Las herramientas e registros de resonancia magnetica nuclear
(RMN), utilizan potentes imanes permanentes para crear un
intenso
REGISTROS DE RESONANCIA MAGNTICA NUCLEARINTRODUCCINDesde su
introduccin a principios de los 90s las sondas de Resonancia
Magntica 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:
Porosidad total independiente de la litologa,
Determinar la distribucin de tamaos porales,
Estimar el volumen de fluidos irreducibles (para predecir los
fluidos a producir, corte de agua) y
Estimar la permeabilidad de la roca con algoritmos ms robustos
que slo 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 metodologas
slo utilizaban la informacin de RMN. Otras combinaban RMN con otros
registros de pozo abierto, como la tcnica DMR (Density-Magnetic
Resonance) para identificar gas y cuantificar su saturacin en la
zona invadida. A principios de la dcada del 2000 se desarroll una
nueva tcnica avanzada para caracterizacin de fluidos slo con datos
de RMN, denominada Magnetic Resonance Fluid Characterization (MRF)
o caracterizacin de Fluidos por Resonancia Magntica Nuclear (RMN),
que permite tipificar los fluidos (aceite, gas, agua o filtrado de
lodo), determinar saturacin de los mismos en la zona de
investigacin de las herramientas RMN (usualmente la zona lavada), y
determinar algunas de sus propiedades, como su viscosidad dentro
del rango de sensibilidad de la metodologa (entre 1 y 100 cP).
PRINCIPIOS FSICOSLas herramientas de registros de resonancia
magntica nuclear (RMN), utilizan potentes imanes permanentes para
crear un intenso campo magntico esttico (B0) de polarizacin dentro
de la formacin y campos variables inducidos por antenas. Las
mediciones de RMN consisten en una serie de manipulaciones en las
cuales se hace interactuar estos campos magnticos de las
herramientas de registro con los tomos de Hidrgeno contenidos en
los fluidos en la formacin.
Los ncleos de los tomos de Hidrgeno (protones), abundantes en el
agua y los hidrocarburos, poseen una carga elctrica positiva. Al
rotar sobre s mismos generan dbiles campos magnticos, comportndose
como pequeas agujas imantadas. Cuando el intenso campo B0 de la
herramienta atraviesa una formacin que contiene fluidos, sus
protones se alinean a lo largo de B0, como lo hace la aguja de una
brjula. El primer paso de las mediciones de RMN es magnetizar los
fluidos con un fuerte campo magntico inducido por poderosos imanes
permanentes dispuestos en las herramientas. Los ncleos de los
hidrgenos contenidos en el aceite, gas y agua que llenan los poros
de la roca se comportan como pequeos magnetos, que tendern a
alinearse en forma paralela al campo magntico permanente de la
herramienta. Esta alineacin no es instantnea, y el porcentaje de
hidrgenos que se van alineando se incrementa exponencialmente hasta
que en tiempo tericamente infinito todos los ncleos quedaran
alineados (Fig. 1).
Este incremento exponencial est dominado por una constante de
tiempo que se denomina T1 o constante de tiempo de relajacin
longitudinal o polarizacin. El tiempo que se mantiene el campo
permanente para polarizar los hidrgenos se le denomina Wait Time
(WT) o tiempo de espera. Si el WT no es lo suficientemente largo,
los fluidos no se magnetizarn completamente, y la medicin de RMN
subestimar la porosidad. Usualmente las secuencias de adquisicin se
disean para que WT ( 3 veces el T1 mximo que se espera.
Figura 1 Polarizacin de los tomos de Hidrgeno
Luego del tiempo de magnetizacin o polarizacin, se aplica un
tren de pulsos de radio-frecuencia (RF) o campo magntico oscilante
B1, que es perpendicular a B0. Entre pulsos de RF la misma antena
que se utiliza para transmitirlos se emplea para escuchar la seal
de RMN que proviene de la formacin. Esta seal, que se registra
entre cada par de pulsos consecutivos de RF, usualmente se denomina
eco, y toma su valor mximo en el punto medio entre pulsos (Fig.
2).
Figura 2 Pulsos de RF y ecos de RMN
La frecuencia del campo oscilante B1 se ajusta a la frecuencia
de precesin, o frecuencia de Larmor (fL) de los protones. sta es
proporcional a la intensidad del campo magntico B0, y se relaciona
con el mismo a travs de la ecuacin: fL = ((B0 , donde ( es la
constante giromagntica. Cabe destacar que siendo conocida la
intensidad del campo magntico a cierta distancia del imn permanente
de la herramienta, esto nos permite controlar el volumen de
formacin investigado o la profundidad de investigacin de la
medicin.
La precesin de los ncleos de los tomos de Hidrgenos genera un
campo magntico oscilante que, a esta frecuencia, induce un pequeo
voltaje (la seal magntico-nuclear) que por lo general es de unos
pocos microvoltios y que es convenientemente amplificada por la
herramienta de resonancia magntica. La amplitud total de la seal es
proporcional al contenido de Hidrgeno en los poros de la formacin,
y en la mayora de los casos a su porosidad.
En una medicin tpica de RMN se registran varios miles de ecos
durante un tiempo de entre 0.4 hasta 1.6 segundos. Los ecos
sucesivos no mantienen una amplitud constante sino que van
decayendo exponencialmente por desalineaciones que ocurren en un
plano transversal al campo magntico permanente utilizado para la
polarizacin. Este decaimiento se denomina Relajacin Transversal
(fig. 3), y est dominado por una constante de tiempo T2 o de
relajacin transversal.
Figura 3 Decaimiento de los ecos de RMN o Relajacin
Transversal
El incremento que describe la polarizacin (o relajacin
transversal) de los fluidos as como el decaimiento durante la
relajacin transversal no est dominado por un nico T1 o T2, sino que
est compuesto una infinidad de curvas exponenciales superpuestas.
Por lo tanto se requieren distribuciones de T1s y T2s para
describirlos correctamente. Estas distribuciones dependern tanto de
las caractersticas fsicas de la roca (mineraloga, distribucin de
los tamaos porales, geometra de los poros) como de los fluidos
contenidos en las mismas.
La representacin de seales T2 de RMN en el dominio de tiempo
(los decaimientos multiexponenciales) no es muy conveniente. Para
poder visualizar mejor la informacin contenida en el decaimiento
multiexponencial se aplica una transformada matemtica para pasar
del dominio tiempo al dominio de constantes de tiempo de relajacin
T2 ( T1) como se muestra en la figura 4.
Figura 4 Distribuciones T2
Cada componente de la multiexponencial de la izquierda es
representada por una barra en el grfico de la derecha, cuya altura
es proporcional a la amplitud inicial de sa componente, mientras
que la posicin en el eje horizontal T2 corresponde a la constante
de tiempo de la componente. Si bien hay una cantidad prcticamente
infinita de componentes en la multiexponencial, para la
representacin en el dominio T2 se adoptan tpicamente entre 30 y 50.
El rea bajo la distribucin T2 ser proporcional a la porosidad total
PHIT de la roca. Como la seal provino solamente de los hidrgenos en
los fluidos, entonces esta PHITRMN ser independiente de la
litologa.
MECANISMOS DE RELAJACIN RMNExisten tres mecanismos principales
que causan relajacin en la seal de resonancia magntica nuclear.
Estos son: Relajacin de Superficie, Relajacin Intrnseca (Bulk) y
Relajacin por Difusin en un gradiente de campo magntico (fig.
5).
Figura 5 Mecanismos de Relajacin
RELAJACIN DE SUPERFICIE. Los movimientos Brownianos hacen que
las molculas de los fluidos se desplacen distancias importantes
durante una medicin RMN. La ecuacin de desplazamiento es: x2=
6(D(t, en donde x es la distancia media cuadrada en la que una
molcula se desplaza en el tiempo t, mientras que D es el
coeficiente de desplazamiento molecular. Por ejemplo, para el agua
a temperatura de superficie, D=2x10-5 cm2/s. Por lo tanto, en un
segundo (tpicamente el tiempo de una medicin RMN) una molcula puede
llegar a desplazarse 110 micrones, lo cual es generalmente ms
grande que el tamao de poro en muchas rocas. Si el fluido moja la
superficie del grano, el fenmeno de difusin d a las molculas
grandes oportunidades de chocar con las paredes de los poros,
durante una medicin RMN. Cada uno de estos choques a su vez
significa relajacin del spin. Para el caso del agua, en rocas
mojadas al agua, la interaccin mas importante es la de las molculas
con la superficie de los granos. No todas las superficies son
igualmente efectivas en relajar a los protones. Iones paramagnticos
tales como hierro, manganeso, nquel y cromo son particularmente
poderosos relajadores. La capacidad de una superficie para relajar
fluidos se denomina relajabilidad.
La relajacin ser relativamente lenta si la superficie del poro
es comparativamente pequea respecto de su volumen, como ocurre en
una roca con poros grandes. Por el contrario, cuando la roca
presenta predominio de poros pequeos, existe una gran cantidad de
rea superficial para relajar protones respecto al volumen de
fluidos, llevando a relajacin rpida en la formacin.
RELAJACIN INTRNSECA (BULK) EN SLIDOS. Las mediciones RMN
responden al Hidrgeno, segn se coment anteriormente. Algunos
elementos de las rocas, por ejemplo arcillas y aquellos minerales
con agua de hidratacin en su composicin (yeso), son ricos en
hidrgenos. Sin embargo, estos hidrgenos no tienen influencia en la
seal de RMN, resultando invisibles a la herramienta de RMN. En
general los tiempos T1 en slidos son muy largos (en el orden de
decenas o cientos de segundos) lo que los hace muy resistentes a la
polarizacin por las herramientas RMN. Por otra parte, sus tiempos
T2 son demasiado cortos (en el orden de 0.1 milisegundos), y su
seal se pierde en el tiempo muerto del receptor de la herramienta
de resonancia magntica. Por las razones antes mencionadas, las
mediciones RMN son insensibles a los efectos de la matriz, lo cual
le proporciona una gran ventaja por sobre las mediciones de
neutrones tradicionales, como las herramientas CNL (Compensated
Neutron Log).
RELAJACIN INTRNSECA (BULK) EN LQUIDOS. Tanto para el agua como
para los hidrocarburos, la relajacin en los fluidos es el resultado
de las fluctuaciones de campos magnticos locales sobre los
movimientos aleatorios entre protones vecinos. Los campos locales
de ncleos vecinos son fuertes, pero los rpidos movimientos
moleculares (mayormente rotaciones) tienden a atenuar este efecto.
