Registros Electricos RMN - Principios y Aplicaciones

Registros Eléctricos RMN, Principios y Aplicaciones

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George R. Coates, LizhiXiao, y Manfred G. Prammer

Halliburton Energy Servic es Houston iii

La venta de productos y servicios deberá estar de acuerdo únicamente con los términos y condiciones contenidas en el contrato entre Halliburton y el comprador aplicable para la venta. ©1999 Halliburton Energy Services. Todos los derechos reservados. Impreso en los Estados Unidos de América Publicación de Halliburton Energy Services H02308 iv

Halliburton Energy Services

Contenido Prólogo xi Prefacio xiii Consejo de revisión editorial xv Reconocimientos xvii Capítulo 1

Resumen de las aplicaciones y beneficios del perfilaje con RMN 1 MRI para uso médico 1 MRI en perfilaje de yacimientos 2 Comparación entre la herramienta MRIL y otras herramientas de perfilaje 2 Cantidad de fluido 3 Propiedades de los fluidos 4 Tamaño poral y porosidad 4

Datos sin procesar del perfil con RMN 6 Porosidad con RMN 7 Distribución T2 con RMN 7 Índice de fluido libre y volumen de fluido irreducible con RMN 8 Permeabilidad con RMN 9 Propiedades RMN de los fluidos de yacimiento 11 Identificación de hidrocarburos con RMN 11 Saturación de agua optimizada con RMN y resistividad 16 Ejemplos de aplicación del MRIL 16 Porosidad y permeabilidad con MRIL 16 Evaluación de yacimientos conbaja resistividad 22

Modos de adquisición con MRIL 25 Respuesta del MRIL en pozos de pared irregular 26 Resumen de aplicaciones de perfilajes con RMN 26 Referencias 28

Capítulo 2

Física de RMN 33 Magnetismo nuclear 33 Polarización 34 Inclinación de pulsación y decaimiento de inducción libre 37 Detección de ecos de momentos rotacionales 39 Sincronización del tiempo de las mediciones RMN 42 Referencias 43 Tabla de contenido

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Capítulo 3

Nociones elementales de petrofísica con RMN 45 Mecanismos de relajamiento RMN para fluidos en los poros de las rocas 45 Relajamiento en bruto 47 Relajamiento por superficie 48 Relajamiento inducido por difusión 48

Decaimiento multiexponencial 51 Transformación de ecos a la distribución de T2 53 Distribución de tamaño poral 54 Determinación del BVI 57 BVI de umbral 57 espectral 60 BVI

Modelo de permeabilidad con MRIL 64 El modelo de fluido libre 64 El modelo delT2medio 65

Modelo de porosidad con MRIL 65 Referencias 67

Capítulo 4

Principios fundamentales d e la identificación d e hi drocarburos con RMN 77 Propiedades RMN de los hidrocarburos 77 Identificación de hidrocarburos con RMN 80 Distribución T2 de una roca parcialmente saturada 80 Contraste de relajamiento enT1 80 Contraste de difusividad 82 Simulaciones numéricas 83

Efectos del petróleo en las distribuciones T2 84

Agua y petróleo liviano 84 Agua y petróleo viscoso 85 Efectos de la viscosidad y humectabilidad sobre la señal de petróleo en una distribución T2 85

Efectos del gas sobre la distribución T2 bajo distintas condiciones 87 Agua y gas 88 Agua, petróleo liviano, y gas 89

Referencias 89

Capítulo 5

Principios de la herramienta MRIL 91 Polarización 91 Inclinación de la magnetización y detección de ecos de momentos rotacionales 91 Velocidad de perfilaje y resolución vertical 94 Profundidad de investigación 96 Medición de frecuencia múltiple y ancho de banda de pulsación de RF 98 Efecto de magnetovibración 101 Relación señal a ruido y promedio acumulativo 104 Activaciones 104 Configuración de la herramienta 108 Referencias 108

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Tabla decontenido


Capítulo 6

Soluciones derivadas del análisis basado exclusivamente en MRIL 113 Análisis en el Dominio del Tiempo 113 Concepto 113 Principio 113 Método del espectro diferencial 113 Análisis en el Dominio del Tiempo 114

Adquisición de datos 114 Aplicaciones 116 Ejemplo 1 Ejemplo 2 Ejemplo 3

116 116 116

Análisis de difusión 122 Concepto 122 Adquisición de datos 123 Método del espectro corrido

124

Análisis cuantitativo de difusión: DIFAN 124 Método de la difusión realzada 127

Apéndice: Modelo matemático del TDA 129 Referencias 133

Capítulo 7

Soluciones derivadas de la combinación MRIL con otros perfiles 135 El concepto del MRIAN 135 Principios del MRIAN 135 Modelo del agua doble 135 Determinación deSwb para el modelo del agua doble 137 Control de calidad laSwb calculada Determinación del sobre exponenteW en MRIAN137138 Cálculo de SwT en el MRIAN 139 Parámetros que influyen en los cálculos del MRIAN 139

Adquisición de datos MRIL para el MRIAN 139 Aplicaciones del MRIAN 142 Yacimiento 1 de baja resistividad 142 Yacimiento 2 de baja resistividad 142 Monitoreo de uninflujo de gascon MRIL en un carbonato delGolfo de Arabia 146 Evaluación de una formación de arenisca tobácea, lutítica, que contiene petróleos de viscosidad mediana 147 MRIAN en un pozo con hidrocarburos livianos 150

Terminación de pozos con MRIL: StiMRIL 150 Referencias 154

Capítulo 8

Planificación de trabajos con MRIL 159 Cómo determinar las propiedades RMN de los fluidos de un yacimiento 160 Ejemplo 1: OBM (lodo de base aceite) y gas 161 Descripción del paso: pozo Determinar 161 Ejemplo 1, 1er las propiedades RMN del fluido

161

Cómo estimar el espectro de decaimiento esperado de los fluidos del yacimiento en una formación 162 Ejemplo 1, 2° paso A: Evaluar la respuesta RMN esperada (Distribución T2) 163

Tabla de contenido

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Cómo evaluar la porosidad aparente RMN de una formación 164 Ejemplo 1, 2° pasoB: Evaluar la respuesta RMN (porosidadaparente) 165

Selección del conjunto de activaciones 166 Activación básica T2 166 Activación Doble-TW 167 Activación Doble-TE 167

Determinación del conjunto de activaciones y de los parámetros de adquisición de datos 167 Activación básica T2

168

Ejemplo 1, 3er paso: Determinar los parámetros de activaciónTW ( , TE, NE) apropiados para una activación básicaT2 168

Activaciones Doble-TW 169

Ejemplo 1, 3er paso: Determinar los parámetros de activaciónTW ( L, TWS, TE, y NE) apropiados para una activación Doble-TW 170 Ejemplo 2: OBM (lodo de base aceite) y DobleTW 172 Activaciones Doble-TE 174

Ejemplo 3: WBM (lodo de base agua y petróleo viscoso), Doble TE 174 Descripción del pozo 174 1er paso: Determinar las propiedades RMN de los fluidos 175 2do paso: Evaluar la respuesta RMN esperada 175 3er paso: Determinar los parámetros de activación TE ( L, TES, TW, y NE) apropiados para una activación Doble-TE 175

Doble-TW/Doble-TE (perfilaje en un área virgen) 177 1er paso: Determinar las propiedades RMN de los fluidos 177 2do paso: Evaluar la respuesta RMN esperada 177 3er paso: Determinar los parámetros de activaciónTW ( L, TWS, TEL, TES, NEL, y NE) apropiados 177

Ejemplo 4: OBM (lodo de base aceite) y gas, DobleTW, TE 178 Descripción del pozo 178 1er paso: Determinar las propiedades RMN de los fluidos 178 2do paso: Evaluar la respuesta RMN esperada 179 3er paso: Determinar los parámetros de activación TW ( i, TEi, NEi) apropiados

180

Otras consideraciones para la planificación de un trabajo MRIL 181

Tipo de formación (arenisca, carbonato,marga, diatomita) 181 Humectabilidad 181 Tipo de lodo de perforación (baseaceite, base agua) 182 Compromiso entre velocidad de perfilaje⇔ precisión (relaciónS/N, densidad de muestreo) ⇔ tipo y minuciosidad de la información 183

Referencias 184

Capítulo 9

Control de calidad de los perfiles MRIL 185 Conceptos y definiciones 185 Ganancia y nivel Q 185 B1 y B1mod 186 Chi 186 Indicadores de ruido: UMBRAL DC, RUIDO, MAGNETOVIBRACIÓN, e IERuido 186 Sensores de bajo voltaje 187 Sensores de alto voltaje 187 Información de corrección de fase:PHER, PHNO, y PHCO 188 Temperatura 189

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Tabla decontenido


Calibración y verificación previas al perfilaje 193 Procedimiento de calibración 194 Barrido de frecuencias 194 Calibración maestra 194 Revisión estadística de tanque

196

Verificación de las funciones electrónicas 297

Control de calidad durante perfilajes 199 Frecuencia operativa 199 Velocidad de perfilajes y promedio acumulativo 199 Ajuste de B1 para las condiciones pozoabajo 201 Control de la calidad durantela adquisición de datos 201 Perfil de control de calidad 202

Verificación de calidad después del perfilaje 206 Relación entreMPHI y MSIG en los perfiles de porosidad total 206 Relación entreMPHI TWS y MPHI TWL en perfiles de Doble-TW 206 Relación entreMPHI TES y MPHI TEL en perfiles de Doble-TE 206 Concordancia entre elMPHI y la porosidad por gráfico ortogonal Neutrón-Densidad 207 Influencia del índice de hidrógeno y del tiempo de polarización obre s elMPHI 207

Referencia 207

Glosario 209 Índice 227

Tabla de contenido

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Tabladecontenido

Prólogo Halliburton Energy Services se complace en aportar este importante volumen técnico sobre Perfilaje con Resonancia Magnética Nuclear ala industria petrolera. El perfilaje con RMN representa una nueva revolución en evaluación de formaciones con registros con cable eléctrico, y este libro da un tratamiento amplio de esta nueva tecnología. Desde su adquisición de NUMAR en 1997, Halliburton se ha concentrado en hacer progresar las técnicas RMN, y en integrar los datos de perfiles convencionales con la metodología interpretativa RMN para mejorar las aplicaciones de la misma. Con este fin, se ha presentado un nuevo instrumento RMN, se han desarrollado nuevas técnicas de procesamiento de datos, y se han puesto a disposición de la industria nuevos paquetes de interpretación de datos (tales como soluciones RMN en tiempo real). Además de explicar principios y aplicaciones básicas de RMN, este libro provee un entendimiento de estos últimos logros en perfilaje RMN. Este libro fue desarrollado en Halliburton por tres de nuestros mejores expertos en RMN, y fue revisado por varios reconocidos expertos de nuestra organización, por organizaciones de clientes, y por otras instituciones. Por la dedicación de los autores, yo les estoy particularmente agradecido al Sr. George R. Coates, Director de Aplicacion es de Yacimientos en el Centro de Tecnología de Halliburton en Houston, al Dr. Lizhi Xiao, Científico Principal de Investigación y Director de Proyecto para este libro, alDr. Manfred G. Prammer, Presidente de NUMAR, y alos editores, Dr. Richard F. Sigal y Sr. Stephen J. Bollich. Como la empresa más grande del mundo de servicios para el campo lero,noHalliburton está comprometida a proveer servicios de la más alta calidad y del mayorpetro valor, sólo mediante entregas en el campo sino también mediante un entendimiento de la tecnología fundamental. Este libro es un ejemplo de este compromiso, y confío en que encontrarán muy útil aprender cómo los servicios RMN pueden beneficiar sus aplicaciones.

Dick Cheney Director Ejec utivo de Halliburton Company

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Prefacio El perfilaje de pozos, método económico preferido para evaluar formaciones perforadas, ha mejorado progresivamente su determinación de porosidad y saturación de fluidos fraccionarios, pero no ha podido proveer una estimación sistemática de la permeabilidad. Este defecto fue el que determinó que la Resonancia Magnética Nuclear (RMN) captara el interés de la industria petrolera cuando los investigadores publicaron resultados mostrando una buena correlación con la permeabilidad en la década de los años 60. Desafortunadamente el interés de esta industria quedó a la espera, durante cerca de 30 años, de una medición confiable del relajamiento de RMN en el pozo. En 1992, cuando NUMAR introdujo su servicio de perfilaje MRIL, esta espera había terminado; y muy pronto se demostró que la tan codiciada determinación de permeabilidad se podía proveer sistemáticamente, especialmente en formaciones de arena arcillosa. Sin embargo, la permeabilidad no era el único beneficio petrofísico provisto por este nuevo registro RMN del eco de pulsaciones. Muchos otros parámetros petrofísicos — porosidad total independiente del tipo de roca; saturación de agua, gas, y petróleo independiente de otros registros; viscosidad del petróleo — se consideraron entonces factibles. Otros parámetros parecen estar al alcance, asegurando así que esta nueva medición de perfilaje RMN con gradiente uniforme demostrará ser la más rica fuente de petrofísica de formaciones desarrollada hasta ahora por la industria del perfilaje de pozos. Este libro ha sido preparado como un medio para compartir estos desarrollos tan estimulantes, y para apoyar a todos los interesados en tecnología de evaluación de formaciones.

George R. Coates Director de Aplicaciones de Yacimiento, Hal liburton Energy Serv ices

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Editores Richard .FSigal and Ste phen .J Bollich

Consejo de revisión edi torial Miembros internos Prabhakar Aadireddy Ron Cherry

GaryJ. Frisc h

Daniel L. Miller

Ronnel C. Balliet

Peter I. Day

James E. Galford

Moustafa E. Oraby

Ron J. M. Bonnie

Bob Engelman

John S. Gardner

Nick Whee ler

James Buchanan

Maged Fam

Dave Marschall

Miembros externos Ridvan Akkurt

J. Justin Freeman

George J. Hirasaki

Robert .J S. Brown

David C. Herrick

Jasper A. Jackson

James D. Kline

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Agradecimientos Además de nuestra apreciación por las contribuciones de los editores y del consejo de revisión de la editorial, queremos reconocer y agradecer a todos los que han ayudado tanto con este libro: Jennifer Wood reprocesó la mayoría de los datos MRIL para los ejemplos en el libro. Karen J. Campbell preparó muchas de las representaciones gráficas y figuras. Sandra Moynihan y los Servicios de Comunicación coordinaron el proceso para el producto final. Jorge Velasco, Ramsin Y. Eyvazzadeh, FernandoSalazar, Greg Strasser, yJim Witkowsky suministraron la mayor parte de los datos del perfilaje RMN y del apoyo. Charley Siess, Gerente de Producto de MRIL, proporcionó aliento y apoyo. Muchas gracias a las compañías petroleras por facilitar sus datos para esta publicación. Finalmente, gracias a Metamor Documentation Solutions, Duncan, Oklahoma, por su rol en la preparación del libro para su publicación.

Los Autores Houston,Texas Septiembre 18, 1999

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Capítulo 1

Desde su descubrimiento en 1946, la resonancia magnética nuclear se ha convertido en una valiosa herramienta en física, química, biología, y medicina. Con la invención de las herramientas de perfilaje con RMN que usan imanes permanentes y radiofrecuencias pulsantes, es ahora posible la aplicación de técnicas sofisticadas de laboratorio para determinar propiedades de las formaciones in situ . Esta capacidad inicia una nueva era en evaluación de formaciones y análisis de núcleos a la vez que la introducción de la tecnología RMN ha revolucionado las otras disciplinas científicas ya mencionadas. Este capítulo resume las aplicaciones y los beneficios que aporta el perfilaje con RMN a la evaluación de las formaciones.

Res umen de a a plic aciones yl s benefi cios del perfilaje con RMN

MRI para uso médic o MRI (imágenes por resonancia magnética) es hoy una de las herramientas más valiosas de diagnóstico en la práctica actual de la industria médica. Con un paciente colocado dentro de un túnel que rodea todo su cuerpo, las señales de resonancia magnética provenientes de núcleos de hidrógeno en lugares específicos del cuerpo se pueden detectar y usar para construir una imagen de la estructura interna del cuerpo. Estas imágenes pueden revelar anormalidades físicas y por lo tanto ayudar en el diagnóstico de heridas y enfermedades. La imagen MRI de la cabeza humana en la Fig. 1.1 demuestra dos importantes características del MRI. Primero, las señales usadas para crear cada imagen provienen de un sitio bien definido, típicamente un corte fino o sección transversal del objetivo. Debido a los principios físicos fundamentales de la tecnología de RMN, cada imagen es nítida, y contiene solamente información del corte transversal representado, siendo el material anterior y posterior esencialmente invisible. Segundo, solamente son visibles los fluidos (tales como los que hay en vasos sanguíneos, cavidades del cuerpo, y tejidos blandos), mientras que los sólidos (tales como hueso) generan una señal que típicamente decae demasiado rápido para ser registrada. Tomando ventaja de esas dos características, los médicos han podido generar diagnósticos valiosos con el MRI sin necesidad de entender complejos principios del RMN. Estos mismos principios de RMN, utilizados para diagnosticar anomalías en el cuerpo humano, se pueden utilizar para analizar los fluidos presentes en los espacios porales de las rocas de yacimientos. Y, del mismo modo que los médicos no precisan ser expertos en RMN para usar tecnología de MRI en hacer diagnósticos médicos eficaces; tampoco los geólogos, geofísicos, ingenieros de petróleos, ni ingenieros de yacimientos precisan ser expertos en RMN para usar tecnología de perfilajes con RMN en evaluación confiable de formaciones.

