5 Caracterizacion Avanzada de fluidos con Resonancia Magnetica Ejemplos de aplicacion en Mexico.pdf

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RESUMEN Desde su introducción a principios de los ’90 las herramientas de Resonancia Magnética Nuclear (RMN) han provisto a la Industria Petrolera de poderosas herramientas para caracterizar los yacimientos. Inicialmente las aplicaciones se orientaron a medir propiedades de la roca, tales como la porosidad total (independiente de la litología), determinar la distribución de tamaños porales, estimar el volumen de fluidos irreducibles (para predecir los fluidos producir, corte de agua) y estimar la permeabilidad de la roca con algoritmos mas robustos que solo utilizando porosidad. Posteriormente se comenzaron a desarrollar algunas aplicaciones con el objetivo de identificar y caracterizar los fluidos contenidos en los espacios porales. Algunas de estas metodologías solo utilizaban la información de RMN. Otras combinaban RMN con otros registros de hueco abierto, como la técnica density-magnetic resonance (DMR)1 para identificar gas y cuantificar su saturación en la zona invadida. En este trabajo vamos presentar una técnica avanzada para caracterización de fluidos solo con datos de RMN denominada Magnetic Resonance Fluid Characterization (MRF) o caracterización de Fluidos por Resonancia Magnética Nuclear (RMN). Esta técnica permite tipificar los fluidos (aceite, gas, agua o filtrado de lodo), determinar saturación de los mismos en la zona de investigación de las herramientas RMN (zona lavada), y determinar algunas de sus propiedades, como ser su viscosidad dentro del rango de sensibilidad de la metodología (típicamente entre 1 y 100 cP). La técnica será ilustrada con algunos ejemplos efectuados en campos operados por Pemex en México.

INTRODUCCIÓN MRF es la técnica mas reciente2 y avanzada para identificar y estimar ciertas propiedades de los hidrocarburos en la formación. El método incluye un modelo de respuesta de RMN de los mismos y un algoritmo de inversión para identificarlos y caracterizarlos. La técnica se puede aplicar a datos obtenidos tanto en laboratorio como en pozos a través de herramientas (sondas) de registro. El método difiere radicalmente de las “técnicas diferenciales” utilizadas anteriormente. Algunos de estos métodos previos, tales como el Shifted Spectrum, Time Domain Analysis, o Differential Spectrum, se basaban en asumir modelos simplificados que frecuentemente no se ajustan a la realidad y entonces no siempre producían resultados confiables. Estas técnicas consistían en medir la respuesta RMN de los fluidos en la formación utilizando secuencias de pulsos con diferentes tiempos de polarización o espaciamiento entre ecos. Los conjuntos de pulsos registrados eran substraídos en el dominio tiempo o el dominio T2 (constante de tiempo de relajación transversal). La señal diferencial obtenida permitía tener una indicación cualitativa de hidrocarburos y en algunas circunstancias estimar la porosidad y saturación de los hidrocarburos residuales en la zona de medición de las herramientas RMN (zona lavada). En contraste con las “técnicas diferenciales” anteriores, el método MRF se basa en la correcta descripción física de la respuesta de los hidrocarburos sometidos a varias secuencias (6 o más) de pulsos RMN con distintos tiempos de polarización y espaciamiento de ecos. Los resultados obtenidos son mucho mas robustos y se puede hacer un mejor control de calidad de los mismos. El algoritmo de inversión resuelve simultáneamente estas secuencias de pulsos

CARACTERIZACIÓN AVANZADA DE FLUIDOS CON RESONANCIA MAGNÉTICA – EJEMPLOS DE APLICACIÓN

EN MÉXICO

Angel Salmoran Robles PEMEX Exploración Producción [email protected]

Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México. El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.

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para obtener la distribución de tiempos T2 (relajación transversal), Difusión y relación T1/T2 (donde T1 es el tiempo de relajación longitudinal o polarización) de los fluidos contenidos en los poros de la roca para derivar el volumen y propiedades de los mismos3. Los resultados pueden incluir:

• Porosidad Total RMN • Volumen de agua irreducible “corregida”

por efecto de hidrocarburos (importante si hay aceites medios o pesados)

• Permeabilidad “corregida” por efecto de hidrocarburos.

• Identificación del tipo de hidrocarburos (gas, aceite) en la zona lavada.

• Saturación total de agua, aceite y gas en la zona lavada basada solo en mediciones RMN.

• Viscosidad del aceite de formación. • Inferencias sobre la mojabilidad de la

roca.

