques, etc.). Les schémas de principe sont fournis pour faciliter la compréhension des illustrations et ne doivent pas être utilisés pour limiter la portée des revendications. Les schémas 35 de principe représentent des exemples d'opérations qui peuvent varier, sans toutefois dépasser la 17 portée des revendications. Des opérations supplémentaires peuvent être effectuées ; moins d'opérations peuvent être effectuées ; des opérations peuvent être effectuées en parallèle ; et les opérations peuvent être effectuées dans un ordre différent. On comprendra qu'au moins un ou plusieurs des blocs des illustrations par schéma de principe et/ou diagramme à blocs, et les 5 combinaisons de blocs dans les illustrations par schéma de principe et/ou diagramme à blocs, peuvent être mis en oeuvre par des codes de programme. Le code de programme peut être fourni au processeur d'un ordinateur à usage général, d'un ordinateur à usage particulier ou d'un(e) autre machine ou appareil programmable. Comme on le comprendra, les aspects de l'invention peuvent être réalisés 10 sous forme de système, de procédé ou de code de programme/d'instructions stocké(e)s dans un ou plusieurs supports lisibles par machine. En conséquence, les aspects peuvent prendre la forme de matériel, de logiciel (y compris de micrologiciel, de logiciel résident, de microcode, etc.) ou d'une combinaison d'aspects logiciels et matériels qui peuvent tous être généralement appelés « circuit », « module » ou « système ». Les fonctionnalités présentées sous la forme de 15 modules/d'unités individuel(le)s dans les exemples d'illustrations peuvent être organisées différemment selon l'un quelconque des éléments suivants : la plateforme (système d'exploitation et/ou matériel), l'écosystème d'application, les interfaces, les préférences du programmeur, le langage de programmation, les préférences de l'administrateur, etc. Toute combinaison d'un ou plusieurs support(s) lisible(s) par machine 20 peut être utilisée ici. Le support lisible par machine peut être un support de signal lisible par machine ou un support de stockage lisible par machine. Un support de stockage lisible par machine peut être, par exemple mais sans limitation, un système, un appareil ou un dispositif utilisant toute technologie électronique, magnétique, optique, électromagnétique, infrarouge ou semi-conductrice ou combinaison de celles-ci pour stocker un code de programme. Des 25 exemples plus précis (mais fournis en une liste non exhaustive) du support de stockage lisible par machine comprendraient : une disquette d'ordinateur portable, un disque dur, une mémoire vive (RAM), une mémoire morte (ROM), une mémoire morte programmable effaçable (mémoire EPROM ou Flash), une mémoire morte de disque compact portable (CD-ROM), un dispositif de stockage optique, un dispositif de stockage magnétique ou toute combinaison appropriée de ce 30 qui précède. Dans le contexte de ce document, un support de stockage lisible par machine peut être tout support physique capable de contenir ou stocker un programme utilisable par ou en association avec un système, un appareil ou un dispositif permettant d'exécuter des instructions. Un support de stockage lisible par machine n'est pas un support de signal lisible par machine. Un support de signal lisible par machine peut comprendre un signal de 35 données propagé intégrant un code de programme lisible par machine, par exemple, en bande de 18 base ou en tant que partie d'une onde porteuse. Ce signal propagé peut prendre l'une quelconque de diverses formes, y compris, mais sans s'y limiter, une forme électromagnétique, optique, ou toute combinaison appropriée de celles-ci. Un support de signal lisible par machine peut être tout support lisible par machine autre qu'un support de stockage lisible par machine et capable de 5 communiquer, propager ou transporter un programme utilisable par ou en association avec un système, un appareil ou un dispositif permettant d'exécuter des instructions. Le code de programme incorporé sur un support lisible par machine peut être transmis au moyen de tout support approprié, y compris, mais sans s'y limiter, un support sans fil, filaire, à câble à fibre optique, à radiofréquence (RF), etc., ou toute combinaison 10 appropriée de ceux-ci. Un code de programme informatique permettant d'effectuer des opérations relatives à des aspects de l'invention décrite peut être écrit dans toute combinaison d'un ou plusieurs langage(s) de programmation, y compris un langage de programmation orienté objet tel que le langage de programmation Java®, C++, etc. ; un langage de programmation dynamique tel que Python ; un langage de script tel que le langage de programmation Perl ou le 15 langage de script PowerShell ; et les langages de programmation procéduraux classiques, tels que le langage de programmation « C » ou des langages de programmation similaires. Le code de programme peut s'exécuter entièrement sur une machine autonome, s'exécuter de manière distribuée sur plusieurs machines, et s'exécuter sur une seule machine tout en fournissant des résultats et ou en acceptant une entrée sur une autre machine. 