Capítulo 1

Resumen de lasaplicaciones y beneficios del perfilajeconRMN

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MRI en perfilaje de yacimientos El Perfil de Resonancia Magnética (MRIL®), introducido al mercado por NUMAR en 1991 1, toma el equipo médico de MRI o de laboratorio de RMN y lo invierte de adentro hacia afuera. De modo que, en lugar de colocar al objetivo en el centro del instrumento, se coloca al instrumento mismo, en el pozo, en el centro de la formación por analizar. En el centro de la herramienta MRIL, un imán permanente produce un campo magnético que magnetiza los materiales de la formación. Una antena que rodea a este imán transmite energía de radiofrecuencia hacia la formación, en ráfagas controladas con precisión en el tiempo en forma de campo magnético oscilatorio. Durante el tiempo entreprotones pulsaciones, la antenaque se utiliza para escucharcon la señal de eco decadente proveniente de aquellos de hidrógeno están en resonancia el campo del imán permanente. Dado que existe una relación lineal entre la frecuencia de resonancia del protón y la intensidad del campo magnético permanente, se puede ajustar la frecuencia de la energía transmitida y recibida a efecto de investigar regiones cilíndricas a diámetros diferentes alrededor de la herramienta MRIL. Esta “sintonía” de una zonda de MRI para que sea sensible a una frecuencia específica permite a los instrumentos de MRI efectuar imágenes de secciones transversales delgadas tanto de un paciente de hospital como de una formación rocosa. La Fig. 1.2 ilustra los “cilindros de investigación ” para la herramienta MRIL-Prime,2 lanzada al mercado en 1998. El diámetro y el espesor de cada región cilíndrica delgada se seleccionan simplemente especificando la frecuencia central y el ancho de banda centrales a las cuales se sintonizan el transmisor y el receptor del instrumento MRIL. El diámetro del cilindro es dependiente de la temperatura, pero usualmente mide 14 a 16 pulg.

Comparación entre la herramienta MRIL y otras herramientas de perfilaje Dado que sólo los fluidos son visibles al MRI,3 la porosidad medida con una herramienta MRIL no contiene ningun aporte de los minerales de la roca y no necesita calibrarse para la litología de la formación. Esta característica en su respuesta hace que la herramienta MRIL sea fundamentalmente diferente a las herramientas convencionales de perfilaje. Las herramientas convencionales de registros de porosidad, tales como el Neutrón, el Densidad y el Sónico, están influidas por todos los componentes de una roca de yacimiento.4, 5 Como las rocas de yacimiento tienen típicamente más fracción rocosa que espacios llenos de fluidos, estas herramientas convencionales tienden a ser mucho

Figura 1.1— Esta imagen en “cortes múltiples”, o en secciones transversales múltiples de una cabeza humana demuestra cómo se puede utilizar una expl oración MRI en medicina. En este ejemplo, las áreas ligeras representan tejidos que tienen alto contenido de fluidos (por ejemplo materia cerebral) mientras que las áreas oscuras representan tejidos de bajo contenido de fluidos (por ejemplo, hueso). Típicamente, el espesor del material que se usa para representar con imágenes cada sección transversal es varias veces más grande que el tamaño de los detalles que se pueden representar en cada sección individual.

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ResumendelasaplicacionesybeneficiosdelperfilajeconRMN

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Capítulo1


más sensibles a los materiales en la matriz mineral que a los fluidos en los poros. Las herramientas convencionales de resistividad, aunque extremadamente sensibles a los espacios llenos de fluidos y tradicionalmente usadas para estimar la cantidad de agua que hay en una roca de yacimiento, no pueden considerarse como verdaderos dispositivos para perfilaje de fluidos. Estos instrumentos están fuertemente influidos por la presencia de minerales conductivos y, para que las respuestas de estas herramientas puedan ser adecuadamente interpretadas, se requiere un conocimiento detallado tanto de las propiedades de la formación como de las del agua que hay en el espacio poral. Las herramientas MRIL pueden suministrar tres tipos de información, cada una de las cuales hacen que estas herramientas sean únicas entre los dispositivos para perfilaje: • información sobre las cantidades de los fluidos en la roca • información sobre las propiedades de estos fluidos • información sobre los tamaños de los poros que contienen estos fluidos

Cantidad de fluido Una herramienta MRIL puede medir directamente la densidad de nucleos de hidrógeno en fluidos de yacimiento.6 Como la densidad del núcleo de hidrógeno presente en el agua es conocida, los datos de una herramienta MRIL se pueden convertir directamente a una porosidad aparente llena de agua. Esta conversión se puede hacer sin conocimiento de los minerales que constituyen la fracción sólida de la roca, y sin consideración alguna acerca de los rastros químicos en los fluidos (tales como el boro) que puedan perturbar las mediciones de porosidad por medio del Neutrón.

Figura 1.2—La herramienta MRIL-Primese puede operar a nueve frecuencias distintas e independientes. El uso de frecuencias múltiples permite que se obtenga información independiente a partir de cilindros concéntricos múltiples, mejorando así la relación señal a ruido, permitiendo mayores velocidades de perfilaje, y habilitando la adquisición de datos complejos con diversas secuencias de pulsación en forma simultánea.

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Capítulo 1


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Propiedades de los fluidos El uso de MRI en medicina se basa en la capacidad de relacionar condiciones médicas u órganos específicos en el cuerpo a cambios en el comportamiento de la medida RMN. Un enfoque similar se puede usar con las herramientas MRIL para estudiar los fluidos en una zona delgada a pocas pulgadas de la pared del pozo. Las herramientas MRIL pueden determinar la presencia y las cantidades de diferentes fluidos (agua, petróleo, y gas),7–11 y también algunas de las propiedades específicas de los fluidos (por ejemplo, la viscosidad12). Tanto el MRI para uso médico como las herramientas MRIL se pueden usar estableciendo secuencias de pulsación específicas, o “activaciones”, que mejoran sus capacidades de detectar condiciones particulares de los fluidos.

Tamaño poral y porosidad El comportamiento de RMN de un fluido en el espacio poral de una roca de yacimiento es diferente al comportamiento de RMN del fluido en bruto. Por ejemplo, a medida que el tamaño de los poros que contienen agua disminuye, las diferencias entre las propiedades aparentes de RMN del agua en los poros y del agua en bruto aumentan. 13 Se pueden usar métodos simples para obtener información suficiente sobre tamaño poral a partir de datos MRIL como para mejorar considerablemente la estimación de propiedades petrofísicas clave tales como la permeabilidad y el volumen de agua irreductible por capilaridad. 14, 15 La microporosidad asociada con arcillas y con algunos otros minerales contienen típicamente agua que, desde una perspectiva RMN, aparece casi como un sólido. El agua en esos microporos tiene un “tiempo de relajamiento” muy rápido. Debido a este relajamiento acelerado, esta agua es más dificil de ver que, por ejemplo, el agua producible asociada con poros más grandes. Las anteriores generaciones de herramientas de perfilaje con RMN eran incapaces de ver agua en esos microporos, y como el agua estaba asociada la mayoría de las veces con arcillas, la porosidad medida con estas primeras herramientas se la caracterizaba como “porosidad efectiva”. Las herramientas modernas MRIL pueden ver esencialmente todos los fluidos en el espacio poral, y las mediciones de porosidad hechas por ellas se caracterizan, por lo tanto, por ser mediciones de “porosidad total”. La información sobre tamaño poral proporcionada por las herramientas modernas se usa para calcular una porosidad efectiva que imita la porosidad que se medía con las anteriores generaciones de herramientas RMN. 16 Además, una de las características clave de la filosofía de diseño del MRIL es que las mediciones RMN de las formaciones hechas cuando la herramienta MRIL está en el pozo se pueden duplicar en laboratorio mediante mediciones RMN hechas sobre núcleos de rocas recuperadas de la formación. Esta capacidad para hacer mediciones reproducibles bajo condiciones muy diferentes es lo que hace posible para los investigadores el calibrar las mediciones RMN de acuerdo con las propiedades petrofísicas de interés (tales como tamaño poral) para el usuario final de los datos del MRIL. 17–19 La Fig. 1.3 compara las respuestas del MRIL con las de herramientas convencionales de perfilaje. 20 El modelo volumétrico común usado en la comparación consiste en un componente de roca sólida y un componente de fluido poral. El componente de roca sólida está compuesto por minerales arcillosos y no arcillosos, y el componente de fluido poral está compuesto por agua e hidrocarburos. Conceptualmente, los fluidos porales se pueden subdividir en agua asociada con la arcilla, agua irreductible por capilaridad, agua movible, gas, petróleo liviano, petróleo de viscosidad mediana, y petróleo pesado. Aunque las herramientas convencionales, tales como el Neutrón, el Densidad, y el Sónico, exhiben una respuesta en masa y volumen a todos los componentes del modelo volumétrico, son más sensibles a los minerales de la roca sólida que a los fluidos porales. Más aún, las respuestas de esas herramientas están altamente afectadas por el pozo y el revoque de lodo, y el volumen sensible de estas herramientas no está tan bien definido como el de la herramienta MRIL. Las herramientas de resistividad, tales como Inducción y Lateral, responden a fluidos conductivos tales como agua asociada con la arcilla, agua capilar, y agua movible. En base al contraste de conductividad entre (1) agua asociada con la arcilla y (2) agua capilar y agua movible, los modelos de doble agua y de Waxman-Smits fueron desarrollados para una mejor estimación de la saturación total de agua. Aún con estos modelos, el reconocimiento de las zonas productivas es todavía difícil porque no existe contraste

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Capítulo1


de conductividad entre agua irreductible y agua movible. Al igual que las herramientas convencionales de porosidad, las herramientas de resistividad son muy sensibles al pozo y al revoque del lodo, y sus volúmenes sensibles están muy poco definidos. La interpretación convencional de perfiles usa registros de resistividad y porosidad corregidos ambientalmente para determinar la porosidad de la formación y la saturación de agua. Una serie de factores, tales como la evaluación de la exactitud de las respuestas de las herramientas, la selección de valores confiables para los parámetros del modelo, y la combinación de resoluciones verticales con las profundidades de investigación de las diversas mediciones, se suman al desafío de estimar con confianza la porosidad y la saturación de agua. Además, con perfiles convencionales, la distinción entre petróleo liviano, petróleo de viscosidad mediana, y petróleo pesado es imposible. Como se indica en la Fig. 1.3, la porosidad del MRIL es esencialmente independiente del tipo de roca sólida—es decir, las herramientas MRIL son sensibles solamente a fluidos porales. La diferencia en varias propiedades RMN—tales como tiempos de relajamiento ( T1 y T2) y difusividad ( D)—entre varios fluidos hace posible distinguir (en la zona investigada) entre agua irreductible, agua movible, gas, petróleo liviano, petróleo de viscosidad mediana, y petróleo pesado. Los volúmenes sensibles de las herramientas MRIL están muy bien definidos; por lo tanto, si el pozo y el revoque del lodo no están dentro de los volúmenes sensibles, éstos no afectarán las mediciones MRIL. El modelo volumétrico de la Fig. 1.3 no incluye otros parámetros que pueden estimarse a partir de las mediciones con RMN, a saber: el tamaño poral, la permeabilidad de la formación; la presencia de arcilla, las cavidades y las fracturas; las propiedades de los hidrocarburos tales como viscosidad y el tamaño de granos. Estos factores influyen en las mediciones con MRIL, y sus efectos se pueden extraer para proveer información muy importante para la descripción y evaluación del yacimiento. Las mediciones con perfiles convencionales son insensibles a esos factores.

Figura 1.3—Las respuestas de la herramienta MRIL son únicas entre las herramientas de perfilaje. La porosidad con MRIL es independiente de los minerales de la matriz, y la respuesta total es muy sensible a las propiedades de los fluidos. Debido a diferencias en tiempos de relajamiento y/o difusividad entre fluidos, los datos de MRIL se pueden usar para distinguir agua asociada con la arcilla, agua capilar, agua movible, gas, petróleo liviano, y petróleos viscosos. A menudo se puede extraer más información, tal como tamaño poral, permeabilidad, propiedades de hidrocarburos, cavidades, fracturas, y tamaños de granos. Además, como los volúmenes a los que las herramientas de MRIL son

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Capítulo 1

sensibles están muy bien definidos, los fluidos y las rugosidades del pozo tienen muy poca influencia sobre las mediciones MRIL.


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Datos sin procesar del perfilcon RMN Antes de que una formación sea perfilada con una herramienta RMN, los protones en los fluidos de la formación están orientados al azar. A medida que la herramienta pasa en frente de la formación, va generando campos magnéticos que activan esos protones. Para comenzar, el campo magnético permanente de la herramienta alínea, o polariza, los ejes de los momentos rotacionales de los protones en una determinada dirección. En seguida, el campo oscilatorio de la herramienta se aplica para inclinar estos protones apartándolos de sus nuevas posiciones de equilibrio. A continuación, cuando el campo oscilatorio se remueve, los protones regresan, o se relajan, hacia la dirección srcinal en la que el campo magnético estático los alineó.21 Se usan secuencias pulsantes diseñadas para generar una serie de así llamados écos de momentos rotacionales, que son medidos por las herramientas de perfilaje con RMN y se exhiben en los perfiles como trenes de ecos. Estos trenes de ecos constituyen los datos sin procesar de RMN. Para generar un tren de ecos como el de la Fig. 1.4 , una herramienta RMN mide la amplitud de los ecos en función del tiempo. Como los ecos se miden en un tiempo corto, una herramienta de RMN recorre sólo unas pocas pulgadas en el pozo mientras registra el tren de ecos. Los trenes de ecos así registrados se pueden presentar en un perfil en función de la profundidad. La amplitud inicial de un tren de ecos es proporcional al número de núcleos de hidrógeno asociados con los fluidos en los poros dentro del volumen sensible. Por lo tanto, esta amplitud se puede calibrar para darnos la porosidad. El tren de ecos observado se puede relacionar tanto con los parámetros de adquisición de datos como con las propiedades de los fluidos porales ubicados en los volúmenes de medición. Entre los parámetros de adquisición de datos están el espaciamiento entre ecos (TE) y el tiempo de polarización (TW). TE es el tiempo entre los ecos individuales en un tren de ecos. TW es el tiempo entre la cesación de la medición de un tren de ecos y el comienzo de la medición del tren de ecos siguiente. Tanto TE como TW se pueden ajustar para cambiar el contenid o de la información de los datos adquiridos. Las propiedades de los fluidos porales que afectan los trenes de ecos son el índice de hidrógeno ( HI), el tiempo de relaj amientolongitudinal T(1), el tiempo de relajamiento transversal (T2), y la difusividad (D). HI es una medida de la densidad de átomos de hidrógeno en el fluido. T1 es una indicación de cuán rápido se relajan longitudinalmente (en relación con el eje del campo magnético estático) los protones

Figura 1.4— El decaimiento de un tren de ecos, que es una función de la cantidad y de la distribución de hidrógeno presente en los fluidos, se mide registrando la disminución en amplitud de los ecos con el tiempo. Los petrofísicos pueden usar información sobre el índice de decaimiento para establecer tipos de fluidos porales y distribuciones de tamaños porales. En este ejemplo, los ecos están grabados a un espaciamiento entre ecos de 1 ms. Los puntos discretos en esta figura representan los datos sin procesar, y la curva sólida es una interpolación de esos datos. 6 1 0 8 0 0 m o

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Capítulo1


inclinados en los fluidos, mientras que T2 es una indicación de cuán rápido se relajan transversalmente (también aquí, con relación al eje del campo magnético estático) los protones inclinados de los fluidos. D es una medida del grado en que las moléculas se mueven al azar en el fluido.