Todos estos resultados escencialmente comprenden una detallada evaluación de la formación y sus fluidos en la región cercana a la pared del pozo, en forma independiente a otros registros mas convencionales como la resistividad, densidad o porosidad neutrón. Las herramientas comerciales actuales pueden efectuar la medición con la sonda estacionaria, completándose una secuencia de mediciones en un tiempo de 3 a 8 minutos*. Una nueva herramienta de reciente introducción en el mercado mundial permite realizar mediciones MRF en forma continua como un registro mas4, pudiéndose obtener por ejemplo una curva continua de viscosidad del aceite. Esta metodología tiene numerosas aplicaciones incluyendo:

• Detección directa de hidrocarburos en zonas de baja resistividad o bajo contraste, donde el análsis estándar utilizando resistividad y ecuaciones de cómputo de Sw tipo Archie no funcionan.

* Cuanto mas largos los T2 en los fluidos en la roca, mas larga es la secuencia de trenes de pulsos RMN. Típicamente si tenemos aceite mediano a pesado y lodo base agua (ambiente de T2 “cortos”), la estación sera rápida. Si tenemos aceite liviano, gas o lodo base aceite (ambiente de T2 “largos”) la estación tendra mayor duración.

• Determinar intervalos con mayor potencial de producción en áreas donde la viscosidad y no la permeabilidad es el factor dominante para la producibilidad de los hidrocarburos.

• Identificar variación de las propiedades

de los hidrocarburos a lo largo del reservorio para determinar los puntos donde se van a tomar muestras de fluidos con probadores de formación para hacer análisis PVT.

El método tiene también aplicación para estimar el tipo de mojabilidad de la roca y derivar distribuciones de tamaño de poro mas precisas. El rango óptimo de trabajo para el MRF es para viscosidades entre 1 y 100 cp a temperatura ambiente, aunque este rango se puede extender un poco mas a temperatura de fondo (entre 0.5 y 200 cP). Como todo método también tiene sus limitaciones, algunas de las cuales son comentadas en este escrito. Mayores detalles del método, técnicas de interpretación y ejemplos son se pueden encontrar en el paper SPE 84478, “Planning and Interpreting NMR Fluid-Characterization Logs”5 y las numerosas referencias citadas en el mismo. En este trabajo las técnicas de interpretación MRF son ilustradas con dos ejemplos de la Región Norte de México, ambos con mediciones efectuadas con estaciones con una herramienta RMN de patín. El primer ejemplo corresponde a un pozo de la Cuenca de Papaloapan, Veracruz. En este ejemplo se verán resultados aplicados a arenas gasíferas del Terciario (Mioceno) en un pozo del campo Apertura. Este ejemplo resulta interesante, porque si bien la zona de interés tiene buena resistividad ( > 5 ohmm), los registros densidad-neutrón no presentan el típico cruce de gas que es bastante común en los pozos de la cuenca. El segundo ejemplo corresponde a Poza Rica, en la zona marina. El pozo está situado en la “Faja de Oro”, y las formaciones objetivo son carbonatos de buena porosidad del Cretácico, que contienen aceite bastante liviano (> 35 API). En este ejemplo el método MRF se aplicó no solo para determinar la presencia de hidrocarburos sino también para estimar la viscosidad del aceite. En el mismo pozo se tomaron muestras de fluidos con un probador de formaciones, y las viscosidades obtenidas

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del análisis PVT tuvieron un acuerdo razonable con las derivadas del método MRF. Por limitaciones de espacio no podemos incluir la teoría de mediciones de RMN en este escrito, pero existe abundante bibliografía publicada sobre el tema. Recomendamos a aquellos lectores que no estén familiarizados con estas técnicas que revisen esta bibliografía para poder comprender mejor los conceptos de la metodología MRF. DIFUSIÓN MOLECULAR Y EL MÉTODO MRF La difusión molecular es el movimiento aleatorio de las moléculas por la energía cinética que tienen las partículas cuando están a una temperatura por encima del cero absoluto (0 °K). Cuanto mas pequeña y liviana sea la mólecula mas rápido se moverá. El Coeficiente de Difusión Molecular D se define como la distancia media cuadrática que viajará la mólecula por unidad de tiempo, y se puede expresar en cm2/seg. Moléculas pequeñas y livianas, como el metano o etano del gas natural, tienen valores de D elevados, típicamente un orden de magnitud mayores que el agua. Por otro lado, las moléculas que componen los aceites medio livianos o más pesados son mayores que las del agua, y tienen típicamente un orden de magnitud de diferencia en el coeficiente D comparado con el del agua. Como vemos en la gráfica de la Figura 1, si el aceite es muy liviano y de baja viscosidad el contraste de D entre el agua y el aceite se va haciendo menor, lo que limita la aplicación del método típicamente a aceites por encima de 1 cP. El método MRF explota los contrastes en el coeficiente de difusión molecular para diferenciar los distintos fluidos de formación, empleando múltiples secuencias de pulsos especialmente diseñadas para ser sensitivas a los efectos de la difusión en la señal RMN. La relación entre las señales medidas, el coeficiente de difusión y los parámetros de las secuencias de medición está dada por la ecuaciones:

DBS T21

T21

T21

T21

++= ecc. 1

12TEG)γ( D

T21 22

D

= ecc. 2

Donde: T2 = constante de relajación transversal T2S = componente por relajación superficial T2B = componente por relajación intrínseca (bulk) T2D = componente por relajación por difusión D = constante de difusión γ = 2π . 4258 Hz/Gauss, relación giro-magnética del protón G = Intensidad de campo magnético (generado por el imán permanente de las herramientas de RMN) TE = espaciamiento entre los ecos de RF de las secuencias RMN. En la ecuación. 1 vemos que para que la componente por difusión tenga efecto en la relajación transversal total, el valor de T2D debe ser comparativamente pequeño respecto a los T2 de los otros mecanismos†. Por otro lado, en la ecuación. 2 vemos que T2D es inversamente proporcional a D, G y TE. Por lo tanto para hacer T2D pequeño debo hacer el producto D x G x TE grande. De todos estos parámetros el único que es práctico (o posible) variar en los experimentos (mediciones) de RMN es el TE. Cuanto mas aumentemos el espaciamiento entre ecos mayor será el efecto de la difusión en T2, desplazando las distribuciones hacia los tiempos mas cortos. En el ejemplo de la Figura 2 se muestra como varía el decaimiento correspondiente al agua y un aceite mediano al variar el espaciamiento entre ecos. Para un TE corto (los pulsos mas juntos) el efecto de difusión es despreciable y las señales del agua (azul) y aceite (rojo) decaen casi juntas, siendo prácticamente imposible separarlas. Pero a medida que se comienza a aumentar TE la separación por el efecto de difusión se hace mas notable, sobre todo para el agua, que decae mas rápidamente que el aceite debido a que tiene un coeficiente D al menos un orden de magnitud mayor‡.

† Si T2D es pequeño, entonces su inversa será grande, y el término de por difusión será el que domine en la ecc.1. ‡ Si existen cantidades apreciables de gas en solución en el aceite, es decir alto GOR, puede aumentar bastante su difusividad y bajar la viscosidad, comportándose mas parecido al agua, lo que dificulta separarlos.

Figura 1 – Cartas de D, T1 y T2.

TE1

TE2

TE3

AguaAceite

TE1

TE2

TE3

AguaAceite

Figura 2 – Efecto de variar TE en las secuencias de medición de RMN

Esta sensibilidad a la difusión molecular adquirida con conjuntos de secuencias RMN con diferentes TE’s nos proveen entonces de un mecanismo para diferenciar fluidos, que se emplea en la técnica MRF. En la Figura 3 la respuesta del agua es comparada con aceites

de diferentes viscosidades. Notar como la sensibilidad de los aceites baja al aumentar la viscosidad. También ver como la respuesta del aceite se parece cada vez mas a la del agua cuando se va haciendo menos viscoso. Por esto aceites muy livianos no se pueden diferenciar del agua.

2 ms 4 ms

Agua (poros grandes)T2 = 200 msD = 8 x 10-9 m2s-1

Aceite (100 cp)T2 = 15 msD = 2x10-11 m2s-1

Aceite (10cp)T2 = 150 msD = 2x10-10 m2s-1

Aceite (1 cp)T2 = 1500 msD = 2x10-9 m2s-1

Echo Spacing (TE)

0.2 ms

100 ms Figura 3 – Comparación de la respuesta de RMN de varios fluidos al variar el espaciamiento entre ecos TE Con el método MRF registramos múltiples secuencias de ecos en vez de una sola, como en las técnicas convencionales de adquisición de RMN. Con estas secuencias es entonces osible realizar una inversión matemática de la que vamos a obtener un mapa con las distribuciones de T2 y las distribuciones del coeficiente de difusión D como se muestra en la Figura 4§. Estos mapas se denominan D-T2 y la tercera dimensión en los mismos está representada por colores, que gradúan del azul al rojo para indicar un aumento en la amplitud de la señal. § Con las secuencias convencionales con un solo espaciamento de ecos TE solo es posible obtener distribuciones de T2.