20 Ce code de programme/ces instructions peut/peuvent également être stocké(es) sur un support lisible par machine capable de donner pour instruction à une machine de fonctionner d'une manière particulière, de sorte que les instructions stockées sur le support lisible par machine produisent un article de fabrication comprenant des instructions qui mettent en oeuvre la fonction/l'action spécifiée dans le ou les bloc(s) du schéma de principe et/ou du 25 diagramme à blocs. Bien que les aspects de l'invention soient décrits par référence à diverses mises en oeuvre et exploitations, on comprendra que ces aspects sont illustratifs et que la portée des revendications ne s'y limite pas. Exemples de modes de réalisation 30 Les modes de réalisation comprennent de façon générale un procédé de détermination de la contamination d'un fluide de fond de trou. Le procédé consiste à mesurer les propriétés liées à la phase d'un fluide de réservoir présentant une composition déterminée et à ajuster une équation d'état (EOS) en se basant, au moins en partie, sur les propriétés liées à la phase. Le procédé consiste en outre à appliquer l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de 35 propriétés fluidiques d'un fluide de référence sur des plages spécifiées d'au moins deux 19 propriétés thermodynamiques, et à générer les données de référence des contaminants qui corrèlent les valeurs estimées de propriétés fluidiques du fluide de référence avec les concentrations de contaminants correspondantes. Le procédé comprend en outre des étapes réalisées dans un puits de forage, consistant notamment à prélever un échantillon de fluide, à 5 déterminer une valeur de propriété fluidique de l'échantillon de fluide et à identifier une concentration de contaminants qui correspond, dans les données de référence des contaminants, à la valeur de propriété fluidique déterminée pour l'échantillon de fluide. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, le fluide de référence comprend le fluide de réservoir présentant une concentration de contaminants spécifiée et le 10 procédé consiste en outre à appliquer l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques du fluide de réservoir sur les plages spécifiées d'au moins deux propriétés thermodynamiques. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l'identification d'une concentration de contaminants consiste, en réponse à la détection d'un écart entre la valeur de propriété fluidique de l'échantillon de fluide et une valeur estimée de propriété fluidique du 15 fluide de réservoir associée à une température et à une pression auxquelles l'échantillon de fluide a été prélevé, à détecter une correspondance de profil entre l'écart détecté et un écart entre une valeur estimée de propriété fluidique du fluide de référence et une valeur estimée de propriété fluidique du fluide de réservoir. Le procédé peut en outre consister, en réponse à la correspondance de profil détectée, à identifier une concentration de contaminants qui correspond 20 à la propriété fluidique estimée du fluide de référence. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, le procédé consiste en outre à obtenir un échantillon du fluide de référence en prélevant le fluide de réservoir dans un réservoir à partir duquel le fluide de réservoir a été obtenu et à ajouter une quantité spécifiée de contaminants au fluide de réservoir prélevé pour former un échantillon de fluide de référence 25 contaminé. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, l'application de l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques du fluide de référence consiste à appliquer l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques de l'échantillon de fluide de référence contaminé. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, le procédé consiste en outre à 30 associer l'EOS ajustée à un identifiant de fluide de réservoir correspondant au fluide de réservoir et à un identifiant de fluide de référence associé au fluide de référence. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, la mesure des propriétés liées à la phase consiste à déterminer différentes valeurs de pression de saturation pour chacune des différentes valeurs de température de saturation. 20 Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, la génération des données de référence des contaminants consiste à générer des tableaux relationnels associant chacun des différents types de composition fluidique à un ensemble corrélé de valeurs de propriétés fluidiques et de concentrations de contaminants correspondantes. Dans un ou plusieurs mode(s) 5 de réalisation, l'identification d'une concentration de contaminants peut consister à sélectionner, en se basant au moins en partie sur des données de gradient de composition combinées à une profondeur d'échantillon déterminée, un type de composition fluidique et à utiliser le type de composition fluidique sélectionné comme entrée pour accéder à un ensemble corrélé de valeurs de propriétés fluidiques et de concentrations de contaminants correspondantes. 10 Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, l'ajustement de l'EOS consiste à déterminer au moins une valeur de coefficient en se basant, au moins en partie, sur les propriétés liées à la phase mesurées. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, le procédé consiste en outre à associer la concentration de contaminants identifiée à un identifiant (ID) d'échantillon de fluide 15 de l'échantillon de fluide prélevé. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation, le procédé consiste en outre à sélectionner l'EOS parmi différentes équations d'état en se basant, au moins en partie, sur une plage d'entrée de valeurs thermodynamiques. Tout mode de réalisation parmi les exemples décrits ci-dessus peut être réalisé sous la forme d'un système, d'un procédé, d'un code de programmation sur un support 20 lisible par machine, ou sous la forme d'un appareil. Des modes de réalisation supplémentaires peuvent comprendre des combinaisons variables de caractéristiques ou d'éléments tiré(e)s des exemples de modes de réalisation décrits ci-dessus. Par exemple, un mode de réalisation peut comprendre des éléments tirés de trois des exemples de modes de réalisation, tandis qu'un REVENDICATIONS1. Procédé de détermination de la contamination d'un fluide de fond de trou, ledit procédé consistant à: mesurer les propriétés liées à la phase d'un fluide de réservoir présentant une composition déterminée ; ajuster une équation d'état (EOS) en se basant, au moins en partie, sur les propriétés liées à la phase ; appliquer l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques d'un fluide de référence sur des plages spécifiées d'au moins deux propriétés thermodynamiques ; générer les données de référence des contaminants qui corrèlent les valeurs estimées de propriétés fluidiques du fluide de référence avec les concentrations de contaminants correspondantes ; dans un puits de forage, prélever un échantillon de fluide ; et déterminer une valeur de propriété fluidique de l'échantillon de fluide ; et identifier une concentration de contaminant qui correspond, dans les données de référence des contaminants, à la valeur de propriété fluidique déterminée pour l'échantillon de fluide. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le fluide de référence comprend le fluide de réservoir présentant une concentration de contaminants spécifiée, ledit procédé consistant en outre à: appliquer l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques du fluide de réservoir sur les plages spécifiées d'au moins deux propriétés thermodynamiques ; et dans lequel ladite identification d'une concentration de contaminants consiste, en réponse à la détection d'un écart entre la valeur de propriété fluidique de l'échantillon de fluide et une valeur estimée de propriété fluidique du fluide de réservoir associée à une température et à une pression auxquelles l'échantillon de fluide a été prélevé, à détecter une correspondance de profil entre l'écart détecté et un écart entre une valeur estimée de propriété fluidique du fluide de référence et une valeur estimée de propriété fluidique du fluide de réservoir ; et en réponse à la correspondance de profil détectée, à identifier une concentration de contaminants qui correspond à la propriété fluidique estimée du fluide de référence. 