Porosidad con RMN La amplitud inicial de la curva de decaimiento no procesada es directamente proporcional al número de núcleos de hidrógeno polarizados en el fluido poral. La porosidad no procesada reportada está dada por la relación entre esta amplitud y la amplitud equivalente cuando la herramienta se coloca en un tanque de agua (es decir, un medio con 100% de porosidad). Esta porosidad es independiente de la litología de la roca y se puede corroborar comparando las mediciones hechas sobre núcleos en el laboratorio RMN con las mediciones de porosidad en un laboratorio de petrofísica convencional. La exactitud de la porosidad no procesada reportada depende básicamente de tres factores: 17

•

un TW suficientemente largo como para lograr la polarización completa de los núcleos de hidrógeno en los fluidos

•

un TE suficientemente corto como para registrar los decaimientos por fluidos asociados con poros de arcilla y otros poros de tamaño similar

•

un número de núcleos de hidrógeno en el fluido que sea igual al número que habría en un volumen equivalente de agua, es decir, HI = 1

Si se satisfacen las condiciones anteriores, la porosidad de RMN es la más exacta disponible en la industria del perfilaje. Los factores primero y tercero son sólo relevantes para gas o hidrocarburos livianos. En estos casos, se pueden realizar activaciones especiales para proveer información a efectos de corregir la porosidad. El segundo factor era un problema en anteriores generaciones de herramientas. Éstas no podían, en general, percibir la mayoría de los fluidos asociados con minerales de arcilla. Como en el análisis de arenas arcillosas la porosidad no arcillosa se denomina porosidad efectiva, en el pasadoactuales la porosidad MRILuna (MPHI) también se denominaba porosidad efectiva. Hoy día, las herramientas MRILdel captan porosidad total ( MSIG) usando tanto un TE corto (0.6 ms) con polarización parcial como un TE largo (1.2 ms) con polarización completa. La diferencia entre MSIG y MPHI se interpreta como agua asociada con la arcilla (MCBW). Esta segmentación de la porosidad es útil para el análisis y a menudo se corresponde con otras mediciones de porosidad efectiva y agua asociada con la arcilla. La división de la porosidad entre porosidad asociada con la arcilla y porosidad efectiva depende hasta cierto punto del método utilizado; por lo tanto, otras particiones pueden ser diferentes a las obtenidas a partir de la porosidad del MRIL. Las mediciones con RMN en núcleos de rocas se hacen habitualmente en el laboratorio. La porosidad se puede medir con TE suficientemente corto y TW suficientemente largo como para captar toda la porosidad visible para la técnica RMN. Miles de mediciones de laboratorio en núcleos verifican que la concordancia entre la porosidad con RMN y la porosidad medida con helio según la Ley de Boyles es mejor que 1 p.u. La Fig 1.5 ilustra tal concordancia.

DistribuciónT2 con RMN La amplitud del decaimiento del tren de ecos puede interpolarse muy bien mediante una suma de exponenciales decrecientes, cada una con una constante de decaimiento diferente. El conjunto de todas las constantes de decaimiento forma el espectro de decaimiento o distribución de tiempo de relajamiento transversal (T2). En rocas saturadas con agua, se puede demostrar matemáticamente que la curva de decaimiento asociada con un solo poro será una exponencial única con una constante de decaimiento proporcional al tamaño del poro; es decir, poros pequeños tienen valores bajos de T2 y poros grandes tienen valores altos de T2 .13, 22 En cada profundidad del pozo, las muestras de rocas

Capítulo 1


7


Figura 1.5—Tal como se muestra en este ejemplo para un conjunto de areniscas limpias, típicamente se observa buena correlación entre la porosidad derivada de mediciones con RMN de laboratorio y la porosidad derivada del análisis convencional de núcleos. Los valores de la porosidad de RMN caen usualmente dentro de ±1 p.u. de los en valores medidos de porosidad núcleos. La figura muestra datos de laboratorio con RMN medidos a dos diferentes valores de TE , a saber, 0.5 y 1.2 ms. La comparación de los datos de núcleos con los datos de RMN indica si hay microporosidad presente. (Los fluidos en los microporos exhiben un T2 rápido que se puede observar cuando TE = 0.5 ms, pero no cuando TE = 1.2 ms.) En este

9 1 8 0 0 0 m o

caso, como no hay evidencia de microporo-sidad, la “porosidad efectiva” (MPHI) y la porosidad total con RMN (MSIG) serían lo mismo.

observadas por la herramienta MRIL tendrán una distribución de los tamaños de los poros. Por lo tanto, el decaimiento multiexponencial representa la distribución de tamaños porales a esa profundidad, donde cada valor de T2 corresponde a un tamaño poral diferente. La Fig. 1.6 muestra la distribución de T2 derivada del tren de ecos de la Fig. 1.4. Más formalmente, el área bajo la curva de distribución de T2 es igual a la amplitud inicial del tren de 2 ecos. Por lo tanto, distribución puede calibrar en base de a laadquisición porosidad.asociados Esencialmente, unalafunción clave de de Tla se herramienta RMNdirectamente y de sus programas es la de proveer una descripción exacta de la distribución de T2 en cada profundidad del pozo. En términos de la distribución de T2 , MPHI es el área bajo la parte de la curva para la que T2 ≥ 4 ms, MCBW es el área para la cual T2 < 4 ms, y MSIG es el área total.

La distribución de T2 de RMN se puede presentar de tres maneras: en forma de onda, formato con imagen, y gráfico de distribución de celdas. Cada una representa la distribución de la porosidad en función de valores de T2 y, por lo tanto, en función de los tamaños porales. Los tres estilos de presentación reflejan diferentes visualizaciones del mismo conjunto de datos. La Fig 1.7 muestra un ejemplo de esos estilos de presentación.

Índice de fluido libre y volumen de fluido irreductible con RMN La información sobre porosidad y tamaño poral de las mediciones de RMN se pueden usar para estimar tanto la permeabilidad como la porosidad potencialmente producible (es decir, los fluidos movibles). La estimación hecha con RMN de porosidad producible se llama el índice de fluido libre ( MFFI y también FFI). La estimación de MFFI está basada en la premisa que los fluidos producibles residen en poros grandes, mientras que los fluidos irreductibles residen en poros pequeños. Como los valores de T2 se pueden relacionar con tamaños porales, se puede seleccionar un valor de T2 por debajo del cual se supone que los fluidos correspondientes residen en poros pequeños y por encima del cual se supone que los fluidos residen en poros más grandes. Este valor de T2 se llama T2 cutoff (T2cutoff). 23, 24

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Figura 1.6— Mediante el proceso matemático de inversión, los datos de decaimiento de los ecos se pueden convertir a una distribución deT2. Esta distribución es la “más probable” distribución de valores de T2 que produce el tren de ecos. (La distribución deT2 mostrada aquí corresponde al tren de ecos de

0 2 8 0 0 0 m o

momentos rotacionales de la Fig. 1.4.) Con una calibración adecuada, el área bajo la curva de la distribución de T2 es igual a la porosidad. Esta distribución se correlacionará con una distribución de tamaños porales cuando la roca está 100% saturada con agua. Sin embargo, si hay hidrocarburos presentes, la distribución de T2 será alterada según el tipo de hidrocarburo, viscosidad y saturación.

A través de la partición de la distribución de T2, el T 2cutoff divide la porosidad MPHI entre índice de fluido libre (MFFI) y porosidad de fluido irreductible, o volumen de agua irreductible ( BVI), tal como se muestra en las Figs. 1.8 y 1.9 . El T2cutoff se puede determinar con mediciones de RMN hechas en muestras de núcleo saturadas con agua. Específicamente, se hace una comparación entre la distribución de T2 de una muestra en estado de saturación con agua, yel lanúcleo mismaa una muestra en un estado de saturación parcial, éste23 último usualmentetotal centrifugando presión capilar aire-salmuera especificada. Aunqueobtenido tanto presión capilar, como litología, y características porales afectan los valores de T2cutoff , es práctica común establecer valores locales de campo para T2cutoff. Por ejemplo, en el Golfo de México, valores de T2cutoff de 33 a 92 ms son generalmente apropiados para areniscas y carbonatos respectivamente. 23 Pero generalmente se obtienen valores más exactos efectuando mediciones en muestras de núcleos provenientes del intervalo que ha sido perfilado con la herramienta MRIL.

Permeabilidad con R MN Las propiedades de relajamiento RMN de las rocas dependen de la porosidad, del tamaño poral, de las propiedades del fluido poral y de la mineralogía. La estimación con RMN de la permeabilidad está basada en modelos teóricos que muestran que la permeabilidad aumenta con un aumento de la porosidad y con un aumento en el tamaño poral. 24–29 Se han desarrollado dos tipos relacionados de modelos de permeabilidad. El modelo de fluido libre, o modelo de Coates, se puede aplicar en formaciones que contengan agua y/o hidrocarburos. El modelo del T2 promedio se puede aplicar a sistemas porales que contengan sólo agua. 30 Las mediciones en muestras de roca son necesarias para refinar estos modelos y generar un modelo adaptado para uso local. La Fig. 1.10 muestra que el decaimiento de un tren de ecos contiene información relacionada con la permeabilidad de la formación. La Fig. 1.11 muestra cómo el modelo de Coates se puede calibrar con datos de núcleos en laboratorio. La Fig. 1.12 muestra la permeabilidad MRIL derivada de un modelo de Coates adaptado.

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Figura 1.7—En este perfil, las distribuciones deT2 se presentan de tres maneras: En la Pista 1, un gráfico en bandas de colores que se corresponde con las amplitudes acumuladas de porosidad en cada celda de la distribuciónT2 zonificada, en la Pista 3, una imagen de colores representando las amplitudes de la distribución T2 zonificada, y en la Pista 4, una de presentación forma ondular la misma en información. La distribución de T2 usualmente presentada para datos de MRIL corresponde a amplitudes zonificadas para decaimientos exponenciales a 0.5, 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128, 256, 512, y 1024 ms cuando se muestra MSIG y entre 4 ms y 1024 ms cuando se muestra MPHI. La celda de 8 ms por ejemplo, corresponde a mediciones hechas entre 6 y 12 ms. Como los datos de perfilajes son mucho más ruidosos que los datos de laboratorio, sólo se puede crear una distribución de T2 comparativamente baja en resolución a partir de los datos del perfil MRIL.

8 9 5 1 0 0 m o

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Capítulo1


Figura 1.8— La distribución de T2 consiste en componentes movibles ( MFFI) y no movible (BVI y MCBW ). Como el tamaño poral es el principal factor de control para establecer la cantidad potencial de fluido que se puede mover, y como el espectro de T2 está a menudo relacionado con la distribución de tamaños porales, un valor fijo deT2 debe tener relación con el tamaño poral cual o por debajo del cual los al fluidos no se moverán. Esta información se utiliza para descomponer MPHI en MFFI y BVI.

1 2 8 0 0 0 m o

Propiedades RMN de los fluidos de yacimiento El agua asociada con la arcilla, el agua irreductible por capilaridad, y el agua movible ocupan tamaños porales y ubicaciones diferentes. Los fluidos de hidrocarburos difieren de las salmueras en cuanto al sitio que ocupan en el espacio poral, ocupando usualmente los poros más grandes. Los hidrocarburos también difieren entre sí y de las salmueras en viscosidad y difusividad. El perfilaje de RMN utiliza estas diferencias para caracterizar los fluidos en el espacio poral. La Fig. 1.13 indica cualitativamente las 31–34

propiedades RMN detienen diferentes fluidos se encuentran en los poros delenta las rocas. En general, fluidos irreductibles tiempos T1 y Tque muy cortos, y también difusión ( D pequeña) que selos debe 2 a la restricción del movimiento de las moléculas en poros pequeños. El agua libre exhibe comúnmente valores de T1, T2, y D medianos. Los hidrocarburos, tales como gas natural, petróleo liviano, petróleo de viscosidad mediana, y petróleo pesado, también tienen características RMN muy diferentes. El gas natural exhibe tiempos de T1 muy largos pero tiempos de T2 cortos y un decaimiento por relajamiento de tipo uni-exponencial. Las características RMN de los petróleos son bastante variables y muy dependientes de las viscosidades de los mismos. Los petróleos livianos son altamente difusivos, tienen tiempos de T1 y T2 largos, y a menudo exhiben decaimiento uni-exponencial. A medida que la viscosidad aumenta y la mezcla de hidrocarburos se vuelve más compleja, la difusión disminuye, como también disminuyen los tiempos T1 y T2 , y los eventos van acompañados por decaimientos uniexponenciales cada vez más complejos. En base a las singulares características RMN de las señales de los fluidos porales, se han desarrollado aplicaciones para identificar, y en algunos casos, cuantificar el tipo de hidrocarburo presente.

Identificación dehidrocarburos con RMN A pesar de la variabilidad de las propiedades RMN de los fluidos, a menudo se puede predecir la ubicación de las señales de fluidos de diferentes tipos en la distribución de T2 , o, si hay datos medidos disponibles, se puede identificar. Esta capacidad provee importante información para la interpretación de datos de RMN y hace que muchas aplicaciones sean prácticas. La Fig. 1.14 muestra dos métodos para diferenciar fluidos. En un método, se utilizan diferentes valores de TW con un mecanismo ponderado según T1 para diferenciar hidrocarburos livianos (petróleo liviano, o gas, o ambos) y agua. En el segundo método, se usan valores diferentes de TE con un mecanismo

Capítulo 1

Resumen de lasaplicaciones ybeneficios del perfilajeconRMN

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Figura 1.9—Esta formación de arena limolítica en el Golfo de México muestra la variabilidad de BVI (Pista 4). Con base en el aumento del BVI y la variación de rayos gama con la profundidad, se revela una secuencia de engrosamiento de los granos hacia arriba desde X160 hasta X255. Si el fluido libre fuera predominantemente hidrocarburo, entonces elhacia agua irreductible aumentando abajo en el intervalo explicaría la reducción observada de la resistividad registrada. Lo que aparece a primera vista como una zona de transición desde X190 hasta X255 podría ser en realidad sólo una variación del tamaño del grano con la profundidad.

9 9 5

1 0 0 m o

12


Capítulo1


Figura 1.10— Dos trenes de ecos fueron obtenidos de formaciones con permeabilidades diferentes. Ambas formaciones tienen la misma porosidad pero diferentes tamaños porales. Esta diferencia se traduce en distribucionesT2 desplazadas, y por lo tanto, a diferentes valores de la relación MFFI a BVI. Se indican también en la figura las permeabilidades, computadas partir del modelo de Coates a {k = [(MPHI/C)2(MFFI/BVI)]2, siendo k la permeabilidad de la formación y C una constante que depende de la formación}.

4 2 8 0 0 0 m o

Figura 1.11— Usando un gráfico ortogonal con datos de núcleos se puede determinar la constanteC en el modelo de permeabilidad de Coates.

6 2 8 0 0 0 m o

Capítulo 1


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Figura 1.12—En la Pista 2 de este perfil se muestra la permeabilidad de MRIL derivada con un modelo de Coates ajustado a condiciones locales.

0 0 6 1 0 0 m o

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Capítulo1


Figura 1.13— Los valores cualitativos típicos de T1, T2, y D para diferentes tipos de fluidos y tamaños porales de rocas demuestran la variabilidad y la complejidad de las mediciones del relajamiento de T1 y T2 .

8 2 8 0 0 0 m o

Figura 1.14— (a) Distribuciones diferentes deT2 pueden provenir de valores diferentes de los valores TW. En este caso se usa un mecanismo ponderado según T1 para diferenciar hidrocarburos de agua.(b) Distribuciones diferentes deT2 pueden provenir también de valores diferentes de TE. En este caso, se utiliza un mecanismo ponderado según difusividad para diferenciar 6 3 2 1 0 0 m o

petróleo viscoso agua, o para diferenciar gas dede líquidos.

ponderado según difusividad en un campo magnético de gradiente muy bien definido para diferenciar petróleo viscoso de agua, o gas de líquido. El Método del Espectro Diferencial (DSM) es un ejemplo de un mecanismo ponderado según T1 en el que dos trenes de ecos se adquieren simultáneamente en el mismo intervalo utilizando dos tiempos diferentes de polarización. El tren de ecos registrado después del TW corto contiene casi todas las señales de agua pero sólo algunas de las señales de hidrocarburos livianos. Sin embargo, el tren de ecos registrado después del TW largo contiene todas las señales tant o del agua como de los hidrocarburos livianos que estén presentes. Se puede crear un espectro diferencial que contiene sólo componentes de hidrocarburos livianos tomando la diferencia entre las distribuciones de T2 invertidas separadamente de los trenes de ecos adquiridos en los dos tiempos de polarización diferentes.7–9 Los dos trenes de ecos utilizados para computar un espectro diferencial se pueden sustraer entre sí y el tren de ecos resultante se puede examinar a través de un proceso denominado Análisis en el Dominio del Tiempo (TDATM). 35 El análisis TDA comienza extrayendo los decaimientos exponenciales asociados con hidrocarburos livianos (petróleo y/o gas), confirmando así la presencia de esos fluidos, para luego suministrar estimaciones de los volúmenes de fluidos. El TDA es un proceso más robusto que el DSM.

Capítulo 1


15


El perfil en la Fig. 1.15 provee un ejemplo combinando resultados tanto de DSM como de TDA. Como el análisis de RMN no se basa en la salinidad del agua de formación para obtener saturación de agua, tiene una ventaja sobre el análisis con resistividad convencional en condiciones de salinidad variables o desconocidas. Esta característica puede ser extremadamente útil en proyectos de desplazamiento con agua para evaluar saturación residual de petróleo ( ROS) después de la inyección de agua o en la búsqueda de petróleo pasado por alto.