Notar las líneas de gas (roja) y agua (celeste) en el mapa D-T2 de la Figura 4, las cuales tienen un valor de difusividad constante, es decir D es constante independientemente del valor que adopte T2. Las señales de agua y gas se desplazarán hacia T2 mas cortos o mas largos dependiendo del tamaño de poro (relajación superficial) y el valor de espaciamiento entre ecos (relajación por difusión).

Mas pesado

Figura 4 – Mapa D-T2 Por otra parte, de acuerdo a lo predicho por el Constituent Viscosity Model (CVM, ver referencias SPE-63214 y SPE-71713 6) para el aceite existe una relación lineal que vincula D y T2 (ver línea verde, figura 4). Es decir no son independientes. La nube de puntos correspondientes a la respuesta de aceite se desplazará a lo largo de esta línea dependiendo de la viscosidad del mismo. Las ecuaciones 3 y 4 muestran la relación entre la viscosidad del aceite, T2 y D según el CVM:

)(,20 GORfT

aT

LM ⋅=η ecc. 3

y

LMDbT

=0η ecc. 4

donde: η0 = viscosidad del aceite en cP T = temperatura en °K T2,LM = valor medio logarítmico de la distribución T2 del aceite f(GOR) = es una función que depende de la relación gas-aceite (GOR) DLM = valor medio logarítmico de la distribución D del aceite a y b = son constantes de proporcionalidad

Combinando las ecc. 3 y 4 obtenemos:

LMLM TaGORfbD ,2

)(⋅=

ecc. 5 que describe la ecuación de la línea del aceite en la Figura 4. Notar que la línea de aceite es también dependiente del GOR (que modifica además la viscosidad). INTERPRETACIÓN DEL MAPA D-T2 Existen varias técnicas para interpretar el mapa, en las cuales no podemos entrar mucho en detalle por cuestiones de espacio, pero están detalladamente explicadas en el paper “Planning and Interpreting NMR Fluid-Characterization Logs”, SPE-84478, listado en la sección de referencias. La técnica mas sencilla de interpretación es identificar y asociar visualmente cada nube de puntos a un fluido distinto, en lo que se denomina interpretación “visual”. Un ejemplo se muestra en la Figura-5.

Mas liviano

Mas pesado

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Gas

OBMF

Oil

Irr watGasGas

OBMFOBMF

OilOil

Irr watIrr wat

Figura 5 - Ejemplo de interpretación “visual” de fluidos utilizando el mapa D -T2

El mapa D-T2 corresponde a una arena gasífera de un pozo en el Mar del Norte, perforado con lodo base aceite. Este ejemplo fué registrado en una estación efectuada con la herramienta RMN. La señal del gas se ve claramente arriba a la derecha. Justo debajo, sobre la línea de aceite, hay otra nube de puntos que está indicada como “OBMF”, correspondiendo a la señal del filtrado de lodo base aceite (diesel). Valores de T2 entre 1 y 2 segundos son muy comunes para este filtrado. Sobre la línea de aceite se ve otra nube, marcada “oil”, a unos 80 ms de T2, que es consistente con el aceite residual de viscosidad intermedia que hay en este yacimiento. Finalmente, debajo de 10 ms se ve otra nube marcada “Irr Wat”, y que corresponde al agua irreducible. Esta nube no cae sobre la línea celeste del agua, pero esto se debe a una limitación normal de la técnica, que típicamente por debajo de 10-20 ms no puede definir correctamente los coeficientes de difusión. Esto corresponde aproximadamente a un aceite de 100 cP, y explica el límite superior de viscosidad del aceite donde es aplicable el método MRF. La interpretación visual no siempre es posible. A veces los fluidos no producen “nubes” separadas para cada fase, y entonces es necesario aplicar otras técnicas, una de las cuales se denomina Log-Mean Diffusion (DLM) Approach, y es mas comunmente usada para formaciones con agua y aceite. Con esta técnica se pueden interpretar dos fluidos a la vez. Se hubiera mas de dos, entonces el tercer fluido se debe separar primero “visualmente”

(típicamente el gas aparece en una nube separada que se puede identificar fácilmente). Posteriormente se computa el valor medio logarítmico del coeficiente de difusión (DCLM) para cada valor de T2, obteniéndose la curva rosada que se muestra en el mapa D-T2 del cuadro superior de la Figura 6.