La relajacin bulk es muy importante cuando un fluido no entra en
contacto con la superficie de los slidos. En una roca mojable por
agua, el agua es tpicamente relajada por colisiones con las
superficies de los granos (relajacin superficial), sin embargo una
gota de petrleo o gas en el centro del poro no tiene acceso a estas
superficies y por lo tanto solo puede relajar por procesos bulk. La
relajacin bulk es tambin importante cuando el agua esta en poros
grandes como en el caso de las cavidades de disolucin en
carbonatos. La relajacin bulk es igualmente importante en el caso
de fluidos muy viscosos, aun cuando estos constituyen la fase
mojable. En tales fluidos, la atenuacin rotacional es inefectiva y
los tiempos de relajacin son relativamente cortos. La combinacin de
tiempos de relajacin cortos y una reducida habilidad a desplazarse
a las superficies de los granos, hacen dominante al proceso de
relajacin bulk.
La relajacin intrnseca del fluido en el poro tambin puede ser el
mecanismo dominante en presencia de altos contenidos de iones
paramagnticos. Por ejemplo, iones de Cromo en filtrados de lodo
pueden reducir los tiempos de relajacin de los fluidos debido a que
el campo magntico local alrededor de los electrones es muy grande.
Partculas finas en suspensin -en el caso de una severa invasin de
lodo-, tambin puede reducir el tiempo de relajacin por la gran
cantidad de superficies disponibles en las partculas que pueden ser
efectivamente encontradas por las molculas de fluidos.
La relajacin intrnseca es una propiedad de los fluidos
solamente, y no est en absoluto influenciada por ninguna propiedad
de la formacin tal como mineraloga o micro-geometra de los poros-.
En general depende fuertemente de la temperatura y es
particularmente importante para aceites en rocas mojables por agua,
agua en cavidades de disolucin y cuando hay una presencia
significativa de iones paramagnticos tales como el Hierro, Cromo o
Manganeso en solucin. Cuando la relacin intrnseca es el mecanismo
dominante, T1(T2.
RELAJACIN POR DIFUSIN. Se conoce que la difusin molecular por si
sola no causa relajacin RMN, lo cual es cierto ante la ausencia de
gradientes en campos magnticos estticos. Sin embargo ante la
presencia de gradientes de campo, el movimiento molecular causa
relajacin T2 (desfasaje) aunque T1 no se ve afectado.
Debido a que los movimientos de precesin van cambiando de punto
a punto dentro de los poros, por la presencia de gradientes locales
de campo magntico, el re-enfoque de los protones a un dado
espaciamiento entre ecos, comienza a ser imperfecto, llevando a un
desfasaje irreversible que contribuye directamente al tiempo de
relajacin T2, cuyo efecto puede ser descripto como:
En donde D = coeficiente de difusin molecular; ( = constante
giromagntica; TE = espaciamiento entre ecos y G es el valor del
gradiente de campo magntico en gauss/cm.
La relajacin por difusin depende de la movilidad de los
hidrgenos en los fluidos y del tiempo (espaciamiento) entre ecos.
En fluidos menos viscosos, como gas, aceite liviano con alta
relacin gas-aceite (GOR) y con ecos con mayor espaciamiento el
efecto es mas pronunciado.
Para T2 (relajacin transversal) participan los 3 mecanismos de
relajacin descriptos. Para T1 (polarizacin o relajacin
longitudinal) slo la superficial y la intrnseca. Esta caracterstica
hace que exista un contraste en las relaciones T1/T2 para gas y
aceites livianos con alto GOR respecto del agua y aceite muerto,
que puede ser aprovechado por el mtodo MRF para diferenciarlos.
DISTRIBUCIN DE T2Para rocas mojables por agua, saturadas 100%
con agua y en las que no existen poros demasiado grandes (como las
cavidades de disolucin en carbonatos), el mecanismo de relajacin
dominante es la relajacin superficial. Si se cumple esto, entonces
los T2 ms cortos corresponden a poros ms chicos y los T2 ms largos
corresponden a poros mas grandes, y por lo tanto la distribucin de
T2 responde a la distribucin de tamaos porales (fig. 6). Aplicando
valores de corte adecuados (stos si son dependientes de la
litologa) es posible diferenciar las distribuciones T2, las
contribuciones los fluidos producibles de los irreducibles, ligados
por fuerzas capilares o electroqumicamente como en el caso del agua
a las arcillas. Como el rea total bajo la distribucin es
proporcional a PHITRMN, entonces aplicando stos cortes se puede
estimar las fracciones porales de fluidos producibles y fluidos
ligados.
Figura 6 Distribuciones T2 en rocas mojadas por agua con Sw =
100%
Por otro lado, si tomamos una muestra de aceite crudo y le
practicamos mediciones RMN, las distribuciones que obtendremos
estarn dominadas por el mecanismo de relajacin intrnseca. En rocas
mojables por agua, donde las molculas de aceite no estn en contacto
con las paredes de los poros, la relajacin intrnseca tambin ser el
mecanismo dominante para el aceite. La distribucin T2 obtenida
reflejar la composicin molecular del crudo. Esto significa que cada
T2 en la distribucin es inversamente proporcional a la viscosidad
microscpica del constituyente para una determinada molcula de
hidrocarburo (cadena CxHy) que constituye la mezcla del crudo. Los
T2s ms largos en la distribucin correspondern a las seales
provenientes de las molculas ms pequeas y mviles de los componentes
ms livianos del crudo, mientras que los T2s ms cortos estarn
asociados a las molculas ms grandes de los constituyentes ms
pesados y viscosos del crudo (fig. 7).
El valor medio logartmico de la distribucin T2 ser inversamente
proporcional a la viscosidad macroscpica del aceite (viscosidad que
mido en el crudo), y podr variar desde unos poco milisegundos o
menos para aceites pesados hasta varios cientos de milisegundos (o
an segundos) para aceites de baja viscosidad.
Las distribuciones T2 de crudos medianos pueden abarcar varias
dcadas y tpicamente estn caracterizadas por un nico pico y una
larga cola que se extiende a los T2 ms cortos. El amplio rango de
T2s se debe a la rica composicin de stos crudos, que incluye una
amplia variedad de molculas de diferentes tamaos. Aceites livianos
de baja viscosidad, en el orden de unos pocos centipoises (cp) o
menos, tienen distribuciones T2 ms angostas, y generalmente carecen
de la cola hacia los T2 ms cortos.
Figura 7 Distribucin T2 tpica de un crudo de viscosidad media,
dominada por el mecanismo de relajacin intrnseca.
En rocas con saturaciones parciales de agua y aceite las
distribuciones del agua (usualmente dominadas por la relajacin
superficial) y del aceite (usualmente relajacin intrnseca es la
dominante) tpicamente se sobreponen, como se muestra
esquemticamente en las Figuras 6 y 7 . Esto significa que las
distribuciones T2, por si solas, no siempre se pueden utilizar para
diferenciar las seales del agua y del aceite. Lo mismo ocurre con
las distribuciones T1. Algunas metodologas proponen manipular los
parmetros de adquisicin en las herramientas de RMN, en particular
el espaciamiento entre ecos, para tratar de realzar la diferencia
entre los componentes de T2 provenientes de la seal del agua, de
los componentes de la seal del aceite. Sin embargo, la separacin
raramente es completa, especialmente para aceites medios y pesados.
Afortunadamente existe otro parmetro de los fluidos que podemos
medir con la RMN: el coeficiente de difusin molecular D. Este
coeficiente es el que gobierna el mecanismo de relajacin por
difusin explicado anteriormente. Los coeficientes D del agua y del
aceite usualmente difieren significativamente, y con el mtodo MRF
(Magnetic Resonance Fluid Characterization) se utiliza esta
diferencia para separar las seales de RMN de ambos fluidos.
REGISTRO DE UNA PROFUNDIDAD DE INVESTIGACIN (CMRPLUS)La
herramienta Combinable de Resonancia Magntica Nuclear (CMR) provee
valiosa informacin para la evaluacin de formaciones. Esto es,
medicin directa de la porosidad total y distribucin de tamao de
poro, estimacin del ndice de fluido libre e irreducible,
permeabilidad intrnseca e identificacin del tipo de fluido en el
poro de la roca (estaciones MRF). La medicin de porosidad total es
independiente de la litologa, lo cual resulta muy til en casos
donde existen litologas complejas. El ndice de fluido libre ayuda a
detectar zonas productoras anteriormente inadvertidas en
yacimientos complejos y difciles de evaluar. El ndice de fluido
irreducible, en conjunto con una evaluacin convencional de fluidos
a partir de las resistividades, ayuda a predecir los fluidos a
producir y eventualmente estimar el corte de agua. Si se conoce o
mide la presin del yacimiento (por ejemplo con el MDT) con la
permeabilidad RMN calibrada (con MDT o ncleos) es posible hacer una
estimacin de la produccin de cada estrato a travs de un anlisis
nodal. Combinado con el registro de densidad, el CMR permite adems
detectar y evaluar la cantidad de gas en la cercana con la pared
del pozo. El CMR es combinable con la mayora de las herramientas
convencionales de registros para reducir los tiempos de adquisicin.
Su configuracin de patn permite definir capas delgadas en el orden
de 20 cm, as como para poder registrar an en pozos altamente
desviados y/o de gran calibre. El CMR-Plus, siendo la penltima de
la familia de las herramientas de resonancia magntica de
Schlumberger (la mas reciente es el MR Scanner), permite obtener
toda la informacin brindada por las herramientas de resonancia
anteriores con una mayor precisin y a una velocidad de registro 3 a
5 veces mayor.
La herramienta de una profundidad de investigacin CMR Plus,
consiste en una sonda y un cartucho de electrnica. Dos imanes
permanentes de Samario de Cobalto se localizan a cada lado de la
herramienta para crear el campo B0. Los imanes tienen un gradiente
de 20 gauss/cm y una fuerza combinada de alrededor de 54 mT (540
gauss) a temperatura ambiente y al punto de Curie de 820 grados
centgrados (el punto de Curie es la temperatura a la cual los
imanes sufren prdida permanente en su intensidad de campo). Entre
los dos imanes, se ubica una antena de alta resolucin de 6 pulgadas
de longitud usada para transmitir pulsos oscilantes B1 y adems para
recibir los ecos de la seal de los hidrgenos de la formacin. (fig.
8).