Saturación de agua optimizada con RMN y resistividad Como las herramientas de resistividad tienen una profundidad de investigación bastante amplia, el modelo favorito para determinar saturación de agua en la zona virgen de una formación es el de saturación de agua basado en la resistividad. Sin embargo, las mediciones de resistividad no pueden distinguir entre agua irreductible y agua movible. Esta falta de contraste hace dificil reconocer zonas productoras de hidrocarburos, de baja resistividad, y/o de bajo contraste a partir de datos provistos por conjuntos de perfilajes tradicionales. La información exclusiva provista por el perfilaje con RMN, tal como BVI y MCBW, puede mejorar significativamente la estimación de la saturación de agua basada en resistividad y puede ayudar enormemente en el reconocimiento de zonas productivas que producirán sin agua. A través de un proceso de análisis con MRI conocido como “MRIAN TM”, 36 los datos de RMN y los datos de resistividad profunda se integran para determinar si el agua producible está en la zona virgen, o si un intervalo con alta saturación de agua puede realmente producir hidrocarburos libres de agua. El perfil mostrado en la Fig. 1.16 contiene resultados del análisis MRIAN.

Ejemplos de aplicación del MRIL Porosidad y permeabilidad con MRIL La Fig. 1.17 presenta datos de una formación de arena lutítica en Egipto. La Pista 1 contiene la permeabilidad de MRIL (curva verde) y la permeabilidad de núcleo (asteriscos rojos). La Pista 2 contiene la porosidad de MRIL (curva azul) y la porosidad de núcleo (asteriscos negros). En este yacimiento, los tamaños de granos varían mucho y conllevan a una considerable variación en la permeabilidad de la roca. Las mediciones de presión capilar en muestras de roca mostraron una buena correlación entre los cuerpos de los poros y las estructuras de las gargantas porales. Esta correlación indica que la distribución de T2 de RMN es una buena representación de la distribución de tamaños de gargantas porales cuando los poros están 100% saturados con agua. La Fig. 1.18 muestra un perfil MRIL obtenido de un extenso yacimiento de arenisca de baja porosidad (aproximadamente 10 p.u.), y baja permeabilidad (aproximada mente 1 a 100 md) en la cuenca de Cooper en Australia.23 La Pista 1 contiene perfiles de rayos gama y calibre. La Pista 2 contiene perfiles de resistividad profunda y media. La Pista 3 muestra la permeabilidad calculada del MRIL y la permeabilidad del núcleo. La Pista 4 muestra la respuesta a la porosidad del MRIL, lecturas de porosidad por Neutrón y por Densidad (basadas en una matriz de arenisca), y porosidad de núcleo. Este pozo fue perforado con un lodo polimérico con cloruro de potasio (KCl) [equivalente a 48-kppm cloruro de sodio (NaCl)] y con una broca de 8.5 pulgadas. Los datos del MRIL fueron adquiridos con TW = 12 s y TE = 1.2 ms. Sobre el intervalo indicado, el perfil muestra una formación de arenisca limpia al tope, una arenisca arcillosa al fondo, y una arcilla interpuesta entre las dos areniscas. La concordancia entre MPHI y la porosidad del núcleo es buena. La ligera subestimación de MPHI en relación con la porosidad del núcleo se atribuye a gas residual en la zona lavada. La curva de permeabilidad de MRIL se computó usando un modelo hecho especialmente para esa área. La concordancia entre permeabilidad de MRIL y la permeabilidad del núcleo es muy buena.

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Capítulo1


Figura 1.15— Mediante la sustracción de trenes de ecos obtenidos a dos tiempos de polarización, se puede identificar hidrocarburos livianos. La Pista 5 muestra el espectro diferencial obtenido de la sustración de las dos distribuciones deT2 independientes derivadas de los trenes de ecos adquiridos con tiempos de polarización corto y S L largo, TW 1 s yse = 8 s. Las TWcancelan señales de =agua completamente mientras que las señales de hidrocarburos sólo se cancelan parcialmente y permanecen mientras las dos distribuciones de T2 se sustraen entre sí. La Pista 6 muestra los resultados del TDA. Efectuado en el dominio del tiempo cronológico (por oposición al dominio del tiempo de relajamientoT2 ), el TDA puede cuantificar hasta tres fases (gas, petróleo liviano,

y agua; gas y agua; o petróleo liviano y agua). El filtrado de lodo que desplazó el petróleo constituye el agua movible que aparece en la Pista 6.

1 0 6 1 0 0 m o

Capítulo 1


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Figura 1.16—La combinación de datos convencionales de resistividad profunda con datos de RMN tales como MCBW, BVI, MFFI, y MPHI puede mejorar enormemente las estimaciones petrofísicas de volumen poral efectivo, fracción de agua, y permeabilidad. Los resultados del análisis MRIAN que aparecen en la Pista 5 muestran que todo el intervalo deidéntico X160 hasta X255 tiene un a la saturación BVI casi de agua interpretada a partir del perfil de resistividad. Esta zona probablemente producirá sin agua debido al altoBVI.

2 0 6 1 0 0 m o

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Capítulo1


Figura 1.17—Estos datos de una formación de arena arcillosa en Egipto muestran una buena concordancia entre datos de núcleos y la porosidad y permeabilidad derivadas del MRIL.

3 0 6 1 0 0 m o

Capítulo 1


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Figura 1.18— Este ejemplo de baja porosidad y baja permeabilidad del sur de Australia muestra una buena concordancia entre datos de núcleos y la porosidad y la permeabilidad derivadas del MRIL.

(pulg.)

4 0 6 1 0 0 m o

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Capítulo1


Figura 1.19—En este yacimiento de gas, la porosidad del MRIL está influida por el índice de hidrógeno de los fluidos porales. Para los cálculos de permeabilidad, se debe usar una porosidad corregida, ya sea de otra fuente como perfiles nucleares de porosidad, o a partir de MPHI después de la corrección porHI.

5 0 6 1 0 0 m o

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La Fig. 1.19 compara datos de núcleos con la porosidad y la permeabilidad del MRIL registradas en un yacimiento de gas.23 La Pista 1 contiene perfiles de rayos gama y calibre. La Pista 2 contiene perfiles de resistividad profunda y media. La Pista 3 muestra una permeabilidad derivada del MRIL y una MPHI del MRIL, permeabilidadde nú cleo. La Pista 4 m uestra la porosidad de úcleo, n porosidad porosidad por Neutrón y por Densidad (en base a una matriz de arenisca), BVI de un modelo especialmente ajustado para este yacimiento, y un volumen efectivo de agua ( CBVWE) a partir de perfiles de resistividad. El perfil del MRIL en este ejemplo se adquirió con un TW = 10 s, TE = 1.2 ms, y NE = 500, siendo NE el número de ecos por tren de ecos. Un contacto gas/agua a X220 es fácil de identificar en los perfiles de resistividad. Inmediatamente por encima delAquí contacto, un amplio (amarillo) entre al losefecto perfiles neutrón y de densidad. se da se unaobserva disminución de lacruzamiento porosidad del MRIL debido delde índice de hidrógeno del gas no desplazado. En el modelo de Coates, datos precisos de BVI y MFFI son importantes para los cálculos de permeabilidad. La curva de MPERM en la Pista 3 fue calculada con el modelo de Coates: MPHI se usó como porosidad, y la diferencia entre MPHI y BVI se usó como MFFI. Utilizado de este modo, el modelo de Coates dará buenas estimaciones de permeabilidad cuando la porosidad de MRIL no sea afectada por gas. En zonas en las que la porosidad de MRIL sea afectada por gas, MPERM es pesimista porque la diferencia entre MPHI y BVI subestima MFFI. En esta situación, la diferencia entre BVI y la porosidad obtenida de los perfiles nucleares da una mejor estimación de MFFI para calcular permeabilidad. La curva de PMRI se calculó de este modo. Es una representación más razonable de la permeabilidad en las zonas con gas, y en este ejemplo coincidió muy bien con la permeabilidad del núcleo. Por debajo del contacto gas/agua, la porosidad y permeabilidad de MRIL concuerdan bastante bien con los datos de núcleos.

Evaluación de yacimientos con baja resistividad A lo largo de este capítulo se ha utilizado varias veces un intervalo de un pozo del Golfo de México para ilustrar varias mediciones MRIL (Figs. 1.7, 1.9, 1.12, 1.15, y 1.16). El mismo pozo se discute ahora en el contexto de un estudio de un caso específico. El yacimiento penetrado por este pozo consiste en una formación de arenisca masiva de grano medio a fino, que se desarrolló a partir de sedimentos de lecho marino. Dentro de la formación se observa una intensa influencia por actividad biológica. La permeabilidad al aire típicamente está en un rango entre 1 y 200 md, con una porosidad de núcleo que varía entre 20 y 30 p.u. La porción superior del yacimiento (Zona A) tiene una resistividad más alta (aproximadamente 1 ohm-m) que la de la porción inferior del reservorio (Zona B, aproximadamente 0.5 ohm-m). Los hidrocarburos que se producen son petróleos livianos con viscosidad de 1 a 2 cp. El pozo se perforó con lodo a base de agua. Los perfiles convencionales se muestran en la Fig. 1.20. Los resultados del MRIL tanto de TDA como de MRIAN están ilustrados en la Fig. 1.21. El operador estaba preocupado por la disminución de la resistividad en la porción inferior del yacimiento. El asunto era sobre si la disminución se debía a cambios de textura (tamaños de granos más pequeños, en cuyo caso el pozo podría producir sin agua) o a un aumento en el volumen de agua movible. La capacidad para contestar cabalmente esta pregunta podría tener implicaciones significativas para los cálculos de reservas, opciones para diseño de la sarta de producción del pozo, y futuras decisiones sobre desarrollo del campo. Otro elemento clave de información para este tipo de yacimiento es que la producción efectiva acumulada con frecuencia excede ampliamente las reservas recuperables calculadas inicialmente en base a un umbral de saturación de agua del 60%. Si toda la zona en cuestión estuviera realmente en condiciones de saturación de agua irreductible, entonces el intervalo productivo neto total podría incrementarse de 25 a 70 pies. El incremento resultante en volumen poral neto de hidrocarburos sería de más del 200%, y las reservas recuperables esperadas se incrementarían considerablemente. El MRIL se incorporó al conjunto de perfiles de evaluación básico por dos razones principales: 1. Para distinguir zonas con probable producción de hidrocarburos de zonas con probable producción de agua estableciendo el volumen bruto de agua irreductible (BVI) y el volumen de fluidos libres (MFFI). 2. Para mejorar la estimación de rese rvas recuperables definiendo el interva lo producible.

22


Capítulo1


Figura 1.20— Los perfiles convencionales (SP, Resistividad, y Neutrón/Densidad) sugirieron que la parte superior de la arena (XX160 a XX185) probablemente produciría con un alto contenido de agua, pero que la parte inferior de la arena (XX185 a XX257) es probablemente pura agua.

(pulg.)

6 0 6 1 0 0 m o

Capítulo 1


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Figura 1.21— Los datos del perfil MRIL que se efectuó en el pozo de la Fig. 1.20 se usaron en análisis de tipo DSM, TDA, y MRIAN. Los resultados de MRIAN (Pista 7) indican que tanto el intervalo superior como el inferior tienen altas saturaciones de agua, pero que el agua de formación está en condiciones irreductibles. Entonces, la zona no puede producir ninguna de formación. Toda la zonaagua tiene permeabilidad en exceso de 100 md (Pista 2). El análisis de TDA (Pista 6) determinó que la saturación de petróleo en la zona lavada está en el rango de 35 a 45%. Con esta información, el operador cañoneó todo el intervalo y registró una producción inicial de 2,000 bpd, sin influjo de agua.

7 0 6 1 0 0 m o

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Capítulo1


Los datos MRIL adquiridos en este pozo debían incluir porosidad total para determinar agua asociada con la arcilla, agua irreductible, y fluidos libres. Se debía utilizar adquisición con doble-TW para distinguir y cuantificar hidrocarburos. Los resultados del MRIL en la Fig. 1.21 ayudaron a determinar que la reducción en la resistividad obedece a un cambio en el tamaño de los granos y no a la presencia de agua movible. Los dos tipos potenciales de agua irreductible que pueden causar una reducción en resistividad medida son agua asociada con la arcilla (cuyo volumen está indicado por MCBW) y agua irreductible por capilaridad (cuyo volumen está indicado por BVI). La medición de agua asociada con la arcilla de MRIL (Pista 3) indica que todo el yacimiento tiene muy bajo MCBW. La curva de BVI del MRIL (Pista 7) indica una secuencia de engrosamiento de grano arriba (se BVIpueden aumenta con la atribuir profundidad). El incremento BVI y la correspondiente reducción enhacia resistividad entonces a cambios de textura.en Los resultados de la combinación de análisis con TDA (Pista 6) y TDA/MRIAN (Pista 7) implican que en todo el yacimiento no hay cantidades significativas de agua movible y que el agua existente está en condición irreductible. En base a estos resultados, el operador perforó el intervalo de XX163 a XX234. La producción inicial de 2,000 barriles por día no tenía agua y confirmó entonces el análisis con MRIL. En la Fig. 1.21 se puede encontrar una diferencia entre los resultados de TDA y de TDA/MRIAN. El TDA muestra que los fluidos libres incluyen tanto petróleo liviano como agua, mientras que los resultados de TDA/MRIAN muestran que todos los fluidos libres son hidrocarburos. Esta aparente discrepancia se debe simplemente a la profundidad de investigación distinta que tiene cada sensor de perfilaje. La saturación del TDA refleja la zona lavada según la observa la medición con MRIL. La saturación de la combinación TDA/MRIAN refleja la zona virgen según es observada por mediciones de resistividad profunda. Como en este pozo se usó un lodo a base de agua, parte de los hidrocarburos movibles son desplazados por el filtrado del lodo de base agua en la zona invadida.

Modos de adquisición con MRIL La capacidad única de la herramienta MRIL para medir cantidades múltiples necesarias para evaluación de posibilidades y el modelado de yacimientos depende de realizar mediciones RMN múltiples en el “mismo” volumen de roca utilizando diferentes activaciones. Estas diferentes activaciones usualmente se pueden usar durante una sola pasada con una herramienta de frecuencia múltiple tal como la MRIL Prime.2 Hay tres categorías de conjuntos de activación de uso común: porosidad total, doble TW, y doble TE. Un conjunto de activación de porosidad total adquiere dos trenes de ecos para obtener la porosidad total MSIG. Para adquirir uno de los trenes de ecos, la herramienta utiliza TE = 0.9 ó 1.2 ms y un TW largo para lograr polarización completa. Este tren de ecos provee la “porosidad efectiva” MPHI. Para adquirir el segundo tren de ecos, la herramienta utiliza TE = 0.6 ms y un TW corto que es sólo lo suficientemente largo como para lograr polarización completa de los fluidos en los poros pequeños. El segundo tren de ecos se diseña como para proveer la porosidad MCBW que aportan los poros de tamaño igual a los poros de arcilla. 16 Una activación doble-TW se usa primordialmente para identificar hidrocarburos livianos (gas y petróleo liviano). Típicamente, las mediciones se hacen con TW = 1 y 8 s, y con TE = 0.9 ó 1.2 ms. La señal de agua está contenida en ambas activaciones, pero los hidrocarburos livianos (que tienen valores de T1 largos) tienen una señal altamente suprimida en la activación con TW = 1 s. La presencia de una señal en la diferencia de las mediciones es un indicador robusto de gas o petróleos livianos.37 Una activación doble-TE se usa principalmente para identificar la presencia de petróleo visco so, que tiene un índice de difusión pequeño en relación con el agua. Este tipo de conjunto de activación tiene un TW largo y tiene valores de TE de 0.9 ó 1.2 ms y 3.6 ó 4.8 ms. Para este conjunto, el fluido con el mayor índice de difusión (agua) tiene un espectro más corrido hacia tiempos menores que el fluido con el menor índice de difusión (petróleo viscoso). La presencia en los espectros de una porción con mínimo corrimiento identifica petróleo de alta viscosidad en la formación.38, 39

Capítulo 1


25


Respuesta del MRIL en pozos de pared irregular Como se muestra en la Fig. 1.22 , una herramienta MRIL responde a los materiales en una serie de cascos cilíndricos, cada uno de aproximadamente 1mm de espesor. Los materiales del pozo o de formaciones que estén afuera de esos cascos no tienen influencia en las mediciones, situación similar a la del MRI de uso médico. Por lo tanto, si la herramienta MRIL está centralizada en el pozo, y el diámetro de cualquier ensanchamiento de la pared del pozo es menor que el diámetro del casco sensible interno, la herramienta MRIL responderá únicamente a las propiedades RMN de la formación. En otras palabras, la rugosidad del pozo y los ensanchamientos moderados no afectarán las mediciones MRIL. La Fig. 1.23 muestra un ejemplo de un perfil MRIL llevado a cabo en un pozo de pared rugosa. Los diámetros de los cascos de respuesta para una herramienta MRIL son dependientes de la frecuencia operativa y de la temperatura de la herramienta. Para una herramienta MRIL, la frecuencia más alta de operación es de 750 kHz, que corresponde a un diámetro de investigación de aproximadamente 16 pulg. a 100º F. A la frecuencia más baja de operación de 600 kHz, el diámetro de investigación es de unas 18 pulg. a 100°F. Se han publicado gráficos que ilustran la dependencia que tiene la profundidad de investigación de la frecuencia operativa y de la temperatura de la herramienta.40, 41

Resumen de aplicaciones de perfi lajes con R MN Estudios de casos específicos y la teoría han mostrado que las herramientas MRIL proveen datos muy determinantes para

•

distinguir zonas productivas de baja resistividad/bajo contraste

•

evaluar yacimientos de petróleo y/o gas de litología compleja

•

identificar petróleos pesados y de viscosidad mediana

•

estudiar formaciones de baja porosidad/baja permeabilidad

• •

determinar saturación de petróleo residual mejorar el diseño de tratamientos de estimulación

En particular, los datos de RMN proveen la siguiente valiosa información:

•

porosidad independiente de la mineralogía

•

distribución de porosidad, complementada con distribución de tamaños porales en formaciones saturadas con agua

•

volumen de agua irreductible y de fluido libre si hay un valor confiable de T2cutoff

•

permeabilidad, determinada a partir del índice de fluido libre y del volumen de agua irreductible ó T2 promedio

•

clasificación de hidrocarburos mediante el uso de (1) contrastes ponderados por T1 para agua, gas y/o petróleo liviano, (2) contrastes ponderados por difusividad para agua y petróleo viscoso, y (3) cálculos de saturación de agua para la zona virgen optimizados con RMN

Aunque esta monografía se refiere principalmente a perfilajes RMN con cable eléctrico, el conjunto de herramientas RMN se usa también en otras partes del proceso de prospección y caracterización de yacimientos. conjunto incluye un instrumento RMN para perfilar mientras se perforaRMN (LWD) a efectos de unaEste identificación temprana del yacimiento y sus propiedades, y un dispositivo montado

26


Capítulo1


Figura 1.22— La profundidad de investigación de una herramienta MRIL es de unas 18 pulg. cuando se opera a baja frecuencia y de unas 16 pulg. a alta frecuencia. Entonces, en un pozo de 12 pulg., las rugosidades con amplitud de menos de 2 pulg no afectarán la señal MRIL.