Sw = 1

Sw = 0

Sw = 0.5

Total

Agua

Aceite

Sw = 1

Sw = 0

Sw = 0.5

Total

Agua

Aceite

Sw = 1

Sw = 0

Sw = 0.5

Sw = 1

Sw = 0

Sw = 0.5

Total

Agua

Aceite

DCLM

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Figura 6 – Ejemplo de interpretación con el método DLM Una vez que está trazada la línea, entonces se divide la distribución T2 total (línea negra en el cuadro de abajo en la Figura 6) entre la parte correspondiente al agua (línea celeste, cuadro de abajo) y el aceite (línea verde, cuadro de abajo). La forma de redistribuir la distribución total T2 entre la parte que corresponde al agua y el aceite dependerá de que tan cerca pase la curva de DCLM de la línea de agua (línea celeste Sw = 1, cuadro de arriba en la Figura 6) o de aceite (línea verde Sw = 0, cuadro de arriba en la Figura 6). Una vez obtenidas las distribuciones separadas del agua y el aceite se puede computar el volumen de cada fase (area debajo de cada distribución individual) y obtener la saturación de aceite en la zona lavada. También es posible computar el valor medio logarítmico de T2 para la distribución del aceite y a partir del mismo estimar su viscosidad utilizando la ecuación 3. Notar que en este ejemplo las distribuciones del agua y el aceite estaba completamente superpuestas, y hubiera sido imposible separarlas solo en el dominio de T2. También se debe notar que la distribución del aceite se extiende hacia los T2 mas cortos hasta los 10 ms aproximadamente. Esto es por debajo de los valores de T2 de corte que usualmente se emplean para separar fluidos producibles de irreducibles (33 ms para areniscas y 100 ms para carbonatos en lodos base agua). Si la roca es mojada por agua, entonces se puede asumir que estos cortos T2 del aceite se deben a componentes mas pesados, pero que deberían fluir. De esta forma cuando se computa el volumen de fluido irreducible aplicando el T2 de corte se los puede “descontar” del mismo y obtener un volumen de agua irreducible corregido por hidrocarburos. Este volumen se

puede utilizar entonces para estimar en forma mas precisa la permeabilidad. Esta corrección puede ser importante para aceites medios o mas pesados. Ejemplo 1 – Pozo Apertura-13 Este primer ejemplo corresponde al pozo Apertura-13, ubicado en la Cuenca de Papaloapan, Veracruz. Las arenas de interés están localizadas en el Terciario Mioceno. En este pozo se tomaron 3 estaciones de MRF con una herramienta RMN de patin (solo 2 se comentaran por cuestiones de espacio). En la Figura 7 se muestran los registros y análisis petrofísico correspondientes a las 2 primeras estaciones. En los registros se ven dos cuerpos arenosos separados por una intercalación arcillosa. Las arenas se distinguen claramente en los registros de rayos gamma, resistividad y densidad. Notar que en toda la arena de arriba (3181-3191 m) las curvas de Densidad y Neutrón prácticamente no se cruzan, porque probablemente el efecto del gas está enmascarado en el neutrón por la arcillocidad. Sin embargo, el gas si se manifiesta con un fuerte cruce Densidad-PHITRMN (porosidad total RMN), ya que las herramientas de RMN están mucho menos afectadas por la arcillocidad que la porosidad neutrón. En el cuadro superior de la figura 8 se muestra el mapa D-T2 de la estación MRF registrada a 3188.5 m, en la que se realizó una interpretación visual. En los fluidos interpretados se ve claramente la fuerte señal del gas arriba a la derecha. Justo debajo de ésta aparece otra nube de puntos, que se interpretó como filtrado de lodo base aceite (Nota: hubiera sido imposible separar estas dos señales solo en el dominio T2).