Figura 8: herramienta de resonancia magnetica nuclear CMR
Plus
La herramienta CMR debe correrse excentralizada con un fleje de
acero y/o un calibre. El patn en la sonda se extiende a una pulgada
de la cara de la herramienta, teniendo especial cuidado de no
generar una separacin de la pared del pozo durante la etapa de
registro RMN.
El diseo de los imanes de la herramienta CMR permite enfocar el
campo B0 hacia la formacin, creando una zona conocida como el
saddle point que es una regin de aproximadamente 1 x 1 x 6 pulgadas
y de donde proviene la seal de RMN de los protones (fig. 9a).
Asimismo, el diseo permite tener una zona ciega a media pulgada
delante de la antena, lo cual otorga inmunidad al enjarre (fig 9b),
rugosidad o separacin de la pared del pozo (siempre y cuando estos
no sean superiores a la media pulgada).
La adquisicin de datos con CMR se lleva a cabo tanto como
registro continuo (herramienta en movimiento) como por estaciones
(herramienta estacionaria). Las ventajas de las mediciones
estacionarias con CMR radican en la mas precisa identificacin de
fluidos en los poros de las rocas.
CICLO DE ADQUISICIN DE DATOS. Cada CPMG es precedido por un
tiempo de espera Wait time (programado o dado por la velocidad de
registro) para permitir a los protones alinearse con el campo
magntico B0. El ingeniero de campo, con el soporte tcnico de
especialistas, selecciona la secuencia de pulsos adecuada (duracin
de los tiempos de espera o velocidad, nmero de ecos, espaciamiento
entre ecos) en funcin de las caractersticas de la formacin y su
fluidos, tipo de lodo y los objetivos de la toma de informacin
antes de proceder con el registro RMN.
Presentacin del Registro CMR
En el grfico de la figura 10 se presenta un ejemplo de registro
de resonancia magntica nuclear CMR.
De izquierda a derecha se puede observar: distribucin de tamao
de poros o bines (pista 1); indicador de zonas mas permeables y
rayos gamma (pista 2); cmputos de permeabilidad (pista 3);
porosidad total, volumen de fluidos ligados a la arcilla rea caf-,
volumen de fluidos capilares rea beige-, volumen de fluido libre
rea rojiza- (pista 4); distribucin de tiempos T2 ondculas verdes- y
corte de T2 lnea roja- (pista 5). En este ejemplo en particular, se
observa una zona de inters caracterizada por presencia de poros
grandes en los bines, valores importantes de permeabilidad y
presencia de fluidos libres (indicado en la figura como zona de
inters principal).RMN EN ARENISCAS.En areniscas el CMR permite
obtener la porosidad total (TCMR) y efectiva (CMRP_3MS), el volumen
de fluido libre y fluido irreducible (CMFF y BFV), inferir la
permeabilidad y la distribucin de T2. El lmite utilizado
normalmente para areniscas es de 33 ms, calibrado segn pruebas de
laboratorio, pero que puede ser modificado de acuerdo a las
caractersticas de la roca, al tipo de fluido presente en la misma y
tipo de lodo utilizado. Estos anlisis se pueden realizar en las
muestras de ncleos de la formacin. Normalmente tambin es posible
inferir la viscosidad del aceite, detectar la presencia de
hidrocarburos y efectuar un anlisis de distribucin de tamao de
poros en funcin de la distribucin de T2.
Cabe sealar que las medidas de porosidad realizadas con el CMR
normalmente se ajustan bastante bien con las hechas a los ncleos
con mtodos de flotacin. En ciertos casos, cuando los fluidos en el
espacio poral tienen un ndice de hidrgeno menor que uno (gas, crudo
muy pesado), o decaimientos T2 muy rpidos (crudo muy viscoso), la
porosidad de la resonancia leer una porosidad menor a la real y son
necesarios ajustes. Por lo general el decaimiento de T2, se
transforma en una distribucin acumulada mediante una inversin
matemtica, luego de sta transformacin el rea de bajo de la curva
representa la porosidad y la seal a cada tiempo de decaimiento
representa el volumen para dicho T2. Como se menciono lneas arriba,
se puede determinar un valor de corte que divide la porosidad de
fluido libre proveniente de los poros de mayor tamao con la
correspondiente a los poros de menor tamao para fluidos inmviles.
Entonces, una vez determinado este valor de corte es posible
obtener un registro continuo de fluido libre e irreducible. Con
otro valor de lmite, usualmente igual a 3 ms, se puede separar el
agua ligada a las arcilla del agua inmvil por la accin de la presin
capilar.
Aunque existen tcnicas ms avanzadas y especficas para
identificar el tipo de fluido contenido en la roca, la distribucin
de tiempos T2 a veces permite hacer algunas inferencias
cualitativas. Por ejemplo en la figura 11 observando la distribucin
de T2 en tiempos largos y evaluando porosidades, resistividades y
en lodos base agua, se podra estar en presencia de aceite liviano
con un probable contacto aceite-agua en el intervalo.
RMN EN CARBONATOSLas aplicaciones en calizas son, en general
similares a las aplicaciones en areniscas: medir porosidad total,
estimar volumen de fluidos ligados y libres, estimar permeabilidad,
tipo y propiedades de los fluidos. Sin embargo, para el caso de
formaciones calcreas el clculo de las propiedades petrofsicas
presenta desafos adicionales que estn ntimamente relacionados a la
complejidad de los sistemas porosos que normalmente se encuentran
en este tipo de rocas. A diferencia de los siliciclsticos, los
carbonatos son rocas qumicamente inestables, que sufren
considerables alteraciones una vez depositadas. Estas alteraciones
o procesos diagenticos pueden destruir o mejorar la porosidad,
creando una gran diversidad de texturas y heterogeneidad en la roca
a todas las escalas. Tambin los carbonatos son ms susceptibles a
presentar fracturamiento natural si las estructuras sufren
deformaciones tectnicas. Una consecuencia de todos stos efectos, es
que las relaciones entre porosidad y permeabilidad sean ms
complejas y menos predecibles. En areniscas un tapn de un ncleo
puede proveer una muestra lo suficientemente homognea como para
estimar una permeabilidad representativa de la capa de donde
provino. En carbonatos, sin embargo, muchas veces ni siquiera el
ncleo completo puede considerarse representativo. Una forma de
hacer una metodologa que permita obtener una permeabilidad que sea
til para pronosticar la produccin de un intervalo es a travs de
probadores de formacin bajados con cable. La permeabilidad estimada
por estas herramientas integra la respuesta de un volumen de
formacin que puede ir de decenas de centmetros a decenas de metros
dependiendo la configuracin usada. La misma se puede utilizar como
referencia para calibrar las estimaciones de permeabilidad
obtenidas a partir de registros, y en particular a partir del de
resonancia magntica nuclear.
Desde su introduccin en el mercado a mediados de los 90, las
herramientas modernas de resonancia magntica nuclear (RMN) han
mostrado potencial para ayudar a entender mejor los complejos
sistemas porales encontrados en los carbonatos. Sin embargo, la
interpretacin de estos registros no es tan sencilla o directa
comparada con las rocas siliciclsticas. La mojabilidad mixta es una
caracterstica frecuente en los carbonatos que complica la
interpretacin de las distribuciones T2 (constante de tiempo de
relajacin transversal), especialmente en presencia de aceites de
medios a pesados. Los valores lmite que separan fluidos ligados y
producibles pueden ser variables. La relacin entre tamao de poro, a
lo que en gran parte responde la resonancia magntica, y la
permeabilidad no es tan directa, lo que dificulta emplear
directamente ecuaciones de permeabilidad basadas en la porosidad y
la distribucin T2 originalmente desarrolladas para areniscas. Estas
ecuaciones trabajan bien en carbonatos cuando stos tienen texturas
similares a arenas, como el caso de los grainstones, pero para otro
tipo de calizas estas ecuaciones se deben modificar, o ms an
combinar con otros registros para mejorar el clculo de la
permeabilidad. En los ltimos aos se han desarrollado nuevas tcnicas
de interpretacin que combinan la informacin de RMN con Imgenes
Micro-resistivas de pared de pozo para realizar una delimitacin de
la porosidad en componentes denominados Macro, Meso y
Micro-porosidad, de acuerdo al esquema propuesto por Marzouk en
1998, que se basa fundamentalmente en clasificar los tipos de roca
en funcin de la distribucin de las gargantas porales. Como la
relacin entre garganta de poro y permeabilidad es ms directa, la
estimacin de la permeabilidad a partir de la delimitacin de la
porosidad se hace ms confiable.
Figura 12 Esquema de delimitacin de la porosidad utilizando RMN
e Imgenes
La forma en que se realiza la delimitacin de la porosidad est
esquematizada en la Figura 12. Las herramientas de RMN pueden medir
microporosidad con un grado aceptable de confiabilidad (en ausencia
de crudos muy viscosos) como la porosidad para T2s menores que
cierto corte (usualmente 100 ms). Con la RMN se puede intentar
delimitar el resto de la porosidad en Macro y Meso aplicando otro
corte T2 (usualmente entre 700 y 1200 ms) por encima de la cual se
considera a la porosidad Macro. El punto dbil de este mtodo es que
las distribuciones T2 son mayormente sensibles al tamao del poro en
lugar de sus gargantas. Por otra parte, los registros de imgenes no
tienen suficiente resolucin para resolver la Micro y Meso
porosidad, pero pueden cuantificar el contenido y conectividad de
Macro poros (cavidades de disolucin).
Un parte fundamental en esta metodologa de trabajo consiste en
utilizar mediciones de permeabilidad de referencia obtenidas en
ncleos (representativos) y/o probadores de formacin para variar los
valores de corte T2 hasta lograr un buen ajuste entre la
permeabilidad calculada y la medida. Al hacer esto, tambin se
modificar, al mismo tiempo, el volumen de agua irreductible. En
caso de disponer de mediciones de saturacin de agua irreductible
(Swi) de ncleos, se variar T2 y otros parmetros para simultneamente
ajustar K y Swi.
Estos mtodos de delimitacin de la porosidad y anlisis de
permeabilidad han dado buenos resultados en carbonatos con
porosidad intergranular y/o porosidad por cavidades de disolucin
(ver Hassall J., 2004). Para cavidades de disolucin aisladas o
pobremente conectadas, generalmente se tiende a sobre-estimar K. Si
se identifica esta situacin con las imgenes por ejemplo, la
porosidad por cavidades de disolucin, se debe descontar de la
porosidad total en el clculo de K. Estas metodologas tampoco
funcionan muy bien para el caso de rocas fracturadas, ya que la
resonancia magntica tiende responder ms a la matrz que al conjunto
de la roca incluyendo las fracturas.