4 3 8 0 0 0 m o

Figura 1.23— Una herramienta MRIL puede a menudo proveer datos confiables en pozos de alta rugosidad, donde los perfiles tradicionales de porosidad no pueden. En este ejemplo, tanto las mediciones con neutrones como con densidad son muy sensibles a la rugosidad, y sólo la herramienta MRIL provee la porosidad correcta. Además, como la porosidad MRIL es independiente de la litología, el cambio de caliza en una zona superior a arenisca en una zona inferior no tiene ningún efecto en la exactitud de los valores de porosidad MRIL. Para adquirir estos datos, se utilizó una herramienta MRIL-Prime a una velocidad de perfilaje de 24 pies/ min.

8 0 6 1 0 0 m o

Capítulo 1


27


Figura 1.24—El dispositivo de LWD RMN provee información para localizar el yacimiento mientras se perfora. MRIL-Prime proporciona información para un análisis de factibilidad de producción después de ocurrida la invasión. El dispositivo de RDT RMN otorga información para determinar, por métodos RMN, las condiciones propiedades del del yacimiento. fluido en las

7 3 8 0 0 0 m o

dentro de una herramienta para ensayar yacimientos (RDT), de ensayos avanzados de formación y toma de muestras de fluidos. La herramienta LWD RMN usa los mismos principios que la herramienta MRIL, pero provee la información más rápido y en base a la roca no invadida. El dispositivo de RDT RMN provee información sobre propiedades de fluidos en las condiciones de yacimiento pozo abajo. Toda la información proveniente de la herramienta de LWD RMN, la herramienta MRIL, y el dispositivo de RDT RMN se puede integrar en un centro de estudio de yacimientos para brindar un análisis más completo. La Fig. 1.24 provee un esquema de este proceso.

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28


Capítulo1


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Capítulo 1


29


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30


Capítulo1


39. Akkurt, R., et al., 1998 , Determinatio n of residual oil saturatio n using enhanced diff usion, SPE 49014, 1998 SPE Annual Technical Conference and Exhibition Proceedings , v. Ω (Formation evaluation and reservoir geology), 11 p. 40. Chandler, R.N., et al., 1994, Impr oved log quality with a dual-f requency pulsed NMR tool, SPE 28365, 1994 SPE Annual Technical Conference and Exhibition Proceedings , v. Ω (Formation evaluation and reservoir geology), p. 23–35. 41. MRIL Ope ration Manual , Halliburton, 1998.

Capítulo 1


31


32


Capítulo1


Capítulo 2

Física de RMN Los principios físicos en que se basa el perfilaje RMN son complejos. Sin embargo, las mediciones del perfilaje RMN y la interpretación del perfil RMN se pueden entender con el conocimiento de unos pocos conceptos básicos de RMN. Estos conceptos son magnetismo nuclear, polarización, tiempo de relajamiento T1 , inclinación de pulsación, decaimiento de inducción libre, ecos de momentos rotacionales, tiempo de relajamiento T2 , y secuencias de pulsación CPMG. Este capítulo está dedicado a la discusión de esos conceptos. En los libros de referencia al final del capítulo aparecen discusiones más completas y avanzadas sobre los fundamentos de la física de RMN.

Magnetism o nuclear La resonancia magnética nuclear (RMN, por sus siglas en inglés) se refiere a la respuesta de los núcleos atómicos a los campos magnéticos. Muchos núcleos tienen un momento magnético neto y un momento angular o rotacional. Frente a un campo magnético externo, un núcleo atómico hace precesión alrededor de la dirección del campo externo de manera muy similar a un giroscopio haciendo precesión alrededor del campo gravitatorio terrestre. Cuando estos núcleos magnéticos giratorios interactúan con los campos magnéticos externos, se pueden producir señales mesurables. Se pueden efectuar mediciones de cualquier núcleo que tenga un número impar de protones o neutrones o ambos, tales como el núcleo de hidrógeno (1H), carbono ( 13C), y sodio (23Na). Para la mayoría de los núcleos encontrados en formaciones de la tierra, la señal magnética nuclear inducida por campos magnéticos externos es demasiado pequeña para ser detectada por un instrumento magnético de perfilaje RMN de pozos. Sin embargo, el hidrógeno, que tiene sólo un protón y ningún neutrón, es abundante tanto en agua como en hidrocarburos, tiene un momento magnético relativamente amplio, y genera una señal potente. Hasta hoy, casi todos los perfilajes RMN y los estudios de rocas hechos con RMN se basan en respuestas del núcleo del átomo de hidrógeno. Por esta razón, a veces se quita la palabra “nuclear” de “resonancia magnética nuclear”, y se usa en cambio perfilaje de “resonancia magnética” (MR) o perfilaje de “imágenes con resonancia magnética” (MRI). Este texto se concentrará en RMN de protones (por ejemplo, de hidrógeno). El núcleo de un átomo de hidrógeno es un protón, que es una partícula pequeña, positivamente cargada con un momento angular asociado o rotacional. El protón giratorio representa una espira de corriente que genera un campo magnético (o momento magnético) con dos polos (norte y sur) alineados con el eje del momento rotacional. Por lo tanto, el núcleo de hidrógeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje magnético está alineado con el eje del momento rotacional del núcleo, como se ilustra en la Fig. 2.1 (izquierda). Cuando hay muchos átomos de hidrógeno presentes y no existe ningún campo

Capítulo 2

Físicade RMN

33


magnético externo, los ejes de los momentos rotacionales nucleares del hidrógeno están alineados al azar, como se muestra en la Fig. 2.1 (derecha).

Polarización El primer paso para hacer una medición RMN es alinear núcleos magnéticos con un campo magnético estático, B0. Cuando B0 se aplica a un núcleo magnético, B0 ejerce un momento torsional sobre el núcleo que actúa para alinear el eje del momento rotacional nuclear con B0. Cuando se aplica un momento torsional a un objeto giratorio, el eje del objeto se mueve perpendicular al momento torsional en un movimiento llamado precesión, tal como se ilustra en la Fig. 2.2 (izquierda). Entonces, cuando B0 se aplica a un núcleo magnético, el núcleo hará precesión alrededor de B0. La frecuencia precesional ( f ), llamada la frecuencia de Larmor, esta dada por

f=

B0 2ð

γ

(2.1)

siendo γ la relación giromagnética, que es una medida de la intensidad del magnetismo nuclear. Para el hidrógeno, γ /2 π = 42.58 MHz/tesla. Otros núcleos tienen otros valores de γ.1 La ecuación 2.1 muestra que la frecuencia de Larmor de un núcleo dado es proporcional a la magnitud del campo magnético estático y a la relación giromagnética del núcleo dado. Para un campo magnético dado, especies nucleares diferentes tienen frecuencias de Larmor diferentes (por sus diferentes relaciones giromagnéticas); por lo tanto, las diferentes especies se pueden diferenciar en base a esas frecuencias. Alternativamente, para una especie nuclear dada, tal como el hidrógeno, la relación giromagnética tiene un valor fijo, y de acuerdo a la Ec. 2.1, la frecuencia de Larmor es función de la intensidad del campo magnético estático. Si la intensidad del campo magnético depende de la posición, entonces la frecuencia de Larmor asociada con el núcleo es función de la posición del núcleo. Esta observación es fundamental tanto para las mediciones en el MRI médico como en el MRIL en el campo petrolero.

Figura 2.1— Debido a su magnetismo nuclear inherente, los núcleos de hidrógeno (a la izquierda) se comportan como si fueran pequeñas barras imantadas alineadas con los ejes de los momentos rotacionales de los núcleos. En ausencia de un campo magnético externo, los ejes magnéticos nucleares (a la derecha) quedan alineados al azar.

8 3 8 0 0 0 m o

34

RMN Física de

Capítulo 2


Tanto en el MRI médico como en el MRIL en el campo petrolero, se aplica un campo magnético de gradiente. Como la intensidad de ese tipo de campo depende de la posición, la frecuencia de Larmor de un núcleo estará en función de la posición del núcleo. En el MRI médico, los campos de gradientes lineales (en su mayor parte pulsantes) se usan para hacer un mapa completo de la población de hidrógeno en espacios tridimensionales (3D). En el campo petrolero, el instrumento de MRIL produce un campo de gradiente estático primario cuya intensidad está en función de la distancia radial a partir de la superficie del instrumento.2 Por lo tanto, la ubicación de la región del espacio investigada por el instrumento está determinada por la frecuencia de Larmor a la que responde el instrumento de MRIL. Según la mecánica cuántica, cuando un protón está sujeto a un campo magnético externo, el protón es forzado hacia uno de entre dos estados energéticos. Como se indica en la Fig. 2.2 (derecha), el estado energético dedirección un protóndel encampo particular depende de laelorientación del eje respecto a la externo. Cuando eje precesional es precesional paralelo a Bdel , elprotón protóncon está en 0 el estado de baja energía, que es el estado preferido. Cuando el eje precesional está en posición antiparalela a B0, el protón está en el estado de alta energía. A la dirección de B0 se la designa como la dirección longitudinal. Cuando un gran número de protones giratorios están haciendo precesión alrededor de B0, como se ilustra en la Fig. 2.3 , hay más momentos rotacionales haciendo precesión paralelos a B0 q ue antiparalelos. La diferencia entre el número de protones alineados paralela y antiparalelamente al campo B0 forma la magnetización bruta M0 que provee la señal medida por los dispositivos de RMN y MRI. La magnetización microscópica M0 está definida como el momento magnético neto por unidad de volumen. Para el caso de N núcleos por unidad de volumen, la magnetización está dada por la ley de Curie de esta forma3

M0

=N

γ 2h 2 I ( I

+ 1) B 3(4π 2 )kT 0

(2.2)

siendo

k T h I

= = = =

constante de Boltzman temperatura absoluta (Kelvin) constante de Planck el número cuántico de momentos rotacionales del núcleo

Figura 2.2— En un campo magnético externo (izquierda), la frecuencia precesional de un núcleo depende de la relación giromagnética del núcleo y de la intensidad del campo externo. La alineación del eje de precesión de un núcleo con respecto a la dirección del campo externo (derecha) determina el estado energético del núcleo.

9 3 8 0 0 0 m o

Capítulo 2

Físicade RMN

35


M 0 es observable y, según la Ec. 2.2, es proporcional al número de protones, a la magnitud B0 del campo magnético aplicado, y a la inversa de la temperatura absoluta.

Una vez que los protones están alineados en el campo magnético estático, se dice que están polarizados. La polarización no ocurre inmediatamente sino que más bien crece en una constante de tiempo, 4 que es el tiempo de relajamiento longitudinal,T1: −t

(2.3)

M z (t ) = M 0 (1 − e T1 ) siendo

t Mz(t)

= =

M0

=

el tiempo durante el que los protones están expuestos al campo B0 la magnitud de la magnetización al tiempo t, cuando se toma la dirección de B0 a lo largo del eje z La magnetización final y máxima en un campo magnético dado

T1 es el tiempo en el que la magnetización alcanza 63% de su valor final, y tres veces T1 es el tiempo en el que se logra el 95% de la polarización. En la Fig 2.4 se ilustra una curva de relajamiento o polarización T1. Fluidos diferentes, tales como agua, petróleo, y gas, tienen tiempos de relajamiento T1 diferentes.

Figura 2.3— Cuando muchos protones están haciendo precesión en un campo magnético externo, aparecerá una magnetización netaM ( 0 ).

0 4 8 0 0 0 m o

36

RMN Física de

Capítulo 2


Figura 2.4— Las curvas de relajamiento (polarización) T1 indican el grado de alineamiento de los protones, o magnetización, en función del tiempo en el que una población de protones está expuesta a un campo magnético externo.

1 4 8 0 0

0 m o

Inclinación de p ulsación y dec aimiento de induc ción libre El segundo paso en el ciclo de mediciones RMN es el de inclinar la magnetización desde la dirección longitudinal hasta un plano transversal. Esta inclinación se logra aplicando un campo magnético oscilatorio (B1) perpendicular a B0, el campo magnético estático. Para una inclinación eficaz, la frecuencia de B1 debe igualar la frecuencia de Larmor de los protones en relación a B0. En la Fig. 2.5 se ilustra un campo magnético oscilatorio interactuando con protones. Desde el punto de vista de mecánica cuántica, si un protón está en el estado de baja energía, puede absorber energía provista por B1 y saltar al estado de alta energía. La aplicación de B1 hace también que los protones hagan precesión en fase entre sí. Este cambio en el estado energético y en la precesión en fase causada por B1 se llama resonancia magnética nuclear. Figura 2.5— Para una interacción eficaz con protones (izquierda), el campo magnético oscilatorioB1 debe tener un componente sustancial perpendicular al campo estático B0 y debe tener una frecuencia ƒ igual a la frecuencia de Larmor de protonesƒ0 en el campo estático. En este caso (derecha), los protones harán precesión en fase entre sí y pueden absorber energía del campo oscilatorio y cambiar a un estado de alta energía. Así es como se da la resonancia magnética nuclear. 4 4 8 0 0 0 m o

Capítulo 2

Físicade RMN

37


A un nivel macroscópico, la resonancia causa la inclinación de la magnetización, la cual hace precesión alrededor de B0 a la frecuencia de Larmor. El ángulo al cual se inclina la magnetización está dado por 5,6

θ

= γ B1τ

(2.4)

siendo θ

B1 τ

= = =

ángulo de inclinación (grados) amplitud del campo oscilatorio tiempo durante el que se aplica el campo oscilatorio

El ángulo de inclinación es entonces proporcional al producto B1τ, que refleja la energía que B1 suministra al sistema de momentos rotacionales de los protones. Incrementando la potencia del campo oscilatorio o incrementando el tiempo durante el cual se aplica el campo oscilatorio aumenta el ángulo de inclinación. La relación entre inclinación y ángulo de la Ec. 2.4 está ilustrada en la Fig. 2.6 . El campo B1 utilizado en el perfilaje RMN es un campo magnético oscilatorio pulsante. Los términos de pulsación angular, tales como una pulsación π (o pulsación a 180°) y una pulsación π/2 (o pulsación a 90°), se refieren al ángulo al cual B1 inclina la magnetización. Cuando un instrumento de RMN aplica una pulsación B1 a 90º a la población de protones polarizados por el instrumento, los protones hacen precesión en fase en planos transversales (con relación a B0). Macroscópicamente, la magnetización está inclinada 90° y hace precesión en el plano transversal. Cuando el campo B1 se apaga, la población de protones comienza a desfasarse, o a perder coherencia de fase—es decir que las precesiones de los protones ya no estarán en fase entre sí. Por lo tanto, a medida

Figura 2.6— El ángulo de inclinaciónθ depende de la intensidad del campo oscilatorio B1 y del tiempo τ durante el cual se aplica el campo.