MRF #[email protected] m

MRF #[email protected] m

MRF #[email protected] m

MRF #[email protected] m

Figura 7 – Pozo Apertura-13, registros y estaciones de MRF #1 y #2 Esta nube está bastante desplazada arriba y a la izquierda de la línea teórica de aceite, probablemente por el gas absorbido por el filtrado que aumenta su GOR. Las otras dos nubes (abajo a la izquierda) se interpretaron como fluidos irreducibles (agua y quizás hidrocarburo residual mas pesado, como el ejemplo del Mar del Norte en la Figura 5?). En el cuadro inferior de la figura 8 mostramos un plot T1 vs T2 para la misma estación. Esta sensibilidad a la relación T1/T2 se logra realizando varias secuencias de pulsos de RF no solo con diferentes espaciamientos de ecos TE, sino empleando también diferentes tiempos de polarización WT. De esta forma los fluidos se polarizan parcialmente para reconstruir la curva de magnetización de los fluidos para estimar T1 y la relación T1/T2. Con esto estamos añadiendo sensibilidad a la

polarización en las secuencias MRF. En consecuencia, agregamos una dimensión mas en la inversión y en los plots, la relación T1/T2. Las 3 dimensiones invertidas resultan: • T2, distribución del tiempo de relajación transversal. • D, distribución del coeficiente de difusión. • T1/T2, relación entre la relajación longitudinal y la relajación transversal.

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Gas

OBMF+ gas?

Agua irr

T1/T2 = 3

T1/T2 = 1

GasOBMF + gas?

AceiteResidual?

Figura 8 – Análisis de la estación MRF a 3188.5 m Los mapas T1-T2 son una forma alternativa de mostrar la sensibilidad a la relación T1/T2 durante la interpretación MRF. La relación T1/T2 es importante para distinguir aceite “muerto” (de bajo GOR) o agua, que tienen una relación T1/T2 ≅ 1, de aceite “vivo” con alto GOR (como puede ser el crudo de formación), que tiene T1/T2 > 1.5 . También en estos mapas se puede distinguir claramente el gas, que tiene T1/T2 ≅ 3. En el cuadro inferior de la figura 8 se muestra el plot T1 vs T2 para la estación a 3188.5 m. Se ve que la mayor parte de la señal cae sobre la recta T1/T2 = 3, indicativa de gas y aceites con alto GOR (es muy probable que el filtrado base aceite haya absorbido gas, comportándose como un aceite “vivo”). En la arena de mas abajo (3194 – 3205 m, ver figura 7) solo hay un pequeño cruce Densidad-Neutrón en la parte superior. La curva PHITRMN presenta cruce con la densidad prácticamente en todo el intervalo, salvo en 3198.5 m, donde justamente donde se tomó otra estación de MRF, que como era de esperar no muestra “firma” de gas en el mapa T2-D, graficado en la figura 9.

OBMF

Agua irr

OBMFAgua

T1/T2 = 3

T1/T2 = 1

Aceite ligero?

OBMF

Agua irr

OBMFAgua

T1/T2 = 3

T1/T2 = 1

Aceite ligero?

Figura 9 – Análisis de la estación MRF a 3198.5 m Vale aclarar que el hecho que la herramienta RMN no vea gas en la zona invadida no significa que no haya gas en la zona virgen. Es interesante notar también en el mapa D-T2 un segundo grupo de puntos sobre la línea de aceite, que aparecen mas fuertemente para T2 entre 500 y 800 ms. Esto podría corresponder a un aceite ligero de baja viscosidad (2 a 4 cP, ver figura 1)?. En el plot T1 vs T2 se observa algo de señal sobre la línea T1/T2 = 3 (gas, aceite alto GOR) que corresponde a la nube marcada como Aceite Ligero en el mapa D-T2**, aunque la señal es mucho mas fuerte sobre la línea T1/T2 = 1 (agua, aceite bajo GOR). Los intervalos 3182 – 3191 m y 3195 – 3205 m se dispararon y probaron en conjunto por 3/8”, obteniéndose una presión de 5,450 psi en cabeza, a un gasto estimado de 16 MCFD, sin agua.

** Esto se comprobó en otros plots

denominados T1/T2 slices.

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Ejemplo 2 – Pozo Bagre-1 Como comentamos anteriormente la zona de sensibilidad del método MRF abarca como máximo aceites con viscosidades de entre 200 y 0.5 cP aproximadamenente. El gas está fuera de este rango. No obstante, como ya vimos en el ejemplo anterior, con MRF podemos detectar y cuantificar volumen de gas en la zona lavada. También lo podríamos hacer con otros

métodos, como la técnica DMR (Density-Magnetic Resonance, ver Freedman R. et al.,SPWLA 1998), que se basa en el cruce densidad-porosidad RMN (que ya vimos es mas “inmune” a la presencia de arcillas que el clásico cruce Densidad-Neutrón). Quizás una ventaja del método MRF para el gas es que se basa solo en la medida de Resonancia Magnética Nuclear, proveyendo un método adicional independiente para detectar la presencia de estos hidrocarburos.