22 3. Procédé selon la revendication 1, consistant en outre à: obtenir un échantillon du fluide de référence en : prélevant le fluide de réservoir dans un réservoir à partir duquel le fluide de réservoir a été obtenu ; et 5 ajoutant une quantité spécifiée de contaminants au fluide de réservoir prélevé pour former un échantillon de fluide de référence contaminé ; et dans lequel ladite application de l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques du fluide de référence consiste à appliquer l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques de l'échantillon de fluide de référence contaminé. 10 4. Procédé selon la revendication 1, consistant en outre à associer l'EOS ajustée à un identifiant de fluide de réservoir correspondant au fluide de réservoir et à un identifiant de fluide de référence associé au fluide de référence. 5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel ladite mesure des propriétés liées à la phase consiste à déterminer différentes valeurs de pression de saturation pour chacune 15 des différentes valeurs de température de saturation. 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel ladite génération des données de référence des contaminants consiste à générer des tableaux relationnels associant chacun des différents types de composition fluidique à un ensemble corrélé de valeurs de propriétés fluidiques et de concentrations de 20 contaminants correspondantes, et dans lequel ladite identification d'une concentration de contaminants consiste à : sélectionner, en se basant au moins en partie sur des données de gradient de composition couplées à une profondeur d'échantillon déterminée, un type de 25 composition fluidique ; et utiliser le type de composition fluidique sélectionné comme entrée pour accéder à un ensemble corrélé de valeurs de propriétés fluidiques et de concentrations de contaminants correspondantes. 7. Procédé selon la revendication 1, dans lequel ledit ajustement de l'EOS 30 consiste à déterminer au moins une valeur de coefficient en se basant, au moins en partie, sur les propriétés liées à la phase mesurées, ledit procédé consistant à sélectionner l'EOS parmi différentes équations d'état en se basant, au moins en partie, sur une plage d'entrée de valeurs thermodynamiques. 23 8. Procédé selon la revendication 1, consistant en outre à associer la concentration de contaminants identifiée à un identifiant (ID) d'échantillon de fluide de l'échantillon de fluide prélevé. 9. Système de détermination de la contamination d'un fluide de fond de trou, 5 ledit système comprenant : un sous-système d'analyse de fluide qui mesure les propriétés liées à la phase d'un fluide de réservoir présentant une composition déterminée ; un système de prétraitement permettant d'ajuster une équation d'état (EOS) en se basant, au moins en partie, sur les Io propriétés liées à la phase ; d'appliquer l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques d'un fluide de référence sur des plages spécifiées d'au moins deux propriétés thermodynamiques ; et de générer les données de référence des contaminants qui corrèlent les valeurs estimées de propriétés fluidiques du fluide de référence avec les concentrations de contaminants 15 correspondantes ; et un sous-système de test en puits de forage permettant de prélever un échantillon de fluide ; de déterminer une valeur de propriété fluidique de l'échantillon de fluide ; et d'identifier une concentration de contaminants qui correspond, dans les 20 données de référence des contaminants, à la valeur de propriété fluidique déterminée pour l'échantillon de fluide. 10. Système selon la revendication 11, dans lequel le fluide de référence comprend le fluide de réservoir présentant une concentration de contaminants spécifiée, le système de pré-traitement comporte un processeur permettant d'appliquer l'EOS ajustée afin 25 d'estimer les valeurs de propriétés fluidiques du fluide de réservoir sur les plages spécifiées d'au moins deux propriétés thermodynamiques, et dans lequel ladite identification d'une concentration de contaminants consiste : en réponse à la détection d'un écart entre la valeur de propriété fluidique de l'échantillon de fluide et une valeur estimée de propriété fluidique du fluide de réservoir associée 30 à une température et à une pression auxquelles l'échantillon de fluide a été prélevé, à détecter une correspondance de profil entre l'écart détecté et un écart entre une valeur estimée de propriété fluidique du fluide de référence et une valeur estimée de propriété fluidique du fluide de réservoir ; et en réponse à la correspondance de profil détectée, à identifier une concentration de contaminants qui correspond à la propriété fluidique estimée du fluide de 24 référence, dans lequel le sous-système de prétraitement comporte un générateur de données de référence qui associe l'EOS ajustée à un identifiant de fluide de réservoir correspondant au fluide de réservoir et à un identifiant de fluide de référence associé au fluide de référence. 