5 4 8 0 0 0 m o

38

RMN Física de

Capítulo 2


que el desfasaje progresa, la magnetización neta disminuye. En esta situación, una bobina receptora que mide la magnetización en la dirección transversal detectará una señal en decaimiento (Fig. 2.7 ). Este decaimiento es usualmente exponencial y se llama decaimiento de inducción libre. La constante de tiempo del FID (T2*) es muy corta—unas pocas decenas de microsegundos. El FID está causado por heterogeneidades del campo magnético que se deben al gradiente del campo magnético y a ciertos procesos moleculares que ocurren en el material que se está midiendo. Debido a las heterogeneidades en el campo de B0, protones en ubicaciones diferentes harán precesión con frecuencias de Larmor diferentes, produciendo así este muy rápido decaimiento.

Detec ción de moment os rotaciona El desfasaje causadode por laecos heterogeneidad del campo magnético estático B es les reversible. Los vectores 0

de magnetización de protones en los planos transversales se pueden volver a poner en fase cuando se aplica una pulsación B1 a 180º. Si un vector de magnetización transversal tiene un ángulo de fase α, entonces la aplicación de una pulsación B1 a 180º cambiará el ángulo de fase a- α. En efecto, el orden de fase de los vectores de magnetización transversales se revierte, de modo que los vectores más lentos (desde el punto de vista de la fase) están adelante (desde el punto de vista de la fase) de los vectores más rápidos. Los vectores más rápidos alcanzan a los vectores más lentos, se produce un refasaje, y se genera una señal que es detectable en la bobina receptora. Esta señal se llama un eco de momentos rotacionales.7 Si transcurre un tiempo τ (no el mismo tiempo que en la Ec. 2.4 ) entre la aplicación de la pulsación B1 a 90º y la pulsación B1 a 180º, entonces el mismo tiempo τ va a transcurrir entre la aplicación de la pulsación B1 a 180º y el pico del eco de momentos rotacionales. Es decir, el tiempo de refasaje es igual al tiempo de desfasaje, y el pico de ecos de momentos rotacionales ocurre a 2 τ, que se define como TE . En la Fig. 2.8 se ilustra la generación de ecos de momentos rotacionales . Aunque un eco de momentos rotacionales único decae muy rápidamente, se pueden aplicar pulsaciones a 180º repetidamente para refasar los componentes de magnetización y generar una serie de ecos de momentos rotacionales. Entonces se puede registrar un tren de ecos de momentos rotacionales, como se ilustra en la Fig. 2.9 . Un eco de momentos rotacionales se forma a mitad del camino entre cada par de pulsaciones a 180°. El espaciamiento entre ecos (TE ) es el tiempo entre los picos de ecos adyacentes. El número de pulsaciones en el tren de pulsaciones es NE . La secuencia completa de pulsaciones—una pulsación a 90° seguida por una larga serie de pulsaciones a 180°—se llama una secuencia de CPMG, sigla que proviene de las iniciales de los apellidos de sus inventores, Carr, Purcell, Meiboom, y Gill. 8

Figura 2.7— Luego de la aplicación de una pulsación a 90°, la población de protones se desfasa, y se puede detectar una señal de decaimiento de inducción libre (FID).

6 4 8 0 0 0 m o

Capítulo 2

Físicade RMN

39


Figura 2.8— (1) Para generar un eco de momentos rotacionales, se aplica primero una pulsación B1 a 90º. (2) Luego de la cesación de la pulsación a 90°, comienza el desfasaje. (3) En un tiempo τ, se aplica una pulsación B1 a 180º para invertir los ángulos de fase y entonces se inicia el refasaje. (4) El refasaje procede. (5) El refasaje está completo, y se genera una señal mesurable (un eco de momentos τ. rotacionales) en un tiempo 2

7 4 8 0 0 0 m o

En la medida en que la difusión se pueda ignorar, la secuencia de pulsaciones de CPMG anula el desfasaje causado por la heterogeneidad del campo B0; sin embargo, el desfasaje que resulta como consecuencia de interacciones moleculares y difusión es irreversible. Una vez que ocurre este desfasaje irreversible, decaerá. los protones nosesemuestra pueden en reenfocar completamente, y el tren de ecoscon de momentos rotacionales Como la Fig. 2.10 , un instrumento de perfilaje RMN mide la amplitud de los ecos de momentos rotacionales en la secuencia de CPMG para monitorear el decaimiento de magnetización transversal, y por lo tanto, el desfasaje irreversible. La constante de tiempo del decaimiento de magnetización transversal se llama tiempo de relajamiento transversal, o también T2. La amplitud del tren de ecos de momentos rotacionales en el tiempo t, que es la amplitud de la magnetización transversal Mx(t), está dada por9 −t

(2.5)

M x (t ) = M 0 x e T2

siendo Mox la magnitud de la magnetización transversal en t = 0 (el tiempo en el que cesa la pulsación a 90°). El decaimiento T2 de la formación contiene la mayor parte de la información petrofísica que se puede obtener de un perfilaje RMN y por lo tanto es el primer objetivo de las mediciones del perfilaje RMN. Como se mencionó al comienzo del Capítulo 1, los datos sin procesar obtenidos por el perfilaje RMN son los trenes de ecos de momentos rotacionales.

40

RMN Física de

Capítulo 2


Figura 2.9— Para generar un tren de ecos de momentos rotacionales, se utiliza la secuencia de pulsos de CPMG, que consiste en una pulsación B1 a 90º, seguida por una secuencia de pulsacionesB1 a 180º. Las pulsacionesB1 a 180º van seguidas por unos ecos de momentos rotacionales de amplitud decreciente.

8 4 8 0 0 0 m o

Figura 2.10— Las amplitudes de los ecos de momentos rotacionales en decaimiento producen una curva de decaimiento exponencial con una constante de tiempoT2.

9 4 8 0 0 0 m o

Capítulo 2

Físicade RMN

41


Sincroniza ción del tiempo delas mediciones R MN Luego de un período igual a varias veces T2, el decaimiento de la magnetización transversal está esencialmente completo, y no es posible hacer más refasaje. Durante una secuencia de CPMG, la pulsación a 90° reorienta la polarización de modo que no haya ninguna polarización longitudinal de los protones, y las pulsaciones a 180° suprimen la acumulación de más polarización longitudinal. Por lo tanto, al final de la secuencia de CPMG los protones quedan de manera completamente aleatoria. Para comenzar la siguiente secuencia de CPMG, los protones se deben polarizar otra vez. Entonces, es necesario un tiempo de espera (TW) entre el final de una secuencia de CPMG y el comienzo de la siguiente, durante el cual tiene lugar la repolarización. Un típicosuperior diagrama sincronización parade mediciones RMN está la Fig. en . La 2.11 sección de de la figura describe de dostiempos secuencias CPMG, cada una deilustrado las cualesenconsiste una pulsación B1 a 90º, seguida por una serie de pulsaciones a 180°. La sección inferior representa eventos de polarización (curvas de relajamiento T 1), e ilustra los trenes de ecos de momentos rotacionales (curvas de relajamiento T 2 ) asociados con las dos secuencias de CPMG. El tiempo de polarización ( TW), el espaciamiento entre ecos (TE ), y el número de ecos (NE ) se pueden controlar manualmente. Para determinar la magnitud de M 0, se efectúa una estimación de la amplitud del tren de ecos de momentos rotacionales a t = 0 a partir de las mediciones de trenes de ecos de momentos rotacionales. Para evitar una subestimación de M0, se requiere polarización total o casi total (95%). Para lograr un 95% de polarización, TW debe ser igual a tres veces T1. A medida que disminuye TE, los ecos de momentos rotacionales serán generados y detectados más tempranamente y más rápidamente, y la relación señal a ruido efectiva se incrementa debido a la densidad más alta de puntos de datos. A medida que aumenta NE , se generarán y detectarán ecos de momentos rotacionales por más tiempo, pero se requiere más intensidad de B1. Los conjuntos de mediciones de CPMG se recogen siempre en pares. Luego de que se adquiere el primer conjunto, el segundo conjunto se adquiere con la fase de la pulsación del transmisor cambiada para dar ecos de momentos rotacionales de amplitud negativa. El segundo conjunto se sustrae entonces del primer conjunto para producir un par de fase alterna (PAP). Este procedimiento conserva la señal y elimina compensaciones electrónicas de baja frecuencia.

Figura 2.11—Este diagrama de sincronización de medición RMN muestra (arriba) secuencias de pulsaciones CPMG y (abajo) curvas de polarización (relajamiento T1) y adquisición de trenes de ecos de momentos rotacionales.

0 5 8 0 0 0 m o

42

RMN Física de

Capítulo 2


Referencias 1. Cowan, B., 1997, Nuclear magnetic resonance and relaxation , Cambridge University Press, Cambridge, U.K., p. 7. 2. Miller, M.N., et al., 1990, Spin-echo magnetic-resonance logging-porosity and free-fluid index, SPE 20561, SPE Annual Technical Conference and Exhibition Proceedings, v. Ω, (Formation evaluation and reservoir geology), p. 321–324. 3. Cowan, Nuclear magnetic resonance and relaxation, p. 21–22, 128–129. 4. Fukushima, E. and Roeder, S.B.W., 1981, Experimental Pulse NMR: A Nuts and Bolts Approach, Addison-Wesley p. 22, 164, 242. Publishing Company, Advanced Book Program, Reading, Massachusetts, U.S.A., 5. Cowan, Nuclear magnetic resonance and relaxation, p. 33–37. 6. Fukushima and Roeder, Experimental Pulse NMR , p. 54. 7. Cowan, Nuclear magnetic resonance and relaxation, p. 100–103. 8. Ibid., p. 111–117. 9. Ibid., p. 26.

Capítulo 2

Físicade RMN

43


44

RMN Física de

Capítulo 2


Capítulo 3

Informaciones petrofísicas,ytales como porosidad, distribución tamaños porales, agua irreductible, permeabilidad, se pueden extraer adepartir de las mediciones de relajamiento RMN. El entendimiento de la naturaleza del relajamiento RMN de los fluidos en los poros de las rocas es crítico para una aplicación adecuada RMN en evaluación de formaciones. Este capítulo analiza los temas asociados con la petrofísica con RMN y los modelos utilizados para obtener propiedades petrofísicas a partir de las mediciones RMN.

Nociones element ales de petrofísicacon RMN

Mecanismosde relajamientoRMN para fluidos en os l porosde las rocas Los relajamientos longitudinal ( T1) y transversal (T2) están causados por interacciones magnéticas entre protones. Desde un punto de vista atómico, el relajamiento T1 ocurre cuando un sistema de protones haciendo precesión transfiere energía a sus alrededores. El protón donante se relaja a su estado de baja energía, en el cual el protón hace precesión a lo largo de la dirección de B0. La misma transferencia también contribuye al relajamiento de T2. Además, el desfasaje contribuye al relajamiento de T2 sin involucrar una transferencia de energía a los alrededores. Por lo tanto, el relajamiento transversal es siempre más rápido que el relajamiento longitudinal; en consecuencia, T2 es siempre menor o igual a T1.1 En general, •

Para protones en sólidos, T2 es mucho menor que T1.2

•

Para protones en fluidos de yacimiento, - Cuando el fluido está en un campo magnético estático homogéneo, T2 es aproximadamente igual a T1. - Cuando el fluido está en un campo magnético de gradiente y se utiliza un proceso de mediciones con CPMG, T2 es menor que T1. La diferencia está controlada en gran parte por el gradiente de campo, el espaciamiento entre ecos, y la difusividad del fluido.3

•

Cuando un fluido humectante ocupa un medio poroso, tal como el de una roca, tanto T2 como T1 decrecen dramáticamente, y los mecanismos de relajamiento son diferentes a los de los protones tanto en sólidos como en fluidos.

Capítulo 3

Nociones elementales de petrofísica con RMN

45


Para fluidos en los poros de una roca, hay tres mecanismos de relajamiento independientes asociados con esto: •

proceso del fluido en bruto, que afecta el relajamiento tanto de T 1 como de T2

•

proceso de relajamiento por superficie, que afecta el relajamiento tanto de T1 como de T2

•

proceso de difusión en presencia de gradientes de campo magnético, que sólo afecta el relajamiento T2

Todos estos tres procesos trabajan en paralelo; por lo tanto, los tiempos T1 y T2 de fluidos porales están dados por 4

1 = 1 + 1 + 1 T2 T2bulk T2surface T2diffusion

(3.1)

1 1 1 = + T1 T1bulk T1surface

(3.2)

siendo

T2

=

tiempo de relajamiento transversal del fluido poral según la medición hecha por una secuencia CPMG

T 2bulk

=

tiempo de relajamiento T2 del fluido poral si estuviera medido en un recipiente tan amplio que los efectos del recipiente serían despreciables

T2surface

=

tiempo de relajamiento T2 del fluido poral que proviene del relajamiento de superficie

T 2diffusion

=

tiempo de relajamiento T2 del fluido poral según es inducido por difusión en

T1

=

el gradiente de campo magnético el tiempo de relajamiento longitudinal medido del fluido poral

T 1bulk

=

tiempo de relajamiento T1 del fluido poral si estuviera medido en un recipiente tan amplio que los efectos del recipiente serían despreciables

T1surface

=

tiempo de relajamiento T1 del fluido poral que proviene del relajamiento por superficie

La importancia relativa de los tres mecanismos de relajamiento depende del tipo de fluido que hay en los poros (agua, petróleo, o gas), los tamaños porales, la potencia del relajamiento por superficie, y la humectabilidad de la superficie de la roca. En general, para una roca humectada con agua,

46

•

Para salmuera, T2 está dominado por T2surface.

•

Para petróleo pesado, T2 tiene a T2bulk como su principal contribuyente.

•

Para petróleo de viscosidad mediana y liviano, T2 es una combinación de T2bulk y T2diffusion y es dependiente de la viscosidad.

•

Para gas, T2 está dominado por T2diffusion.

Nociones elementales depetrofísicaconRMN

Capítulo3


Relajamiento en bruto Relajamiento en bruto es la propiedad de relajamiento intrínseca de un fluido. Está controlado por las propiedades físicas del fluido, tales como viscosidad y composición química. Se puede medir poniendo el fluido en un recipiente grande (eliminando así el relajamiento por superficie) y sometiendo luego al fluido a un campo magnético homogéneo y a una secuencia de pulsación CPMG. Otras condiciones ambientales, tales como temperatura y presión, afectan el relajamiento bruto de un fluido. Los tiempos de relajamiento (en segundos) para agua, gas, y petróleo están dados por

Agua 5

 TK    298η 

T1bulk ≅ 3

(3.3)

T2 bulk ≅ T1bulk

(3.4)

Gas 6

 ρg   1.17   TK 

T1bulk ≅ 2.5 × 10 4 

(3.5)

T2 bulk ≅ T1bulk

(3.6)

Petróleo inerte

7

T1bulk ≅ 0.00713

TK η

T2 bulk ≅ T1bulk

(3.7)

(3.8)

siendo

TK

=

temperatura (°K)

η

=

viscosidad del fluido (cp)

ρg

=

densidad del gas (gm/cm 3)

Capítulo 3


47


Relajamiento por superficie El relajamiento por superficie tiene lugar en la interfase fluido-sólido, es decir, en la superficie del grano de las rocas. Un análisis teórico muestra que en el límite de difusión rápido,† el factor dominante en los tiempos de relajamiento T2 y T1 está dado por 4, 8, 9

S 1 = ρ 2   T2surface  V  pore 1 S = ρ1   T1surface  V  pore

(3.9)

(3.10)

siendo ρ2

=

relaxividad por superficie para T2 (poder de relajamiento T 2 de las superficies de los granos)

ρ1

=

relaxividad por superficie para T1 (poder de relajamiento T 1 de las superficies de los granos)

(S/V) pore

=

relación entre superficie del poro y volumen de fluido

Para formas simples, S/V es una medida del tamaño poral. Por ejemplo, para una esfera, la relación entre superficie y volumen es 3/r, siendo r el radio de la esfera. La relaxividad de la superficie varía con la mineralogía. Porsuperficies ejemplo, las de los carbonatos muestran una relaxividad por superficie más débil que las desuperficies cuarzo.10 Estimaciones de relaxividad por superficie se pueden determinar en el laboratorio. Los fluidos controlados por relajamiento por superficie muestran tiempos T2 que no son dependientes de la temperatura y la presión.11 Por esta razón, las mediciones RMN hechas en condiciones de medio ambiente se usan comúnmente para calibrar fórmulas utilizadas para estimar parámetros petrofísicos tales como permeabilidad y agua irreductible. Como el proceso de adquisición de mediciones utilizado en laboratorio es idéntico al proceso de adquisición de mediciones utilizado durante el perfilaje, los modelos determinados a partir de mediciones de laboratorio se pueden transferir directamente a la interpretación de datos de perfiles RMN, simplificando así el proceso de interpretación.