ANLISIS DMR ( DENSITY MAGNETIC RESONANCE)Esta tcnica de
evaluacin es utilizada para la evaluacin de yacimientos de gas
empleando las medidas de las herramientas de Resonancia Magntica
Nuclear y Densidad. El mtodo DMR toma ventaja de la combinacin de
las respuestas petrofsicas de ambas herramientas cuando el gas est
presente en la formacin. La densidad sobreestima la porosidad de la
formacin (DPHI), porque el gas reduce la medida de la densidad
total de la formacin, mientras que la porosidad total del RMN
subestima la porosidad de la formacin (fig. 13), debido a que el
gas tiene un valor del ndice de hidrgeno menor que uno (tpicamente
0.4).
Como resultado, en zonas donde se encuentre gas cercano a la
pared del pozo, las lecturas de porosidad del RMN (TCMR) son
menores que las ledas por el densidad (DPHI). La diferencia o
dficit entre estas dos medidas es proporcional a la saturacin de
gas en la zona de investigacin de estas herramientas (1 pulgada
para el CMR y 2.5 pulgadas para la densidad). El efecto es anlogo
al cruce de las curvas NPHI y DPHI en zonas de gas.
En muchos casos el cruce tpico de las curvas NPHI y DPHI en de
zonas de gas no es claro o simplemente no ocurre, debido a la
presencia de arcilla. Con el mtodo DMR se realiza una correccin al
valor de porosidad (y en consecuencia de permeabilidad) y se estima
una saturacin de gas remanente en la zona cercana a la pared del
pozo a partir de este dficit de porosidad en las lecturas de
Resonancia Magntica vs. Densidad.
Una de las consideraciones importantes cuando se encuentra la
diferencia entre el DPHI y el TCMR es como diferenciar si este
efecto es por gas o aceite liviano. Pruebas de laboratorio han
permitido generar grficos que ayudan a estimar el tipo y densidad
de hidrocarburo si se puede estimar la saturacin de la zona lavada
en forma independiente (con una herramienta de micro-resistividad,
por ejemplo).
Figura 15
El clculo de la permeabilidad tambin es afectado por la
presencia de gas, puesto que como es conocido la relacin utilizada
se basa principalmente en el calculo de la porosidad es as que,
corrigiendo los valores de porosidad con la metodologa descrita,
calculamos una nueva permeabilidad corregida por efecto de gas:
Siendo
T-DMR =Porosidad Total Corregida
bfv= Fluidos irreducibles totalesANLISIS DE POROSIDADLa
distribucin de T2 puede ser dividida a lo largo del eje de
constantes de tiempo T2 en varios rangos o lmites denominados Bins,
usando para ello diferentes lmites o Cutoff ( T2C1, T2C2, T2C3,
T2C4, T2C5, T2C6, T2C7) estos representan un rango de tamao de poro
y se relacionan de acuerdo al valor del tiempo T2. Tiempos T2
cortos se relacionan con tamaos de poro pequeos y tiempos largos
con poros mas grandes.
Las porosidades Bins dentro de la cadena de procesamiento son
denominadas como CBP1, CBP2, CBP3.CBP8. Estas variables tambin son
relacionadas con los bines para fluidos irreducibles (CBF1, CBF2,
CBF3.CBF7) y los fluidos libres (CFF1, CFF2, CFF3.CFF7).
Figura 16 - Diagrama que muestra la forma en que es calculada la
Porosidad Bin
TCNICA MRF(Magnetic Resonance Fluid Characterization)Se presenta
una tcnica avanzada para caracterizacin de fluidos slo con datos de
RMN denominada Magnetic Resonance Fluid Characterization (MRF) o
caracterizacin de Fluidos por Resonancia Magntica Nuclear (RMN)
Esta tcnica permite tipificar los fluidos (aceite, gas, agua o
filtrado de lodo), determinar la saturacin de los mismos en la zona
de investigacin de las herramientas RMN (zona lavada), y determinar
algunas propiedades de los mismos como es su viscosidad dentro del
rango de sensibilidad de la metodologa (tpicamente entre 1 y 100
cp). La tcnica ser ilustrada con algunos ejemplos efectuados en
campos operados por PEMEX en Mxico.
CONCEPTOS GENERALESMRF es la tcnica mas reciente y avanzada para
identificar y cuantificar ciertas propiedades de los hidrocarburos
contenidos en la formacin. El mtodo incluye un modelo de respuesta
de RMN de los mismos y un algoritmo de inversin para identificarlos
y caracterizarlos. La tcnica se puede aplicar a datos obtenidos
tanto en laboratorio como en pozos a travs de herramientas (sondas)
de registro.
El mtodo difiere radicalmente de las tcnicas diferenciales
utilizadas anteriormente. Algunos de estos mtodos 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
producan resultados confiables. Estas tcnicas consistan en medir la
respuesta de la RMN de los fluidos en la formacin utilizando
secuencias de pulsos con diferentes tiempos de polarizacin o
espaciamiento entre ecos. Los conjuntos de pulsos registrados eran
substrados en el dominio tiempo o el dominio T2 (constante de
tiempo de relajacin transversal). La seal diferencial obtenida
permita tener una indicacin cualitativa de hidrocarburos y en
algunas circunstancias estimar la porosidad y saturacin de los
hidrocarburos residuales en la zona de medicin de las herramientas
RMN (zona lavada).
En contraste con las tcnicas diferenciales anteriores, el mtodo
MRF se basa en la correcta descripcin fsica de la respuesta de los
hidrocarburos sometidos a varias secuencias (6 o ms) de pulsos RMN,
con distintos tiempos de polarizacin y espaciamiento de ecos. Los
resultados obtenidos son mucho ms robustos y se puede hacer un
mejor control de calidad de los mismos. El algoritmo de inversin
resuelve simultneamente estas secuencias de pulsos para obtener la
distribucin de tiempos T2 (relajacin transversal), Difusin y
relacin T1/T2 (donde T1 es el tiempo de relajacin longitudinal o
polarizacin) de los fluidos contenidos en los poros de la roca para
calcular el volumen y propiedades de los mismos. Los resultados
pueden incluir:
Porosidad Total RMN
Volumen de agua irreducible corregida por efecto de
hidrocarburos (importante si hay aceites son medios o pesados)
Permeabilidad corregida por efecto de hidrocarburos.
Identificacin del tipo de hidrocarburos (gas, aceite) en la zona
lavada.
Saturacin total de agua, aceite y gas en la zona lavada basada
solo en mediciones RMN.
Viscosidad del aceite en la formacin.
Inferencias sobre la mojabilidad de la roca.
Todos estos resultados esencialmente comprenden una detallada
evaluacin de la formacin y sus fluidos en la regin cercana a la
pared del pozo, en forma independiente a otros registros
convencionales como la resistividad, densidad o porosidad
neutrn.
Las herramientas comerciales actuales como el CMR pueden
efectuar la medicin con la sonda estacionada, completndose una
secuencia de mediciones en un tiempo de 3 a 8 minutos. Una nueva
herramienta de mas reciente introduccin en el mercado mundial
denominada MR Scanner permite realizar mediciones MRF en forma
continua como un registro mas, pudindose obtener por ejemplo una
curva continua de viscosidad del aceite.
Esta metodologa tiene numerosas aplicaciones incluyendo:
Deteccin directa de hidrocarburos en zonas de baja resistividad
o de bajo contraste, donde el anlisis estndar utilizando
resistividad y ecuaciones de clculo de Sw a partir de Archie, no
funcionan o son inciertos.
Determinar intervalos con mayor potencial de produccin, en reas
donde la viscosidad y no la permeabilidad es el factor dominante
para la productividad de los hidrocarburos.
Identificar variacin de las propiedades de los hidrocarburos a
lo largo del yacimiento para determinar los puntos donde se van a
tomar muestras de fluidos con probadores de formacin para hacer
anlisis PVT.
El mtodo tiene tambin aplicacin para estimar el tipo de
mojabilidad de la roca y calcular distribuciones de tamao de poro
mas precisas.
El rango ptimo de trabajo para el MRF es para viscosidades entre
1 y 100 cp a temperatura ambiente, aunque este rango se puede
extender un poco ms a temperatura de fondo (entre 0.5 y 200 cp).
Como todo mtodo tambin tiene sus limitaciones.DIFUSIN MOLECULAR Y
EL MTODO MRFLa difusin molecular es el movimiento aleatorio de las
molculas por la energa cintica que tienen las partculas cuando estn
a una temperatura por encima del cero absoluto (0 (K). Cuanto ms
pequea y liviana sea la molcula ms rpido se mover. El Coeficiente
de Difusin Molecular D, se define como la distancia media cuadrtica
que viajar la molcula por unidad de tiempo, y se puede expresar por
en cm2/seg.
Figura 17 Cartas de D, T1 y T2.
Molculas pequeas y livianas, como el metano o etano del gas
natural, tienen valores de D elevados, tpicamente un orden de
magnitud mayor que el del agua. Por otro lado, las molculas que
componen los aceites medio livianos o ms pesados son mayores que
las del agua, y tienen tpicamente un orden de magnitud de
diferencia en el coeficiente D comparado con el del agua. Como
vemos en la grfica de la Figura 17, 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 aplicacin del mtodo tpicamente
a aceites por encima de 1 cp.
El mtodo MRF utiliza los contrastes en el coeficiente de difusin
molecular para diferenciar los distintos fluidos en la formacin,
empleando mltiples secuencias de pulsos especialmente diseadas para
ser sensibles a los efectos de la difusin en la seal de RMN. La
relacin entre las seales medidas, el coeficiente de difusin y los
parmetros de las secuencias de medicin est dada por las
ecuaciones:
ecc. 1
y
ecc. 2Donde:
T2 = constante de relajacin transversal
T2S = componente por relajacin superficial
T2B = componente por relajacin intrnseca (bulk)
T2D = componente por relajacin por difusin
D = constante de difusin
( = 2( . 4258 Hz/Gauss, relacin giro-magntica del protn
G = Intensidad de campo magntico (generado por el imn permanente
de las herramientas de RMN)
TE = espaciamiento entre los ecos de RF
En la ecuacin 1 vemos que para que la componente por difusin
tenga efecto en la relajacin transversal total, el valor de T2D
debe ser comparativamente pequeo respecto a los T2 de los otros
mecanismos. Por otro lado, en la ecuacin 2 vemos que T2D es
inversamente proporcional a D, G y TE. Por lo tanto para hacer T2D
pequeo se debe hacer el producto D x G x TE sea grande. De todos
estos parmetros el nico que es prctico (o posible) variar en los
experimentos (mediciones) de RMN es el TE. Cuanto ms aumentemos el
espaciamiento entre ecos mayor ser el efecto de la difusin en T2,
desplazando las distribuciones hacia los tiempos ms cortos.