Figura 10 – Pozo Bagre-1 Pero el potencial real del MRF radica en su capacidad de poder identificar y caracterizar hidrocarburos líquidos, pudiendo por ejemplo estimar la viscosidad del crudo, basándose solo en mediciones de RMN.

Nuestro segundo ejemplo corresponde al pozo al Bagre-1, situado costa afuera en Poza Rica, en el área conocida como Faja de Oro. Aquí se empleó el método MRF para caracterizar crudos livianos. Los registros e interpretación petrofísica se muestran en la figura 10, junto a los mapas D-T2 de las 3 estaciones MRF

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registradas. La formación son carbonatos arrecífales de muy alta porosidad (hasta 25%) del Cretácico. Los carbonatos son muy limpios, aunque esto no es aparente del GR convencional (afectado por otros minerales radioactivos no asociados a arcillas), pero si es claro de la respuesta Densidad-Neutrón y RMN (casi no hay señal debajo de 3 ms).

En este pozo se realizaron 3 estaciones MRF para caracterizar crudo tal como se muestran en la Figura 10 (2 en aceite y 1 en agua). En este caso, como el pozo se perforó con lodo base agua, la señal de aceite solo puede provenir del crudo de formación, lo cual facilita bastante la interpretación.

Figura 11 – Interpretación de las estaciones MRF utilizando el método DLM En este ejemplo las señales de los distintos fluidos (aceite, agua de formación y filtrado base agua) están superpuestas, por lo que no se puede aplicar el método de interpretación visual. Por esto se utilizó el Log-Mean Diffusion (DLM) Approach. Los resultados del análisis para cada estación se muestran en la figura 11. Como el aceite es muy liviano (grado API > 35) y el GOR es elevado (entre 1000 y 1200 scf/bbl) la viscosidad del aceite y el agua son comparables (entre 2 y 0.5 cp) y las señales están casi juntas. En estas bajas viscosidades realmente estamos al límite del método MRF para estimar viscosidad. Para cada estación se

ve que la distribución del aceite aparece casi totalmente encimada a la del agua. En este caso también es interesante mirar la relación T1/T2, mostrada en la figura 12. Notar que para las dos estaciones de arriba (en aceite) la relación se mantiene bastante constante en T1/T2 = 3 (aceite liviano con alto GOR). Para la de abajo (en agua) también tenemos señal sobre la línea T1/T2 = 3, pero ésta se extiende además sobre la línea T1/T2 = 1, que puede ser interpretado como aceite “muerto” (sin gas), agua de formación o filtrado.

Profundidad

Aceite AceiteAceiteAceite AceiteAceite

AguaFiltrado?AguaFiltrado?

T1/T2 = 3

T1/T2 = 1

2630.5 m 2824 m2692 m

Figura 12 – Análisis de la relación T1/T2 En este pozo también se hicieron pruebas de formación con la herramienta probadora de formaciones. Adicionalmente, empleando el probador se tomaron muestras de fluidos de calidad PVT, que fueron analizadas en fondo con el módulo analizador de fluidos de fondo 7. En particular para el intervalo superior se tomó una muestra y analizaron los fluidos a 2630 m, la misma profundidad a la que se hizo la primera estación de MRF. Con el analizador de fluidos se midió un GOR a condiciones de fondo de aproximadamente 1200 scf/bbl. A partir de los gradientes de presión del probador se estimó un API de 35 para ese intervalo. Ingresando estos datos en un calculador de PVT (junto a la presión y temperatura, también medidas en el fondo con el probador) se obtiene una viscosidad de 0.51 cP, que es aceptablemente cercana a lo obtenido con el método MRF (0.87 cP, ver figura 11 abajo a la izquierda). Los datos PVT de las pruebas de laboratorio en las muestras dieron como resultado una gravedad API de 37, GOR = 1100 y viscosidad 0.45 cP, también en el orden del probador y la herramienta de RMN. Lo que va a resultar interesante va a ser poder hacer esta medición de viscosidad en forma continua con herramientas de resonancia magnética de nueva generación. En un yacimiento con múltiples intervalos, o un espesor considerable, la calidad del aceite puede variar a lo largo de la columna. A través del registro continuo de viscosidad se puede identificar las zonas con hidrocarburos mas o menos viscosos, proveyendo valiosa información para decidir la estrategia de completación. Esto puede ser importante cuando la viscosidad y no la permeabilidad es el factor dominante en la producibilidad de los hidrocarburos. Un registro continuo de viscosidad también se complementa muy bien con el probador de formaciones. Una vez identificadas las zonas