11. Système selon la revendication 11, dans lequel ladite mesure des 5 propriétés liées à la phase consiste à déterminer différentes valeurs de pression de saturation pour chacune des différentes valeurs de température de saturation. 12. Système selon la revendication 11, dans lequel ladite génération des données de référence des contaminants consiste à générer des tableaux relationnels associant chacun des différents types de composition Io fluidique à un ensemble corrélé de valeurs de propriétés fluidiques et de concentrations de contaminants correspondantes, et dans lequel ladite identification d'une concentration de contaminants consiste à : sélectionner; en se basant au moins en partie sur des données de gradient de 15 composition couplées à une profondeur d'échantillon déterminée, un type de composition fluidique ; et utiliser le type de composition fluidique sélectionné comme entrée pour accéder à un ensemble corrélé de valeurs de propriétés fluidiques et de concentrations de- contaminants correspondantes. 20 13. Appareil comprenant : un processeur ; et un support lisible par machine pourvu d'un code de programmation exécutable par le processeur afin de donner à l'appareil pour instructions : de mesurer les propriétés liées à la phase d'un fluide de réservoir présentant 25 une composition déterminée ; d'ajuster une équation d'état (EOS) en se basant, au moins en partie, sur les propriétés liées à la phase ; d'appliquer l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques d'un fluide de référence sur des plages spécifiées d'au moins deux propriétés thermodynamiques ; 30 de générer les données de référence des contaminants qui corrèlent les valeurs estimées de propriétés fluidiques du fluide de référence avec les concentrations de contaminants correspondantes ; dans un puits de forage, de prélever un échantillon de fluide ; et 35 de déterminer une valeur de propriété fluidique de l'échantillon de fluide ; et 25 d'identifier une concentration de contaminants qui correspond, dans les données de référence des contaminants, à la valeur de propriété fluidique déterminée pour l'échantillon de fluide. 14. Appareil selon la revendication 17, dans lequel le fluide de référence 5 comprend le fluide de réservoir présentant une concentration de contaminants spécifiée, le code de programmation comprenant en outre un code de programmation exécutable par le processeur afin de donner à l'appareil pour instruction : d'appliquer l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques du fluide de réservoir sur les plages spécifiées d'au moins deux propriétés thermodynamiques ; et 10 dans lequel ladite identification d'une concentration de contaminants consiste, en réponse à la détection d'un écart entre la valeur de propriété fluidique de l'échantillon de fluide et une valeur estimée de propriété fluidique du fluide de réservoir associée à une température et à une pression auxquelles l'échantillon de fluide a été prélevé, à détecter une correspondance de profil entre l'écart détecté et un écart entre une valeur estimée de propriété 15 fluidique du fluide de référence et une valeur estimée de propriété fluidique du fluide de réservoir ; et en réponse à la correspondance de profil détectée, à identifier une concentration de contaminants qui correspond à la propriété fluidique estimée du fluide de référence. 20 15. Appareil selon la revendication 17, dans lequel le code de programmation comprend en outre un code de programmation exécutable par le processeur afin de donner à l'appareil pour instruction : d'obtenir un échantillon du fluide de référence en : prélevant le fluide de réservoir dans un réservoir à partir duquel le fluide de 25 réservoir a été obtenu ; et ajoutant une quantité spécifiée de contaminants au fluide de réservoir prélevé pour former un échantillon de fluide de référence contaminé ; et dans lequel ladite application de l'EOS ajustée pour estimer les valeurs de propriétés fluidiques du fluide de référence consiste à appliquer l'EOS ajustée pour estimer les 30 valeurs de propriétés fluidiques de l'échantillon de fluide de référence contaminé, et dans lequel le code de programmation comprend en outre un code de programmation exécutable par le processeur afin de donner à l'appareil pour instruction d'associer l'EOS ajustée à un identifiant de fluide de réservoir correspondant au fluide de réservoir et à un identifiant de fluide de référence associé au fluide de référence.