Figura 18 Efecto de variar TE en las secuencias de medicin de
RMNEn el ejemplo de la Figura 18 se muestra como vara el
decaimiento correspondiente al agua y un aceite mediano al variar
el espaciamiento entre ecos. Para un TE corto (los pulsos ms
juntos) el efecto de difusin es despreciable y las seales del agua
(azul) y aceite (rojo) decaen casi juntas, siendo prcticamente
imposible separarlas. Pero a medida que se comienza a aumentar TE
la separacin por el efecto de difusin se empieza a hacer mas
notable, sobre todo para el agua, que decae mas rpidamente que el
aceite debido a que tiene un coeficiente D al menos un orden de
magnitud mayor.
Esta sensibilidad a la difusin molecular adquirida con conjuntos
de secuencias RMN con diferentes TEs nos proporcionan, entonces de
un mecanismo para diferenciar fluidos, que se emplea en la tcnica
MRF. En la Figura 19 la respuesta del agua es comparada con aceites
de diferentes viscosidades. Es de resaltar como la sensibilidad de
los aceites baja al aumentar la viscosidad. Tambin se observa como
la respuesta del aceite se parece cada vez ms a la del agua cuando
se va haciendo menos viscoso. Por esto aceites muy livianos no se
pueden diferenciar del agua.
Figura 19 Comparacin de la respuesta de RMN de varios fluidos al
variar el espaciamiento entre ecos TE
Con el mtodo MRF registramos mltiples secuencias de ecos en vez
de una sola, como en las tcnicas convencionales de adquisicin de
RMN. Con estas secuencias es entonces posible realizar una inversin
matemtica anloga a la mostrada esquemticamente en la Figura 4, pero
ahora en vez de obtener solo una distribucin de tiempos T2 vamos a
obtener un mapa con las distribuciones de T2 y las distribuciones
del coeficiente de difusin D como se muestra en la Figura 20. Estos
mapas se denominan D-T2 y la tercera dimensin en los mismos est
representada por colores, que gradan del azul al rojo para indicar
un aumento en la amplitud de la seal.
Figura 20 Mapa D-T2
Notar las lneas de gas (roja) y agua (celeste) en el mapa D-T2
de la Figura 20, las cuales tienen un valor de difusividad
constante, es decir D es constante independientemente del valor que
adopte T2. Las seales de agua y gas se desplazarn hacia T2 ms
cortos o ms largos dependiendo del tamao de poro (relajacin
superficial) y el valor de espaciamiento entre ecos (relajacin por
difusin).
Por otra parte, de acuerdo a lo predicho por el Constituent
Viscosity Model (CVM, ver referencias SPE-63214 y SPE-71713) para
el aceite existe una relacin lineal que vincula D y T2 (ver lnea
verde, figura 20). Es decir no son independientes. La nube de
puntos correspondientes a la respuesta de aceite se desplazar a lo
largo de esta lnea dependiendo de la viscosidad del mismo. Las
ecuaciones 3 y 4 muestran la relacin entre la viscosidad del
aceite, T2 y D segn el CVM:
ecc. 3
y
ecc. 4donde:
(0 = viscosidad del aceite en cP
T = temperatura en (K
T2,LM = valor medio logartmico de la distribucin T2 del
aceite
f(GOR) = es una funcin que depende de la relacin gas-aceite
(GOR)
DLM = valor medio logartmico de la distribucin D del aceite
a y b = son constantes de proporcionalidad
Combinando las ecc. 3 y 4 obtenemos:
ecc. 5
que describe la ecuacin de la lnea del aceite en la figura 20.
Obsrvese que la lnea de aceite es tambin dependiente del GOR (que
modifica adems la viscosidad).
INTERPRETACIN DEL MAPA D-T2Existen varias tcnicas para
interpretar el mapa. La tcnica ms sencilla de interpretacin es
identificar y asociar visualmente cada nube de puntos a un fluido
distinto, en lo que se denomina interpretacin visual. Un ejemplo se
muestra en la Figura-21. El mapa D-T2 corresponde a una arena
gasfera de un pozo en el Mar del Norte, perforado con lodo base
aceite. Este ejemplo fue registrado en una estacin efectuada con la
herramienta CMR*. La seal del gas se ve claramente arriba a la
derecha. Justo debajo, sobre la lnea de aceite, hay otra nube de
puntos que esta indicada como OBMF, correspondiendo a la seal del
filtrado de lodo base aceite (diesel). Valores de T2 en el orden de
1 segundo son muy comunes para este filtrado. Sobre la lnea 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 lnea celeste del agua, pero esto se debe a una
limitacin normal de la tcnica, que tpicamente por debajo de 10 2 0
ms no puede definir correctamente los coeficientes de difusin. Esto
corresponde aproximadamente a un aceite de 100 cp, y explica el
lmite superior de viscosidad del aceite donde es aplicable el mtodo
MRF.
Figura 21 - Ejemplo de interpretacin visual de fluidos
utilizando el mapa D -T2
La interpretacin visual no siempre es posible. A veces los
fluidos no producen nubes separadas para cada fase, y entonces es
necesario aplicar otras tcnicas, una de las cuales se denomina
Diffusion Log-Mean (DLM) Approach, y es comnmente usada para
formaciones con agua y aceite. Con esta tcnica se pueden
interpretar dos fluidos a la vez. Se hubiera ms de dos, entonces el
tercer fluido se debe separar primero visualmente (tpicamente el
gas aparece en una nube separada que se puede identificar
fcilmente).
Posteriormente se calcula el valor medio logartmico del
coeficiente de difusin (DCLM) para cada valor de T2, obtenindose la
curva rosada que se muestra en el mapa D-T2 del cuadro superior de
la figura 22.
Figura 22 Ejemplo de interpretacin con el mtodo DLM
Una vez que est trazada la lnea, entonces se divide la
distribucin T2 total (lnea negra en el cuadro de abajo en la figura
22) entre la parte correspondiente al agua (lnea celeste, cuadro de
abajo) y el aceite (lnea verde, cuadro de abajo). La forma de
redistribuir la distribucin total T2 entre la parte que corresponde
al agua y el aceite depender de que tan cerca pase la curva de DCLM
de la lnea de agua (lnea celeste Sw = 1, cuadro de arriba en la
figura 22) o de aceite (lnea verde Sw = 0, cuadro de arriba en la
figura 22). Una vez obtenidas las distribuciones separadas del agua
y el aceite se puede computar el volumen de cada fase (area debajo
de cada distribucin individual) y obtener la saturacin de aceite en
la zona lavada. Tambin es posible calcular el valor medio
logartmico de T2 para la distribucin del aceite y a partir del
mismo calcular su viscosidad utilizando la ecuacin 3.
En este ejemplo las distribuciones del agua y el aceite estaban
completamente superpuestas, y hubiera sido imposible separarlas
solo en el dominio de T2. Tambin se debe notar que la distribucin
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 ms
pesados, pero que deberan fluir. De esta forma cuando se calcula el
volumen de fluido irreducible aplicando el T2 de corte, se les
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
correccin puede ser importante para aceites medios o mas
pesados.
DESVIACIONES RESPECTO AL COMPORTAMIENTO TERICO EN EL MAPA D-T2En
el mapa D-T2 las lneas de gas (roja), agua (celeste) y aceite
(verde) se trazan para ayudar a la interpretacin, asumiendo
condiciones ideales. Notece que la lnea de aceite asume crudo
muerto, sin gas en solucin.
Existen algunas condiciones que desvan la respuesta RMN de las
condiciones ideales ilustradas en el mapa T2-D de la figura 23:
Figura 23 Desviaciones respecto del comportamiento terico en el
mapa D-T2
Alto GOR: si el aceite de formacin en el fondo tiene gas en
solucin, entonces la nube de puntos se desplazar hacia arriba y a
la izquierda. Esto a veces es til para discriminar aceite nativo de
formacin con gas disuelto respecto de filtrado de lodo base aceite
(sin gas).
Mojabilidad Mixta: si el aceite de formacin toca la pared del
poro, entonces habr algo de relajacin superficial en el aceite, y
los puntos se desplazarn a la izquierda, a T2 mas cortos.
Gradiente interno: la diferencia entre la susceptibilidad
magntica de los fluidos y algunos minerales (que contienen hierro,
como la Clorita o algunas rocas de tipo basltico) crea un
incremento en el gradiente de campo magntico que aumenta el efecto
de difusin, haciendo que los fluidos aparezcan como si tuvieran una
constante de difusin ms alta que la que tienen en realidad. Esto
hace que la nube se desplace hacia arriba, a valores de D ms
altos.
Difusin Restringida: Cuando los poros son mas chicos que la
longitud de difusin (distancia que viaja el ncleo del Hidrgeno
entre dos ecos), entonces la difusin est restringida y los puntos
se mueven hacia abajo, como si D fuera menor (en realidad se
dispersan a lo largo del eje D).
Ejemplo 1 Pozo Apertura-13
Este primer ejemplo corresponde al pozo Apertura-13, ubicado en
la Cuenca de Papaloapan, Veracruz. Las areniscas de inters
corresponden al Mioceno. En este pozo se tomaron 3 estaciones de
MRF con una herramienta CMR*. En la figura 24 se muestran los
registros y anlisis petrofsico correspondientes a las 2 primeras
estaciones. En los registros se ven dos cuerpos arenosos separados
por una intercalacin arcillosa. Las arenas se distinguen claramente
en los registros de rayos gamma, resistividad y densidad.
Observese que en toda la arena de arriba (3181-3191 m) las
curvas de Densidad y Neutrn prcticamente no se cruzan, porque
probablemente el efecto del gas est enmascarado en el neutrn por la
arcillocidad. Sin embargo, el gas si se manifiesta con un fuerte
cruce Densidad-TCMR (porosidad total CMR), ya que las herramientas
de RMN estn mucho menos afectadas por la arcillocidad que la
porosidad neutrn.