Relajamiento inducido por di fusión El gas, el petróleo liviano, el agua, y algunos petróleos de mediana viscosidad muestran un relajamiento inducido por difusión considerable cuando están en un campo magnético de gradiente y están sometidos a una secuencia CPMG con tiempos entre ecos largos. Para estos fluidos la constante de tiempo de relajamiento T2diffusion, asociada con el mecanismo de difusión, se convierte en una importante herramienta para su detección. Cuando existe un gradiente considerable en el campo magnético estático, la difusión molecular provoca desfasaje adicional y, por lo tanto, incrementa el índice de relajamiento de T2 (1/ T2). Este desfasaje se produce porque la molécula se mueve a una región en la que la intensidad del campo magnético es diferente, y en la que entonces el índice de precesión es diferente. La difusión no tiene influencia sobre el índice de relajamiento de T1 (1/T1).

† El

límite de difusión rápido esencialmente está diciendo que los poros son suficientemente pequeños yque los mecanismos de relajamiento por superficie son suficientemente lentos como para que una molécula típica cruce el poro varias veces antes de relajarse.

48


Capítulo3


El índice de relajamiento inducido por difusión ( 1/T 2diffusion) está dado por

3

D (γ G TE ) 1 = T2 diffusion 12

2

(3.11)

siendo

D

=

coeficiente de difusión molecular

γ

=

relación giromagnética de un protón

G

=

gradiente del campo magnético (G/cm)

TE

=

espaciamiento entre ecos utilizado en la secuencia CPMG

Al igual que con el relajamiento en bruto, las propiedades físicas tales como la viscosidad y la composición molecular controlan el coeficiente de difusión. Nuevamente, las condiciones ambientales, temperatura y presión, afectan la difusión. El agua a temperatura ambiente tiene un coeficiente de difusión de aproximadamente 2 × 10-5 cm2/s. Los coeficientes de difusión del gas, petróleo, y agua están dados por

Gas 6

Dg

≅

 T 0.9  8.5 × 10 − 2  K  × 10 −5 cm 2 / s  

ρg

 

(3.12)

Petróleo 12

Do ≅ 1.3  TK  × 10 −5 cm 2 / s  298η 

(3.13)

Agua 12

 TK   × 10 −5 cm 2 / s  298η 

D w ≅ 1.2 

(3.14)

Como se muestra en las Ecs. 3.12 a 3.14, los coeficientes de difusión para gas, petróleo y agua aumentan con la temperatura (la viscosidad η disminuye con la temperatura). El coeficiente de difusión para el gas disminuye con un aumento de la presión porque la densidad del gas aumenta con la presión. El coeficiente de difusión de los petróleos varía considerablemente porque diferentes petróleos muestran un amplio rango de composiciones moleculares, lo cual genera un amplio rango de viscosidades. Tres factores controlan la magnitud del gradiente de campo magnético G en una formación cuando ésta es perfilada con el instrumento RMN. El primer factor es función del diseño y configuración del instrumento (es decir, tamaño y frecuencia del instrumento). El segundo factor da cuenta de las condiciones ambientales, tales como temperatura de la formación. Estos primeros dos factores son tenidos en cuenta en los gráficos de gradiente publicados para cada tipo de herramienta de MRIL. El alto grado de caracterización que se le ha podido dar al gradiente de campo ha hecho posible la aplicación de la difusión para la identificación de hidrocarburos. El tercer factor se ocupa de los gradientes inducidos por el B0 aplicado. Estos gradientes suben cuando existe una diferencia entre la susceptibilidad magnética

Capítulo 3


49


de los granos de las rocas y los fluidos porales. 13 Estos gradientes son conocidos como gradientes internos y pueden causar más reducción en tiempos de relajamiento. El movimiento molecular en fluidos humectantes está frecuentemente restringido por la interfase entre granos de rocas y fluidos y/o por la tensión interfacial entre fluidos. Debido a esta restricción, el coeficiente de difusión para un fluido en una roca difiere del coeficiente de difusión del fluido en bruto a la misma presión y temperatura.6 Los efectos de la difusión se vuelven irrelevantes a espaciamientos cortos entre ecos para la mayoría de los fluidos, con la excepción de gas de hidrocarburos, que muestra características considerables de difusión aún a espaciamientos pequeños entre ecos. El espaciamiento entre ecos en la secuencia CPMG es un parámetro que puede seleccionar el ingeniero de perfilajes durante su preparación para el trabajo RMN. Si es necesario, los efectos de la difusión se pueden realzar o reducir al mínimo seleccionando el espaciamiento entre ecos adecuado para la aplicación deseada. La integración de las Ecs. 3.3, 3.4, y 3.11 en las Ecs. 3.1 y 3.2 produce

1 1 S D (γ G TE )2 = + ρ 2   + T2 T2bulk 12  V pore 1 1 S = + ρ1   T1 T1bulk V   pore

(3.15)

(3.16)

La Fig. 3.1 ilustra los mecanismos básicos de relajamiento.

Figura 3.1—El relajamiento de fluidos porales se debe a mecanismos en bruto, por superficie y por difusión.

1 5 8 0 0 0 m o

50


Capítulo3


Decaimientomultiexponencial Las rocas de un yacimiento muestran comúnmente una distribución de tamaños porales y frecuentemente contienen más de un tipo de fluido. Por lo tanto, el tren de ecos de momentos magnéticos (mediciones de magnetización transversal) registrado con secuencia CPMG no decae con un solo valor de T2 sino con una distribución de valores de T2 que se puede describir con la Ec. 3.17. 14

M (t ) =

∑ M ( 0) e i

− t

T2 i

(3.17)

siendo M(t)

=

magnetización medida en un tiempo t

Mi(0)

=

magnetización inicial desde el imo componente del relajamiento

T2i

=

constante de d ecaimiento del imo componente del relajamiento transversal

La suma es sobre la muestra completa; es decir, todos los poros y todos los diferentes tipos de fluidos. La Fig. 3.2 ilustra el carácter de decaimiento multiexponencial de un medio poroso que contiene poros de tamaños diferentes y una sola fase humectante. El relajamiento por superficie se vuelve dominante cuando se usa un corto espaciamiento entre ecos y la formación sólo está saturada con salmuera. Bajo esta condición, T2 es directamente proporcional al tamaño poral. Cuando se supone que todos los poros tienen la forma geométrica similar, los poros más grandes (columna izquierda de la Fig. 3.2 ) tienen el más bajo S/V y por lo tanto el más largo T2. Los poros de tamaño mediano tienen más bajo el S/V , dando valores más cortos de T2. Los poros más

Figura 3.2—Un poro 100% saturado con agua(izquierda arriba) tiene un solo valor deT2 (centro arriba) que depende del tamaño poral, y entonces su tren de ecos de momentos magnéticos exhibe un decaimiento uniexponencial (derecha arriba) que también depende del tamaño poral. Múltiples poros 100%saturados con agua (izquierda arriba) tienen múltiples valores deT2 (centro abajo) que dependen de los tamaños porales, y por lo tanto su combinación de trenes de ecos de momentos magnéticos combinados exhibe un decaimiento multiexponencial (derecha abajo) que también depende de los tamaños porales.

2 5 8 0 0 0 m o

Capítulo 3


51


pequeños tienen el más alto S/V y los más cortos valores de T2. Para un solo poro, la magnetización decae exponencialmente, y la amplitud de la señal está dado por 15

M (t ) = M 0 e

S − ρ 2   t V 

(3.18)

M0 es proporcional al volumen de fluido en el poro. Cuando se toma en consideración la distribución completa de los poros saturados 100% con agua (fondo izquierda de la Fig. 3.2 ), esos poros presentan unos valores de distribución de T2 (fondo al centro de la Fig. 3.2 ). La amplitud de la señal asociada es la suma de las amplitudes de señal provenientes del fluido en los poros individuales (fondo derecha de la Fig. 3.2 ), y la amplitud de la señal está dada por

M (t ) = ∑ M 0 i e

S − ρ 2   t  V i

(3.19)

siendo (S/V )i la relación superficie a volumen del imo poro. Obviamente,

M ( 0) =

∑M

(3.20)

0i

si se conoce M 100%(0) (la magnetización medida para 100% de agua en bruto con el mismo volumen sensible), entonces M(0) y M0i se pueden calibrar con la porosidad:

φ

=

M M (0) M 0i = ∑ 0i = = φ M 100% (0) M 100% (0) ∑ M 100% (0) ∑ i

(3.21)

siendo φ

=

porosidad calibrada de la formación

φi

=

porosidad calibrada asociada con todos los poros del imo tamaño poral (también conocida como porosidad incremental)

Por lo tanto, la distribución de T2 (en la forma de las amplitudes M0i asociadas con las constantes de tiempo T2i) se calibra con la distribución de porosidades (los poros individuales φi con las constantes de tiempo asociadas T2i). Si los poros están parcialmente saturados, es decir, si los poros contienen petróleo y/o gas además de agua, el petróleo y el gas contribuyen a la magnetización medida de la siguiente manera:

M (t ) = ∑ M 0i e

− ρ 2  S  t  V i

+ M oil e

− t

T2 oil

+ M gase

− t

T2 gas

(3.22)

siendo

Moil

=

M gas

=

magnetización producida por protones del gas en los poros

T 2oil

=

T2 del petróleo medido con una secuencia CPMG

T 2gas

=

T2 del gas medido con una secuencia CPMG

magnetización producida por protones del petróleo en los poros

La Ec. 3.22 supone que la roca está humectada con agua y que los decaimientos de ecos de momentos magnéticos tanto del petróleo como del gas se pueden caracterizar usando una sola expresión exponencial que representa las propiedades de relajamiento en bruto y de difusión de los fluidos no humectantes. En realidad, muchos petróleos crudos se componen de múltiples clases de hidrocarburos y tienen entonces complejos espectros de decaimiento que se deben representar mediante sumatorias

52


Capítulo3


multiexponenciales. Además, si parte del poro está ocupado por petróleo o gas, entonces el volumen de agua en el poro se reduce. Como el volumen de agua disminuye mientras la superficie específica del poro permanece igual, la relación V/S se reduce. Como el correspondiente T2 del agua en el poro es proporcional a V/S , se concluye que V/S también se reduce. Por lo tanto, cuando hay presente un fluido no humectante, el espectro de T2 no representa más una distribución de tamaño poral porque contiene una respuesta en bruto del fluido no humectante. Los poros que contienen el fluido no humectante o aparecen en el espectro a un tiempo de decaimiento que es más rápido que el normalmente asociado con los poros, o no aparecen para nada si la capa superficial es demasiado delgada. La porosidad en esos poros está considerada en la respuesta del fluido en bruto no humectante; por lo tanto, aunque la distribución está distorsionada, no se afecta la porosidad. Como en laa volumen práctica es difícil considerar a cada poro individualmente, todosdelos con se relaciones superficie similares y fluidos no humectantes que tengan valores T2 poros similares agrupan de juntos. Con este agrupamiento, las sumatorias en las ecuaciones de magnetización tienen un número manejable de factores.

Transformación de ecosa la distribución deT2 Uno de los pasos más importantes en el procesamiento de datos RMN es el de determinar la distribución de T2 que produce la magnetización observada. Este paso, llamado transformación de ecos o correlación, es un proceso de inversión matemática. La Fig. 3.3 ilustra las entradas (tren de ecos) y salidas (distribución de T 2 ) del proceso de correlación. La Ec. 3.23 muestra el sistema de ecuaciones que representan los ecos individuales. Normalmente, la distribución de T2 de las rocas es una función continua. Sin embargo, para simplificar el ajuste del tren de ecos, el proceso de correlación utiliza un modelo multiexponencial que supone que la distribución de T2 consiste en m tiempos de relajamiento discretos T2i con sus correspondientes componentes de porosidad φi. Los valores de T2i son seleccionados previamente (por ejemplo, 0.5, 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128, 256, 512, 1024 ms … ), y el proceso de correlación se concentra en determinar los componentes de porosidad de cada distribución.

echo(1) = φ1 e

−  t (1) T  2 ,1  

echo(2) = φ1 e echo(n) = φ1 e

+ φ2 e

− t ( 2 ) T  2 ,1  

−  t ( n ) T  2 ,1  

−  t (1) T  2 ,2  

+ φ2 e + φ2 e

+ φ3 e

−  t ( 2 ) T  2, 2  

−  t ( n ) T  2 ,2  

− t (1) T  2, 3  

+ φ3 e + φ3 e

⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + φm e

−  t ( 2 ) T  2, 3  

−  t ( n ) T  2, 3  

−  t (1) T  2 ,m  

⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + φm e ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + φm e

+ noise

−  t ( 2 )T  2 ,m  

−  t ( n ) T  2 ,m  

+ noise + noise

(3.23) siendo

t (i) = i TE e

i = 1, … n , es el tiempo al que se obtuvo el imo eco. Figura 3.3— Mediante una transformación de ecos, el tren de ecos (amplitud del eco en función del tiempo) se correlaciona con una distribución de T2 en función deT2).

4 6 2 (porosidad 1 0 0 m o

Capítulo 3


53


La Ec. 3.23 es un sistema de n ecuaciones lineales con m incógnitas, φ1, … , φm, en el que n es mucho más grande que m. Típicamente m, el número de valores de T2 o celdas, puede estar entre 2 en algunos datos de perfilajes, y 50 en datos de laboratorio de alta calidad. El número de ecos n está entre 10 en mediciones de polarización parcial para agua irreductible de la arcilla, a varios miles en algunos datos de laboratorio. Hay numerosos métodos para invertir tal ecuación establecida para el "mejor" conjunto de φi.16 La solución de la Ec. 3.23 es complicada por el hecho de que φi debe estar restringido a ser mayor o igual a cero y por el hecho de que la correlación de una suma de exponentes múltiples es inestable. Por lo tanto, la inversión de la Ec. 3.23 debe incluir regularización para estabilizar la solución. La inversa es entonces tanto una función de los datos de ecos medidos como de la regularización elegida, es decir, la uniformidad elegida para la inversión. La regularización está, por lo menos en parte, controlada por la relación señal a ruido de los datos. Como consecuencia, el conjunto de φi no es único (es decir, distribuciones con formas diferentes pueden aparecer todas como buenos ajustes a la curva de decaimiento); entonces, se debe tener cuidado en la interpretación de los pequeños detalles de la distribución. En general, sin embargo, el área bajo la curva (esta área representa la porosidad) y la ubicación general en el tiempo de las celdas de alta porosidad, son robustas.

Distribución de tamaño pora l Como se discutió anteriormente, cuando una roca humectada con agua está totalmente saturada con agua, el valor de T2 de un solo poro es proporcional a la relación entre superficie y volumen del poro, lo cual es una medida del tamaño del poro. Entonces, la distribución de T2 observada de todos los poros en la roca representa la distribución de tamaños porales de la roca. La Fig. 3.4 compara la distribución de T2 de una roca saturada con salmuera con la distribución de tamaños de gargantas porales de la roca obtenidos a partir de datos de inyección de mercurio. La información proveniente de la curva de inyección incremental del porosímetro de mercurio es difícil de cuantificar con exactitud, pero consiste esencialmente en tamaños de gargantas porales compensados por los volúmenes porales cuyos accesos están controlados por esas gargantas porales. Como se observa a la izquierda de la figura, cuando se aplica un desplazamiento para tener en cuenta factores tales como relaxividad de superficie, la

Figura 3.4—Cuando se desplaza en una cantidad equivalente a la relaxividad efectiva por superficie, la distribución de tamaños porales obtenida por inyección de mercurio casi se superpone a la distribución de T2 obtenida con RMN.

4 5 8 0 0 0 m o

54


Capítulo3


distribución de T2 exhibe una notable correlación con la distribución de tamaños de gargantas porales. Aunque a las distribuciones RMN y de mercurio frecuentemente se les puede hacer un desplazamiento para que se superpongan ajustadamente entre sí, las distribuciones representan propiedades algo diferentes de las rocas. Esta buena concordancia cuantitativa se debe a las correlaciones frecuentemente observadas entre varias propiedades de las rocas sedimentarias. Correlaciones como las de la Fig. 3.4 dan como salida una relaxividad efectiva (ρe). La relaxividad efectiva se introduce para tener en cuenta el hecho de que la medida RMN responde a tamaño del "cuerpo" del poro mientras que la presión capilar por inyección de mercurio (MICP) está controlada principalmente por los tamaños de gargantas porales. Entonces, ρe es proporcional al producto de la relaxividad por superficie intrínseca (ρ) y la relación entre tamaño de garganta poral y tamaño del cuerpo 17

del poro. La Fig. 3.5 muestra como las distribuciones de tiempo de relajamiento se comparan con las distribuciones de tamaños porales de MICP para tres tipos de litologías. La relaxividad de las areniscas es comúnmente mayor que la relaxividad de los carbonatos, como es el caso para los datos de la muestra representados en la figura. La distribución de T2 a partir de datos RMN ofrece una estimación razonable de la distribución de tamaños porales de una zona cuando la zona está 100% saturada con agua, como se muestra en la Fig. 3.6 para muestras de areniscas y carbonatos. Aún cuando hay hidrocarburos, el BVI distingue las arenas de grano fino de las arenas de grano grueso. Esta información es muy útil cuando se evalúa la calidad y el ambiente deposicional de un yacimiento.

