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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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