En el cuadro superior de la figura 25 se muestra el mapa D-T2 de
la estacin MRF registrada a 3188.5 m, en la que se realiz una
interpretacin visual. En los fluidos interpretados se ve claramente
la fuerte seal del gas arriba a la derecha. Justo debajo de sta
aparece otra nube de puntos, que se interpret como filtrado de lodo
base aceite (Nota: hubiera sido imposible separar estas dos seales
solo en el dominio T2). Esta nube est bastante desplazada arriba y
a la izquierda de la lnea terica del 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 quizs hidrocarburo residual ms pesado).
En el cuadro inferior de la figura 25 se muestra una grfica de
T1 vs T2 para la misma estacin. Esta sensibilidad a la relacin
T1/T2 se logra realizando varias secuencias de pulsos de RF no solo
con diferentes espaciamientos de ecos TE, sino empleando tambin
diferentes tiempos de polarizacin WT. De esta forma los fluidos se
polarizan parcialmente para reconstruir la curva de magnetizacin de
los fluidos (ver figura 1) para estimar T1 y la relacin T1/T2. Con
esto estamos aadiendo sensibilidad a la polarizacin en las
secuencias MRF. En consecuencia, agregamos una dimensin ms en la
inversin y en las grficas, la relacin T1/T2. Las 3 dimensiones
invertidas resultan:
T2, distribucin del tiempo de relajacion transversal
D, distribucin del coeficiente de difusin
T1/T2, relacin entre la relajacin longitudinal y la relajacin
transversal
Los mapas T1-T2 son una forma alternativa de mostrar la
sensibilidad a la relacin T1/T2 durante la interpretacin MRF. La
relacin T1/T2 es importante para distinguir aceite muerto (de bajo
GOR) o agua, que tienen una relacin T1/T2 ( 1, de aceite vivo con
alto GOR (como puede ser el crudo de la formacin), que tiene T1/T2
> 1.5 . Tambin en estos mapas se puede distinguir claramente el
gas, que tiene T1/T2 ( 3.
Figura 24 Pozo Apertura-13, registros y estaciones de MRF #1 y
#2
En el cuadro inferior de la figura 25 se muestra la grfica T1 vs
T2 para la estacin a 3188.5 m. Se observa que la mayor parte de la
seal cae sobre la recta T1/T2 = 3, indicativa de gas y aceite con
alto GOR (es muy probable que el filtrado base aceite haya
absorbido gas, comportndose como un aceite vivo).
Figura 25 Anlisis de la estacin MRF a 3188.5 m
En la arena de mas profunda(3194 3205 m, ver figura 24) solo hay
un pequeo cruce Densidad-Neutrn en la parte superior. La curva TCMR
presenta cruce con la densidad prcticamente en todo el intervalo,
salvo en 3198.5 m, donde justamente se tom otra estacin de MRF, que
como era de esperar no muestra seal de presencia de gas en el mapa
T2-D, graficado en la figura 26. Vale aclarar que el hecho que el
CMR no vea gas en la zona invadida no significa que no haya gas en
la zona virgen. Es interesante notar tambin en el mapa D-T2 un
segundo grupo de puntos sobre la lnea de aceite, que aparecen ms
fuertemente para T2 entre 500 y 800 ms. Esto podra corresponder a
un aceite ligero de baja viscosidad (2 a 4 cp, ver figura 17). En
la grfica T1 vs T2 se observa algo de seal sobre la lnea T1/T2 = 3
(gas, aceite alto GOR) que corresponde a la nube marcada como
Aceite Ligero en el mapa D-T2, aunque la seal es mucho mas fuerte
sobre la lnea T1/T2 = 1 (agua, aceite bajo GOR).
Figura 26 Anlisis de la estacin MRF a 3198.5 m
Los intervalos 3182 3191 m y 3195 3205 m se dispararon y
probaron en conjunto por 3/8, obtenindose una presin de 5,450 psi
en cabeza, a un gasto estimado de 16 MCFD, sin agua.
Ejemplo 2 Pozo Bagre-1
Como comentamos anteriormente y se muestra en la Figura 27, la
zona de sensibilidad del mtodo MRF abarca como mximo aceites con
viscosidades de entre 200 y 0.5 cP aproximadamente.
Figura 27 Lmites para caracterizacin de hidrocarburos con
MRF
El gas est fuera de este rango. No obstante, como se vio
anteriormente, con MRF podemos detectar y cuantificar el volumen de
gas en la zona lavada. Tambin lo podramos hacer con otros mtodos,
como la tcnica DMR (Density-Magnetic Resonance), que se basa en el
cruce densidad-porosidad RMN (que ya vimos es mas inmune a la
presencia de arcillas que el clsico cruce Densidad-Neutron). Quizs
una ventaja del mtodo MRF para el gas es que se basa slo en la
medida de Resonancia Magntica Nuclear, proveyendo un mtodo
adicional independiente para detectar la presencia de estos
hidrocarburos.
Figura 28 Pozo Bagre-1
Pero el potencial real del MRF radica en su capacidad de poder
identificar y caracterizar hidrocarburos lquidos, pudiendo por
ejemplo estimar la viscosidad del crudo, basndose solo en
mediciones de RMN. Una aplicacin inmediata de este mtodo es
detectar aceite en zonas de baja resistividad.
El siguiente registro corresponde al pozo al Bagre-1, situado
costa afuera en Poza Rica, en el area conocida como Faja de Oro.
Los registros e interpretacin petrofsica se muestran en la figura
28, junto a los mapas D-T2 de las 3 estaciones MRF registradas.
La formacin son carbonatos arrecifales de alta porosidad (hasta
25%) de edad Cretcica. Los carbonatos son muy limpios, aunque esto
no es aparente en el GR convencional (afectado por otros minerales
radioactivos no asociados a arcillas), pero si es claro de la
respuesta Densidad-Neutron y RMN (casi no hay seal debajo de 3 ms).
Un rayos gamma espectral y/o ECS* (espectroscopa de captura
elemental) hubieran sido ideales para obtener una estimacin ms
precisa del volumen de arcilla y completar la caracterizacin del
yacimiento.
Figura 29 Interpretacin de las estaciones MRF utilizando el
mtodo DLM
En este pozo se realizaron 3 estaciones MRF para caracterizar
crudo tal como se muestran en la Figura 28 (2 en aceite y 1 en
agua). En este caso, como el pozo se perfor con lodo base agua, la
seal de aceite solo puede provenir del crudo de formacin, lo cual
facilita bastante la interpretacin.
En este ejemplo las seales de los distintos fluidos (aceite,
agua de formacin y filtrado base agua) estn superpuestas, por lo
que no se puede aplicar el mtodo de interpretacin visual. Por esto
se utiliz el Log-Mean Diffusion (DLM) Approach. Los resultados del
anlisis para cada estacin se muestran en la figura 29.
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 seales estn casi
juntas. En estas bajas viscosidades realmente estamos al lmite del
mtodo MRF para estimar viscosidad. Para cada estacin se ve que la
distribucin del aceite aparece casi totalmente encimada a la del
agua.
En este caso tambin es interesante mirar la relacin T1/T2,
mostrada en la figura 30. Obsrvese que para las dos estaciones de
arriba (en aceite) la relacin se mantiene bastante constante en
T1/T2 = 3 (aceite liviano con alto GOR). Para la de abajo (en agua)
tambin tenemos seal sobre la lnea T1/T2 = 3, pero sta se extiende
adems sobre la lnea T1/T2 = 1, que puede ser interpretado como
aceite muerto (sin gas), agua de formacin o filtrado de lodo.
Figura 30 Anlisis de la relacin T1/T2En este pozo tambin se
hicieron pruebas de formacin con la herramienta MDT* (Modular
Dynamics Tester). Adicionalmente, empleando el MDT* se tomaron
muestras de fluidos de calidad PVT, que fueron analizadas en fondo
con el mdulo LFA* (Live Fluid Analyzer).
En particular, para el intervalo superior se tom una muestra y
analizaron los fluidos a 2630 m, la misma profundidad a la que se
hizo la primera estacin de MRF. Con el LFA* se midi un GOR a
condiciones de fondo de aproximadamente 1200 scf/bbl. A partir de
los gradientes de presin del MDT* se estim un API de 35 para ese
intervalo. Ingresando estos datos en un calculador de PVT (junto a
la presin y temperatura, tambin medidas en el fondo con el MDT*) se
obtiene una viscosidad de 0.51 cp, que es aceptablemente cercana a
lo obtenido con el mtodo MRF (0.87 cp, ver figura 29 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, tambin en el orden del MDT* y CMR*.
Con la herramienta de resonancia magntica de ltima generacin (MR
Scanner) es posible hacer esta medicin de viscosidad en forma
continua. En un yacimiento con mltiples intervalos, o de un espesor
considerable, la calidad del aceite puede variar a lo largo de la
columna. A travs del registro continuo de viscosidad se pueden
identificar las zonas con hidrocarburos ms o menos viscosos,
aportando valiosa informacin para decidir la estrategia de
terminacin. Esto puede ser importante cuando la viscosidad y no la
permeabilidad es el factor dominante en la productividad de los
hidrocarburos.
RESUMEN MTODO MRFEn esta seccin se presentaron tcnicas avanzadas
de caracterizacin de fluidos utilizando herramientas de Resonancia
Magntica Nuclear. Se describieron los fundamentos tericos sobre los
cuales se basa el mtodo MRF (Magnetic Resonance Fluid
characterization) y se ilustr su aplicacin con ejemplos.
Vimos que el anlisis MRF provee todas las respuestas del
registro RMN convencional y adems:
Permite identificar fluidos, caracterizarlos y calcular sus
saturaciones en la zona lavada (Identificacin y cuantificacin de
los intervalos productores, Sxo independiente de resistividad)
Estimar la viscosidad del aceite para determinar la estrategia
de terminacin.
Obtener distribuciones T2 separadas para el agua y el aceite,
para ccalcular un volumen de fluido ligado ms preciso, as como la
permeabilidad Timur-Coates corregida por efecto de los
hidrocarburos.
MR SCANNER HERRAMIENTA DE RESONANCIA MAGNTICA
MULTI-PROFUNDIDADDurante la ltima dcada los registros de RMN han
experimentado una notable evolucin. Las herramientas bajadas con
cable pueden registrar a velocidades considerablemente mayores que
los primeros dispositivos y tambin con una mayor calidad en la
medicin (mayor relacin Seal/Ruido, SNR). Estas mejoras generaron el
desarrollar nuevas aplicaciones, y en aos recientes se ha puesto un
mayor nfasis en la caracterizacin de fluidos. Estas nuevas tcnicas
pueden resultar de gran ayuda al intrprete en situaciones donde el
anlisis convencional se dificulta o no es confiable, como en el
caso de formaciones de baja resistividad o bajo contraste. Un
aspecto de la caracterizacin de fluidos con RMN que ha marcado su
progreso es el continuo y rpido desarrollo de nuevos mtodos de
adquisicin. La tcnica de secuencias de pulsos Difussion Editing, o
secuencias DE, que permite lograr sensibilidad a la difusin sin
degradar la SNR como ocurra anteriormente con las secuencias CPMG.
