método para a caracterização de fluido de petróleo em um reservatório atravessado por, pelo menos, uma boca de poço

método para a caracterização de fluido de petróleo em um reservatório atravessado por, pelo menos, uma boca de poço. a presente invenção se refere a uma metodologia que efetua a amostragem de fluidos dentro de boca do poço que atravessa um reservatório e análise do fluido da amostra de fluido(s) para determinar as propriedades (incluindo a concentração de asfaltenos) da amostra de fluido(s). pelo menos um modelo é usado para prever a concentração de asfalteno em função da localização no reservatório. as concentrações de asfalteno preditos são comparadas com as concentrações correspondentes medidas pela análise do fluido para identificar se o asfalteno da amostra de fluido(s) corresponde a um determinado tipo de asfaltenos (por exemplo, aglomerados de asfalteno comum em óleo pesado). se assim for, um modelo de viscosidade é usado para derivar a viscosidade dos fluidos do reservatório, em função da localização no reservatório. o modelo de viscosidade permite grandes gradientes na viscosidade dos fluidos do reservatório em função da profundidade. os resultados do modelo de viscosidade (e/ou suas partes) podem ser usados em fluxos de trabalho de compreensão do reservatório e na simulação de reservatório. A methodology that performs fluid sampling within a wellbore traversing a reservoir and fluid analysis on the fluid sample(s) to determine properties (including asphaltene concentration) of the fluid sample(s). At least one model is used to predict asphaltene concentration as a function of location in the reservoir. The predicted asphaltene concentrations are compared with corresponding concentrations measured by the fluid analysis to identify if the asphaltene of the fluid sample(s) corresponds to a particular asphaltene type (e.g., asphaltene clusters common in heavy oil). If so, a viscosity model is used to derive viscosity of the reservoir fluids as a function of location in the reservoir. The viscosity model allows for gradients in the viscosity of the reservoir fluids as a function of depth. The results of the viscosity model (and/or parts thereof) can be used in reservoir understanding workflows and in reservoir simulation.