con diferentes calidades de aceite puedo ir directamente a las mismas y tomar muestras de fluidos de calidad PVT, y hacer además una caracterizacion directa in-situ como en el ejemplo de Bagre-1, pero esto será tema de otro trabajo. RESUMEN Y CONCLUSIONES En este trabajo se presentaron técnicas avanzadas de caracterización de fluidos utilizando herramientas de Resonancia Magnética Nuclear. Se describieron los fundamentos teóricos sobre los cuales se basa el método MRF (Magnetic Resonance Fluid characterization) y se ilustró su aplicación con ejemplos registrados en pozos de México. Vimos que el análisis MRF provee todas las respuestas del registro RMN convencional y además:

• Permite identificar fluidos, caracterizarlos y computar sus saturaciones en la zona lavada (Identificación y cuantificación de los intervalos productores, Sxo independiente de resistividad)

• Estimar la viscosidad del aceite para determinar la estrategia de terminación.

• Obtener distribuciones T2 separadas para el agua y el aceite, para computar un volumen de fluido ligado mas preciso y permeabilidad Timur-Coates corregida por efecto de los hidrocarburos (análisis nodales, estimación de la producción).

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NOMENCLATURA D: coeficiente de difusión molecular DCLM: valor medio logaritmico del coeficiente D para cada T2 DLM : valor medio logarítmico de la distribución D DLM: Log-Mean Diffusion Approach, una de las técnicas para interpretación de mapas D-T2 DMR: Density Magnetic Resonance methods (detección de gas) γ : relación giro-magnética del protón G: intensidad de campo magnetico GOR: Gas-Oil ratio, o relación gas-aceite. η0 : viscosidad macroscópica (observable) del aceite MRF: Magnetic Resonance Fluid characterization method MRX: Magnetic Resonance eXpert tool OBM: oil base mud, lodo base aceite OBMF: oil base mud filtrate, filtrado lodo base aceite RF: radio frecuencia RMN: Resonancia Magnética Nuclear T : temperatura T1: Constante de tiempo de relajación longitudinal, polarización o magnetizacion de los fluidos T1S, T1B : constantes de tiempo de relajación longitudinal superficial e intrínseca T2,LM : valor medio logarítmico distribución T2 T2: constante de tiempo de relajación transversal T2S, T2B, T2D: constantes de tiempo de relajación transversal superficial, intrínseca y por difusión TE: Echo spacing, espaciamiento entre pulsos RF en secuencias de medición de RMN. WT: Wait time, o tiempo de polarización

1 Freedman R., Cao Minh C., Gubelin G., Freeman

J.,McGinnes T., Terry R., Rawlence D., “Combining NMR

and Density Logs for Petrophysical Analysis in Gas-

Bearing Formations”, paper II, SPWLA Annual Logging

Symposium, Keystone, Colorado, USA, 1998. 2 R. Freedman et al.: “A New NMR Method of Fluid

Characterization in Reservoir Rocks: Experimental

Confirmation and Simulation Results”., paper SPE-63214,

SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in

Dallas, Texas, 1–4 October 2000.

3 R. Freedman et al.: “Wettability, Saturation, and

Viscosity Using the Magnetic Resonance Fluid

Characterization Method and New Diffusion-Editing Pulse

Sequences”, paper SPE-77397, SPE Annual Technical

Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas, 29

September – 4 October 2002. 4 N. Heaton et al.: “Applications of a New-Generation

NMR Wireline Logging Tool”, paper SPE-77400, SPE

Annual Technical Conference and Exhibition held in San

Antonio, Texas, 29 Sep – 4 Oct 2002. 5 Chanh Cao Minh et al.: “Planning and Interpreting NMR

Fluid-Characterization Logs”, paper SPE-84478, SPE

Annual Technical Conference and Exhibition held in

Denver, Colorado, U.S.A., 5 – 8 October 2003. 6 R. Freedman, N. Heaton and M. Flaum: “Field

Applications of a New Nuclear Magnetic Resonance Fluid

Characterization Method”, paper SPE 71713, SPE Annual

Technical Conference and Exhibition held in New

Orleans, Louisiana, 30 September–3 October 2001. 7 Betancourt S, Fujisawa G, Mullins O, Carnegie A, Dong

C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR and

Terabayashi H: "Analyzing Hydrocarbons in the

Borehole," Oilfield Review 15, no. 3 (Autumn 2003): 54-

61.