Los resultados obtenidos hasta ahora sugieren que las mediciones de
RMN pueden aportar una detallada caracterizacin de los fluidos,
mucho ms all de una simple deteccin de hidrocarburos o estimacin de
la saturacin.
El MR Scanner es una nueva herramienta de reciente introduccin
en el mercad (2004) que ha sido desarrollada para aportar:
Robusta caracterizacin de fluidos
Mltiples y bien definidas profundidades de investigacin para
obtener un perfil de invasin de fluidos a la formacin.
Alta resolucin vertical
Respuestas RMN convencionales a elevadas velocidades de
registro.
Para alcanzar todos estos objetivos la sonda se dise con
mltiples sensores (antenas) y completa capacidad de programacin de
las secuencias de adquisicin. Esto permite tener flexibilidad para
poder implementar nuevas tcnicas de medicin a medida que stas son
concebidas. Ejemplo, la tcnica de secuencias DE fueron
implementadas desde las etapas iniciales de las pruebas de campo de
la herramienta y han sido subsecuentemente optimizadas en base a
los resultados obtenidos.
Restricciones en el tamao del imn permanente, la frecuencia y
potencia de los pulsos limitan las mediciones de RMN a la zona
cercana a la pared del pozo. Esta nueva herramienta adquiere
informacin a varias profundidades de investigacin (o DOI, del
ingles Depth of Investigation) hasta 4 pulgadas. En la actualidad,
ninguna de las herramientas comerciales a nivel mundial tiene una
profundidad de investigacin mayor. Sin embargo, la capacidad de
obtener un perfil radial de estas mediciones con el MR Scanner es
claro. Primero, las mediciones ms profundas aumentan la
probabilidad de detectar fluidos nativos de la formacin si la
invasin de lodo es somera. Segundo, el incremento en la profundidad
de investigacin hace las mediciones menos sensibles o afectadas por
la rugosidad del agujero. La informacin en cada DOI es
independiente de las otras, por lo que no se mezclan datos de
diferentes profundidades de investigacin (como lo hacen otros
dispositivos en el mercado). Adems, por el diseo excentralizado de
la herramienta, cada DOIs es independiente del tamao del agujero.
Tpicamente se adquieren 2 o 3 profundidades de investigacin
simultneamente en una pasada. Adquirir mas DOIs en una pasada hace
cada vez lenta la velocidad de registro.
La informacin de las pruebas de campo ha confirmado claramente
el valor de las medidas ms profundas para detectar nativos y
reducir los efectos de rugosidad del pozo, dems se ha observado que
se puede obtener valiosa informacin respecto de los fluidos de la
formacin y el proceso de invasin comparando las medidas a
diferentes DOIs. Combinando las capacidades de realizar un perfil
radial con las nuevas tcnicas de difusin DE, se pueden realizar
perfiles de saturacin fluidos en la zona cercana en la pared del
pozo y eventualmente realizar una primera estimacin de la saturacin
residual de hidrocarburos.
A diferencia de la mayor parte de las otras herramientas de
registro, las sondas de RMN tienen un volumen sensible
extremadamente bien definido, determinado por la frecuencia de
operacin, las dimensiones de la antena y su relacin con el campo
magntico del imn permanente. Esta propiedad de los registros de RMN
es aprovechada para realizar un perfil radial de mediciones
(porosidad, saturacin, fluidos) a diferentes profundidades de
investigacin discutido antes. Tambin es til para realizar
mediciones de alta resolucin con antenas de corta apertura. Para
lograr la buena resolucin vertical del RMN para aplicaciones
estndar de propiedades de la roca y productividad, el nuevo diseo
del MR Scanner incorpora dos cortas antenas independientes de alta
resolucin, adicionalmente a la antena principal, que es utilizada
para aplicaciones de perfil radial y caracterizacin de fluidos.
DISEO Y ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTAComo se coment
anteriormente, el MR Scanner tiene una antena principal y dos
antenas de alta resolucin. En la figura 31 se muestra un esquema de
la herramienta. La antena principal opera a mltiples frecuencias,
con el objetivo de realizar mediciones a varias profundidades de
investigacin (DOIs), principalmente para aplicaciones de
caracterizacin de fluidos. Hay ocho diferentes frecuencias de
operacin, correspondientes a volmenes independientes a DOIs
equi-espaciadas. Estos volmenes, forman arcos o sectores cilndricos
en frente a la antena, como se ilustra en la figura 31, y son
denominados shells en la jerga del MR Scanner. Los volmenes y DOIs
son independientes de la temperatura.
Figura 31 Representacin esquemtica del MR Scanner
Las antenas de alta resolucin operan a una nica frecuencia,
correspondiente a una DOI ligeramente ms somera que la DOI ms
somera de la antena principal. Estas antenas realizan mediciones de
calidad de roca y productividad. Diferentes secuencias pulsos
pre-establecidas se pueden activar para operar las antenas de alta
resolucin y la antena principal a diferentes frecuencias en una
sola pasada. La herramienta se corre excentralizada utilizando
flejes que presionan las antenas contra la formacin. Este diseo
permite que la herramienta sea bajada sin problemas con tubera
(TLC, TF) y opere un huecos de gran dimetro y/o desviados. Tambin
se asegura mantener la profundidad de investigacin y volmenes
medidos constantes independientes del tamao del agujero. Las
principales especificaciones se resumen en la figura 32.
El rango de DOIs investigadas por la herramienta est dentro de
lo que comnmente se considera la zona invadida, donde los fluidos
mviles de formacin usualmente han sido reemplazados por filtrado de
lodo. Sin embargo, la experiencia ha mostrado que hay situaciones,
mas notablemente en pozos perforados con lodo base aceite (OBM),
donde la invasin es somera y las mediciones en los volmenes
investigados por las herramientas de RMN pueden incluir cantidades
significativas de fluidos nativos de formacin.
Figura 32 Principales especificaciones del MR Scanner
No obstante, si el volumen de fluido nativo es muy pequeo (menor
a 2 o 3 u.p.s), o si no hay suficiente contraste entre las
propiedades del aceite de formacin y el filtrado en el caso de OBM,
es posible que no se puedan determinar las fracciones relativas y
propiedades de ambos fluidos.
Los resultados de las pruebas de campo han mostrado tambin que
se pueden observar perfiles de invasin de fluidos comparando las
respuestas de diferentes shells y antenas. Como la amplitud de la
seal de RMN es proporcional al ndice de Hidrgeno promedio de los
fluidos en el espacio poral, variaciones en la porosidad o
fluido-libre RMN a diferentes DOIs pueden ser interpretadas en
trminos de variaciones relativas en la fraccin de filtrado y fluido
nativo con diferentes ndices de Hidrgeno. Esta caracterstica es
particularmente til para la deteccin de gas.
Para simplificar la planeacin de los trabajos existen una serie
de modos predeterminados, tal como se muestran en la figura 33,
aunque la herramienta es completamente programable y nuevas
secuencias se pueden agregar en funcin de las necesidades de un
ambiente en particular o a medida que se agreguen nuevas
metodologas de interpretacin.
Figura 33 Modos de operacin estndar
Ejemplo 1 Deteccin de gas con Radial Profiling
En la figura 34 se muestran los registros de un pozo del Golfo
de Mxico perforado con OBM. En lado izquierdo se grafican los
registros convencionales. En dos zonas el registro de GR indica la
presencia de arenas: alrededor de X4500 ft y, menos evidente,
alrededor de X5500 ft.
Figura 34 Deteccin de gas con radial profiling
En ambos intervalos la resistividad es baja, pero en la zona
superior la presencia de gas es evidente por el cruce de las curvas
de los registros de densidad - neutrn. El recuadro superior a la
derecha muestra las curvas del MR Scanner. En particular en la
tercera pista se ven las curvas de porosidad a 1.5 (negro) y 2.7
(rojo) pulgadas de profundidad de investigacin. En amarillo se
sombrea cuando la porosidad ms somera le ms alto que la ms
profunda. Este efecto se debe a que a 2.7 pulgadas hay mas gas, con
menor ndice de Hidrgeno, que a 1.5 pulgadas, generando el efecto de
deficiencia de porosidad que permite detectar cualitativamente la
presencia de gas. Notar como esta indicacin coincide con el cruce
densidad-neutrn.
La zona inferior corresponde a una arenisca finamente laminada,
por esto la dbil deflexin del GR, la ausencia de cruce
densidad-neutrn y la baja resistividad. El recuadro de abajo a la
derecha muestra la respuesta del perfil RMN para la misma zona.
Aunque no tan fuerte como la zona anterior, tambin se observa una
deficiencia de porosidad a los dos diferentes DOIs indicando la
presencia de gas. El intervalo se prob y produjo gas.
Ejemplo 2 Propiedades de los fluidos con Saturation
Profiling
En la figura 35 se muestran los registros convencionales y de
RMN de un pozo de la Regin Marina NE. El intervalo registrado
corresponde a una calcarenita. El pozo se perfor con lodo base
aceite (72% aceite, 18% agua, 10% slidos). La herramienta MR
Scanner se corri en los siguientes modos:
Modo Alta Resolucin: respuestas tradicionales RMN en alta
resolucin (15 pulgadas, comparable a un registro de densidad) con
una profundidad de investigacin de 1.25 pulgadas.
Modo Perfil de saturaciones SH1 y SH4: porosidad, permeabilidad,
saturacin de fluidos y viscosidad del aceite a 1.5 y 2.7 de
profundidad de investigacin.
Modo Perfil de saturaciones SH1 y SH8: porosidad, permeabilidad,
saturacin de fluidos y viscosidad del aceite a 1.5 y 4 de
profundidad de investigacin.
La presentacin de la figura 35 presenta la siguiente
informacin:
Pista 1: Rayos gamma (convencional y espectral) y
calibrador.
Pista 2: Resistividad (AIT). Notar el perfil de invasin con AT10
> AT90, indicativo de invasin de filtrado de lodo OBM.
Pista 3: Porosidades. Los registros de densidad y neutrn estn
graficados en escala compatible con la caliza. El PEF (factor
fotoelctrico), aunque no est graficado en este compuesto, lee 5
para todo el espesor de la calcarenita, indicando que se tratara en
principio de caliza. El cruce densidad-neutrn se debe a un
hidrocarburo ligero, el filtrado del OBM.
Figura 35 Registros convencionales y anlisis RMN
Pista 4: Porosidades RMN. Tambin se grafica en esta pista la
porosidad del registro de densidad DPHI, pero computada con la
siguiente ecuacin:
donde:
DPHI_fluid_corr: porosidad densidad corregida por fluidos
RHOMA: densidad de matriz, asumida 2.71 g/cc
RHOZ: bulk density
RHOF: densidad del fluido (computada con la segunda ecuacin)
Sxhc_SH1: saturacin de hidrocarburo RMN del shell 1 (1.5
DOI)
RHOHC: densidad del hidrocarburo (filtrado), asumido a 0.8
g/cc
RHOWAT: densidad del agua, asumida 1 g/cc
Obsrvese que la porosidad DPHI corregida por hidrocarburos
coincide bien con las porosidades RMN. La saturacin RMN fue
calculada utilizando el mtodo MRF descrito en secciones
anteriores.
Pista 5: Viscosidades RMN. Calculadas tambin con el mtodo
MRF.
Pista 6: Computadas tambin con el mtodo MRF
Pista 7: Permeabilidades RMN.
Pista 8: Saturaciones computadas a partir de resistividad con la
ecuacin de doble agua (en este caso como casi no hay arcilla en la
calcarenita prcticamente se reduce a la ecuacin de Archie). La Sw
est computada con la resistividad AT90, y la Sxo con la AT10.
Pista 9: Saturaciones de Hidrocarburo Total y residual
calculadas exclusivamente con mediciones RMN utilizando el mtodo
MRF. La saturacin residual se determina aplicando un corte a la
seal de hidrocarburo tal como se comentar mas adelante.
Pistas 10, 11 y 12: Anlisis de fluidos RMN. Se grafica la
porosidad total y los fluidos contenidos en la misma discriminando
agua ligada, agua libre, aceite de formacin y aceite de filtrado.
Notar que lo que est discriminado como aceite de formacin (en
saturacin residual?) permanece bastante constante mientras que,
como es de esperar, el filtrado disminuye a medida que aumenta la
profundidad de investigacin de cada medicin.
Pistas 13 y 14: evaluacin Elan (anlisis petrofsico
convencional).
En la figura 36 se muestran mapas D-T2 promedio para todo el
intervalo de la calcarenita (2825-2910 m) para los shells 1 (1.5
DOI) a la izquierda y 4 (2.7 DOI) a la derecha.
Figura 36 Mapas D-T2 promedio para la calcarenita para los
shells 1 y 4
En la parte inferior de los mapas la distribucin T2 total
(negro) se descompone en la contribucin del agua (celeste) y el
aceite (verde). Notar que en ambos casos las distribuciones de solo
el aceite muestran un valle para T2 aproximadamente igual a 400 ms.
El pico mas corto tiene su mximo alrededor de 150 ms, mientras que
el pico ms largo por encima de 1 segundo. En nuestra interpretacin
asumimos que el pico ms corto corresponde al aceite nativo de
formacin, que es mas viscoso, mientras que el pico mas largo es
aceite del filtrado, mucho menos viscoso (estos valores son adems
consistentes con experiencias en laboratorios con OBMs). Otra cosa
que se nota es que mientras que el pico mas corto del crudo se
mantiene constante, el pico mas largo del filtrado disminuye su
amplitud al incrementar el DOI. Aunque no se muestra aqu, para el
shell 8 a 4 pulgadas DOI el pico corto se mantiene casi igual y el
largo disminuye aun mas. Esto marca claramente que hay un perfil de
invasin de filtrado base aceite que esta desplazando agua mvil, y
el aceite nativo en la zona de investigacin de la RMN esta a su
saturacin residual o muy cercana a ella. Entonces si aplicamos un
corte en T2 a la distribucin de solo el aceite (separada por el
mtodo MRF utilizando difusin), de 400 ms en este caso, es posible
obtener una estimacin de las saturaciones relativas de cada aceite
y sus propiedades. En la figura 37 en la zona de las distribuciones
T2 se muestra la seal separada de solo el filtrado, encima del
cutoff (vale la pena aclarar que el corte se hace en forma gradual,
no abrupta para evitar distribuciones con artefactos que no
parezcan naturales).
Figura 37 Distribuciones T2 y propiedades del filtrado
Para el shell 1 la saturacin de filtrado promedio para todo el
intervalo es aproximadamente igual al 47%, mientras que para el
shell 4 es del 36% y 22% para el shell 8 (no mostrado). En todos
los casos la viscosidad calculada es de aproximadamente 2 cp. En la
figura 38 se muestra el mismo anlisis para el crudo (aceite debajo
del cutoff). En este caso la saturacin se mantiene relativamente
constante alrededor del 15% a 16% y la viscosidad entre 16 y 18
cp.
Figura 38 Distribuciones T2 y propiedades del crudo
En la figura 39 se muestra un resumen de los resultados del
anlisis MRF de todas las pasadas a todas las profundidades de
investigacin.
Figura 39 Resumen de resultados de todas la pasadas
El anlisis se hizo tanto utilizando el mapa D-T2 como el mapa
D-T1 (mas robusto). Se aclara que aunque en este caso el modo SH1
SH4 y el modo SH1 SH8 son dos pasadas distintas, ya es posible
correr un solo modo que adquiere el SH1, SH4 y SH8 simultneamente a
220 ft/hr. Notar que en todos los casos la saturacin del crudo se
mantiene mas o menos constante, con un valor de 15.3% promedio
(SOR). La viscosidad vara entre 15 y 22 cP aproximadamente, con un
valor promedio de 17.6 cP, siendo el shell mas somero el que da
siempre la viscosidad menor y el mas profundo la viscosidad mayor.
Es posible que esto se deba a algo de contaminacin/mezcla del crudo
con filtrado, que es ms fuerte mas cerca de la pared del pozo como
es de esperar.
COMENTARIOS DE LOS RESULTADOSAlgo que es interesante notar es
que en el anlisis de RMN la invasin de filtrado es mayor en la
parte de superior de la calcarenita (ver figura 35). Esto es
consistente con la mayor separacin que se ve arriba entre AT10 y
AT90, y entre Sxo y Sw del anlisis convencional, aunque las
profundidades de investigacin sean muy distintas.
El otro aspecto a resaltar surge al comparar las saturaciones
obtenidas con RMN vs. las computadas con resistividad. Segn el
Elan, la saturacin de aceite promedio Shc del intervalo 2825 2910 m
es de aproximadamente 40 45%. Segn el anlisis con el MR Scanner la
saturacin promedio de aceite residual Sor es de 14 17%, y la
saturacin de agua irreducible Swirr sera entre 5 y 8 %. Es
decir:
Saturacin de agua mvil: (1 Shc) Swirr ( 51%
Saturacin de aceite mvil: Shc - Sor ( 27%
Esto lleva a pensar que el pozo producira con un muy alto corte
de agua (dependiendo de las permeabilidades relativas y diferencia
de viscosidades). Esto es coherente con el hecho que el pozo se
encuentra en una zona de transicin, por debajo del contacto
agua-aceite en la calcarenita.
Finalmente, si se comparan la Sxo del Elan a 10 pulgadas de DOI
con la saturacin total del shell mas profundo a 4 pulgadas de DOI,
se observa que el anlisis RMN es un poco mas pesimista. Estas
diferencias se pueden deber a varios factores, como ser por ejemplo
no haber utilizado los valores reales de A, M y N en la ecuacin de
saturacin de resistividad (se tomaron los defaults de 1, 2 y 2).
Tambin el anlisis MRF tiene ciertos parmetros e incertidumbres. En
nuestro caso tomamos todos los defaults y se asumi una RGA de 15
m3/m3 (el mnimo registrado en este campo y reservorio).
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Data, U.S. Patent No. 6,462,542, (2002).
9a
Figura 9a: esquema de la regin de donde proviene la mayor parte
de la seal NMR (rea verde). Figura 9b: esquema de la zona ciega
entre la herramienta y la pared del pozo, para evitar
rugosidades
9b
Figura 10: ejemplo de registro CMR, identificando una zona de
interes como yacimiento.
Profundidad
Mas liviano
Mas pesado
Figura 13: respuestas de densidad - RMN en zonas de agua
(izquierda), contra la respuesta en zonas con gas (derecha)
Figura 14 - Ejemplo de correccin de porosidad y diferencia entre
DPHI y TCMR
Figura 11: ejemplo de estimacin de tipo de fluido con registro
continuo CMR
En aceites muy livianos y condensados tambin puede haber efectos
de difusin, dependiendo del espaciamiento entre ecos determinado
por los pulsos de RF de la herramienta.
Nota: en este anlisis se asume que la roca es mojada por agua y
no hay poros demasiado grandes. En rocas mojadas por aceite o de
mojabilidad mixta, las distribuciones T2 del aceite se pueden
desplazar a T2 mas cortos por efecto de relajacin superficial. Los
efectos de la mojabilidad mixta, sus efectos, como identificarla y
tratarla estn explicados en el paper SPE-77397 citado en las
referencias al final de este reporte.
MDT: probador modular de formaciones bajado con cable.
Si T2D es pequeo, entonces su inversa ser grande, y el trmino de
por difusin ser el que domine en la ecc.1.
Si existen cantidades apreciables de gas en solucin en el
aceite, es decir alto GOR, puede aumentar bastante su difusividad y
bajar la viscosidad, comportndose mas parecido al agua, lo que
dificulta separarlos.
Esto se comprob en otros plots denominados T1/T2 slices.
_1161934465.unknown
_1230202634.unknown
_1230205222.unknown
_1229943628.xlsSheet1
Interpretacin D-T1Interpretacin D-T2
Modo SH1 - SH4Modo SH1 - SH8Modo SH1 - SH4Modo SH1 - SH8
1.5"2.7"1.5"4"1.5"2.7"1.5"4"average
SOR15%17%14%14%15%16%16%15%15.3%
Viscosidad (cP)15.817.714.622.516.317.814.521.517.6
T1 Cutoff Filtrado-Crudo = 700 ms
T2 Cutoff Filtrado-Crudo = 400 ms
Sheet2
Sheet3
_1230122410.unknown
_1161935122.unknown
_1161845498.unknown
_1161934315.unknown
_1161845239.unknown