Figura 3.5— Para una roca dada, la distribución deT2 se puede comparar con la distribución de tamaños porales tomada con inyección de mercurio para determinar la relaxividad efectiva por efecto de superficie.

5 5 8 0 0 0 m o

Capítulo 3


55


Figura 3.6—La correlación entre MCIP y distribución de T2 ofrece una razonable certeza de que las distribuciones de T2 dan una estimación fiel de la distribución de tamaños porales cuando los poros están 100% saturados con agua.

5 6 2 1 0 0 m o

Muestras deareniscas

6 2 6 1 0

0 m o

Muestras de carbonatos

56


Capítulo3


Determinación del BVI La estimación del BVI , el volumen bruto de agua irreductible en una formación, es una de las primeras y más ampliamente utilizadas aplicaciones del perfilaje de RMN. Actualmente hay dos métodos disponibles para la determinación del BVI . El primer método, BVI de umbral (CBVI ), se basa en un valor fijo de T2 (T2cutoff) que divide la distribución deT2 en dos componentes, uno consiste en tamaños porales que contienen agua asociada y otro consiste en tamaños porales que contienen fluidos libres. El segundo método para la determinación del BVI , llamado BVI espectral (SBVI ), se basa en el reconocimiento de que un poro dado puede contener tanto fluidos libres como asociados. En la documentación RMN, el concepto de agua irreductible (BVI ) se usa de dos maneras diferentes. La primera se refiere al agua contenida en elcon espacio poralsólo que mediante no fluirá una fueramedición de la rocadedurante la producción. Este volumen se determina precisión permeabilidad relativa, pero se puede estimar razonablemente a partir de una curva de saturación de presión capilar. Este volumen de agua es primeramente una propiedad de la roca y de las condiciones de humectación. El segundo uso del BVI se refiere al agua que no es desplazada por hidrocarburos durante el llenado de un yacimiento. Este volumen es una función tanto de la curva de presión capilar para la roca como de la altura por encima del agua libre. En una zona de transición, este volumen de agua puede incluir agua que puede producirse. Sin embargo, dada una altura suficiente por encima del agua libre, las fuerzas capilares pueden llevar la saturación de agua a niveles bien por debajo del punto en el cual la permeabilidad relativa del agua es efectivamente cero. En muchos yacimientos, la zona de transición ocupa sólo una pequeña fracción de la columna de hidrocarburos, y la columna de hidrocarburos es suficientemente corta como para que no exista diferencia significativa entre los dos valores del BVI . Si los dos valores del BVI difieren considerablemente, entonces es importante decidir si el BVI se está usando para estimar producción de agua o para estimar permeabilidad. Para la estimación de permeabilidad, especialmente cuando se está perforando con lodo base aceite, el BVI debe ser el volumen del resto del agua no desplazada por petróleo.

BVI de umbral La Fig. 3.7 muestra el concepto de CBVI . La estimación del BVI con RMN se basa en suponer que los fluidos irreductibles residen en poros pequeños y que fluidos producibles residen en poros grandes. Esta suposición se basa en el hecho de que el tamaño de la garganta poral y el tamaño del cuerpo del poro están a menudo relacionados. Como los valores de T2 se pueden relacionar con el tamaño del cuerpo del poro, se puede elegir un valor de T2 por debajo del cual se espera que los fluidos

Figura 3.7—Cuando se usa un modelo de CBVI para interpretación de perfiles RMN, se selecciona unT2cutoff fijo para calcular el BVI.

5 6 8 0 0 0 m o

Capítulo 3


57


correspondientes residan en poros pequeños y sean por lo tanto inmóviles, y por encima del cual se espera que los fluidos correspondientes residan en poros grandes y por lo tanto se puedan mover libremente. Este valor de T2 se llama el umbral de T2 ( T2cutoff). Mediante su partición de la distribución de T2, el T2cutoff divide MPHI en dos partes, BVI y FFI, como se muestra en la Fig. 3.7. La porción del BVI se denomina el BVI de umbral (CBVI ).18 En vez de suponer un umbral de tiempo de relajamiento, el T2cutoff se puede determinar en el laboratorio con mediciones RMN en muestras de núcleos. Las muestras de núcleos se analizan para determinación de características RMN en dos condiciones de saturación, Sw = 100% y (luego de establecer el valor apropiado de saturación con una curva de presión capilar, o directamente disminuyendo la saturación de la muestra hasta la presión capilar apropiada) Sw = irreductible. Para lograr esta última condición se usa una técnicadedeT2centrifugado una técnica de placa presión capilar especificada. distribuciones se comparano como se ilustra en la porosa dos distribuciones deT2 seLas Fig. 3.8a.laLas representan de dos maneras: porosidad incremental y porosidad acumulativa. (La porosidad acumulativa en un T2 particular, por ejemplo T2,U, es la integral de la porosidad incremental para todos los valores de T2 menores o iguales a T2,U.) Las curvas acumulativas se usan para determinar T2cutoff. Para determinar T2cutoff en una curva de T2 vs. porosidad acumulativa, entrar a la curva desde el eje de la porosidad acumulativa a la porosidad a la cual la muestra está en condición irreductible. Proyectar horizontalmente hacia la curva de porosidad acumulativa para Sw = 100%. Una vez intersectada esta curva, proyectar hacia abajo hasta el eje de T2. El valor de T2 de la intersección de esta proyección con el eje de T2 es el T2cutoff.18 A falta de datos de laboratorio, se usan valores por defecto para T2cutoff basados en litología. Se usa un T2cutoff de 33 ms para areniscas y 92 ms para carbonatos. Estos valores funcionan muy bien en el área del Golfo de México. Sin embargo, los valores deT2cutoff están afectados no sólo por la litología sino también por otros varios factores, tales como la química de la pared del poro, componentes menores paramagnéticos o ferromagnéticos, textura, relaciones entre garganta poral y cuerpo del poro, y otros factores no del todo comprendidos. Estos factores pueden hacer que T2cutoff varíe entre varias muestras dentro de una sola litología, como se ilustra en la Fig. 3.9 .

Figura 3.8—Las mediciones RMN en núcleos totalmente saturados (Sw = 100%) y en muestras con saturación irreductible (Swi) se pueden utilizar para establecer un T2cutoff para usar en un modelo deCBVI.

7 5 8 0 0 0 m o

58


Capítulo3


Figura 3.9— En muestras de núcleos de un yacimiento aparentemente homogéneo, los valores deT2cutoff obtenidos en laboratorio pueden variar. La línea roja representa el valor promedio del umbral.

8 5 8 0 0 0 m o

Dado que T2 es directamente proporcional al tamaño poral, un T2 de umbral representa un umbral de tamaño poral o un umbral de presión capilar. Entonces, los valores de T2cutoff son función de la presión capilar de acuerdo con la relaxividad por superficie. Las pruebas de laboratorio de muestras de núcleos para determinar T2cutoff por el método ilustrado en la Fig. 3.8 depende de la presión capilar elegida para crear la condición irreductible. Esta presión depende de si el BVI se está usando para agua producible o para permeabilidad. En el segundo caso, depende de la altura sobre el agua libre según la curva de presión capilar de la roca. Aunque pueda haberse determinado un T2cutoff que represente mejor la condición de saturación irreductible de un tipo particular de roca a la presión capilar apropiada, este tiempo de relajamiento por sí solo puede no representar adecuadamente la condición de saturación irreductible de un tipo de roca diferente. Una razón para esta diferencia en valores de T2cutoff es la diferente presión capilar a la cual se logra la condición de agua irreductible en diferentes rocas. Esta situación está ilustrada en la Fig. 3.10 . En esta figura, la presión capilar apropiada para una roca tipo A es demasiado baja para una roca tipo B. Entonces, un valor de umbral establecido para la roca tipo B utilizando esta presión capilar identificaría una saturación de agua irreductible demasiado alta. La determinación de un T2cutoff utilizando la presión capilar necesaria para la roca tipo B puede no dar el mismo valor de umbral establecido para la roca tipo A.

Capítulo 3


59


Figura 3.10—Una adecuada interpretación de datos RMN requiere a menudo datos de presión capilar para seleccionar una presión que mejor represente una condición irreductible para todos los tipos de rocas encontradas. Aún así, es posible que ninguna presión en especial represente satisfactoriamente la condición irreductible de todos los tipos de roca encontrados.

9 5 8 0 0 0 m o

BVI esspectral La aplicación de un umbral fijo a los espectros de 100% de saturación con agua dará a veces un valor de BVI considerablemente incorrecto. Este error ocurre porque los poros no son formas geométricas simples tales como cilindros o esferas. Las paredes de los poros pueden ser ásperas y el poro puede contener muchas pequeñas irregularidades. La medida RMN percibe como un solo poro todo el espacio poral a través del cual las moléculas de agua del fluido poral se difunden antes de relajarse interactuando con las paredes del poro. Entonces, la microporosidad contenida en la superficie áspera y en las irregularidades quedará a menudo incluida en las mediciones RMN como parte del volumen total del poro grande. Sin embargo, cuando el agua de formación es desplazada por hidrocarburos o cuando un fluido fluye a través de la roca, el agua que hay en esos microporos usualmente permanece en su lugar, y entonces debería estar incluida en el BVI . Además, durante la reducción en la saturación de una roca humectada con agua, siempre permanece una capa muy delgada de agua cubriendo el poro. Este agua también debe estar incluida en el BVI . En el modelo de umbral fijo, estos efectos se tienen parcialmente en cuenta usando un umbral ligeramente mayor en efecto, pero a menudo se pueden obtener mejores resultados utilizando el umbral espectral gradual en lugar de un umbral de corte fijo. El modelo del umbral normal parece fallar más dramáticamente cuando la respuesta RMN a 100% de saturación de agua de formación tiene un espectro muy estrecho que se puede correlacionar bastante bien con un decaimiento de exponente único. Esta falla se ha observado en areniscas de grano grueso, alta permeabilidad, y también en margas (tizas) del Mar del Norte con poros relativamente pequeños.18 El análisis de las margas (tizas) con el microscopio electrónico de barrido (SEM) sugiere que sus paredes porales son uniformemente ásperas. La Fig. 3.11 muestra lo que a menudo se observa en una marga (tiza) del Mar del Norte. A medida que los hidrocarburos desplazan el agua de formación en estas margas (tizas) y en algunas areniscas de grano grueso, aparecen pequeños poros en el espectro RMN resultante que no aparecen en el espectro 100% saturado con agua. Este efecto es menos obvio cuando el espectro srcinal 100% saturado con agua es amplio y entonces contiene poros del mismo rango de tamaños que los pequeños poros que se vuelven visibles durante la disminución de la saturación. Para enfrentar los problemas que se encuentran con un BVI de umbral fijo, se desarrolló el método del BVI espectral (SBVI ). Este método tiene su aplicación principal en la cuantificación del agua movible, pero también lo ha utilizado para determinar permeabilidad. En este método, se de supone cada tamaño poral se observado en el espectro 100% saturado con salmuera contiene algo aguaque irreductible. Esto se define con una función compensadora W(T2,i), siendo 0 ≤ W(T2,i) ≤ 1, que define la fracción de agua irreductible asociada con cada tamaño poral, como se muestra en la Fig. 3.12 . Se han propuesto varios métodos para obtener las funciones compensadoras en la documentación técnica.19, 20 Una clase

60


Capítulo3


Figura 3.11— En una roca de grano grueso que esté totalmente saturada con agua (panel superior), la distribución deT2 presentará un solo pico agudo. No se observa ninguna señal por debajo del valor de T2cutoff ; por lo tanto, CBVI = 0. Una vez que el petróleo desplaza la mayor parte del agua movible en la misma roca (panel inferior), se observan dos picos en la distribución deT2. Uno aparece debajo del valor de T y se debe al agua 2cutoff

0 6 8 0 0 0 m o

irreductible en el espacio poral. El otro aparece encima del valor de T2cutoff y se debe al petróleo. El valor de T2 del segundo pico está cercano al delT2 del petróleo en bruto. Por lo tanto, cuando se ha desplazado la mayor parte del agua, se puede calcular elCBVI.

Figura 3.12— para unT2 determinado, el factor compensador deSBVI da el volumen fraccionario defluidos irreductibles en los poros cuyo tamaño está asociado con ese T2. El modelo mostrado es una función escalonada y se usa comúnmente para describir los factores compensadores.

1 6 8 0 0 0 m o

de métodos se forma basa enuna modelos los quesobre los poros tienen una forma geométrica simpledan y enfunciones los que el agua asociada delgadaenpelícula las paredes de los poros. Estos modelos compensadoras similares para las diversas formas porales simples. Sin embargo, todos los métodos de esta clase padecen de la naturaleza simplista de los modelos.

Capítulo 3


61


Otra clase de modelos toma un enfoque más fenomenológico. La comparación de fórmulas para permeabilidad, el examen de los modelos de película delgada, el estudio de datos experimentales, y consideraciones generales sugieren una función compensadora de la forma

1 = mT2,i + b Wi

(3.24)

T2,i es el tiempo de relajamiento T2 asociado con la ima celda, y m y b son parámetros que dependen de la geometría del poro y de la altura sobre agua libre establecidos a partir de mediciones de reducción de saturación capilar de núcleos y mediciones RMN en los núcleos parcialmente saturados. Entonces n

Σ

SBVI = Wiφi

(3.25)

i =1

siendo n el número de celdas y φi la porosidad asociada con cada celda. La Fig. 3.13 provee una motivación para la Ec. 3.24. Para un conjunto de muestras de núcleos, la figura muestra una relación lineal entre 1/Swirr y T2gm, siendo Swirr la saturación de agua a una presión capilar dada, y T2gm es la media geométrica de los espectros de relajamiento. La forma funcional para la función de peso tiene sentido en los límites de poros pequeños y grandes. En casi cualquier modelo poral razonable, el porcentaje de agua ligada en un poro disminuye a medida que aumenta el tamaño del poro. En su forma funcional más simple, esta propiedad se expresa como

1 ~ T2,i Wi

(3.26)

Figura 3.13— Este ejemplo que compara saturación de agua irreductible medida con un núcleo (1/Swirr) con la media geométrica (T2gm ) de los espectros de T2 del núcleo muestra que existe una relación lineal entre tiempo de relajamiento y 1/Swirr.

2 6 8 0 0 0 m o

62


Capítulo3


Para pequeños poros, hay un tamaño poral por debajo del cual Wi debe ser igual a 1. Entonces, para todos los valores deT2 por encima de un cierto pequeño T2 , se debe sumar un termino constante b al lado derecho de la relación simple dada por la Ec. 3.26. Tomando a b = 1 implica que cada poro tiene agua movible, pero esta implicación nunca es correcta a una cierta altura por encima del agua libre. En general, para un valor particular de m y b, existe un valor de k tal que Wk será 1 para la celda de tiempo T2,k. Luego para todo T2,i por debajo de T2,k, se supone que W i es 1. Aunque el mejor método para establecer m y b es el de efectuar mediciones en núcleos de la zona que está siendo perfilada, hay un trabajo hecho por Coates y otros 18 en un conjunto de 340 muestras de arenisca y 71 de carbonatos, que ha establecido valores genéricos. En este trabajo, se tomó a b como 1, y el valor de m para areniscas y calizas se determinó como de 0.0618/ms y 0.0113/ms, respectivamente. Modelos con b = 1 son más propensos a tener errores cuando hay una considerable porosidad en poros pequeños (como en los poros de la arcilla) que deban ser ponderados como uno. Un método para determinar m y b a partir de mediciones de laboratorio de s muestras de núcleos está en resolver el conjunto de ecuaciones 3.27.

S wirr ,1φ1 = W1 φ1,1 + W2 φ1, 2 + + Wn φ1,n S wirr , 2φ2 = W1 φ2,1 + W2 φ2, 2 + + Wn φ2,n (3.27)

S wirr ,sφs = W1 φs ,1 + W2 φ s , 2 +

+ Wn φs ,n

Wi, i = 1, … , n, son las funciones compensadoras. Swirr,i , i = 1, …, s, son las saturaciones de agua de las muestras a una presión capilar elegida. φi, i = 1, …, s, son las porosidades de las muestras. φi,j, j = 1, …, n, son los componentes de la porosidad de la ima muestra en la jma celda del ajuste exponencial de m factores a la curva de decaimiento RMN. En la Ec. 3.25 también se pueden despejar otras formas de la función compensadora. En general, para una roca 100% saturada con agua, determinar el SBVI con un conjunto correcto de funciones compensadoras es un método superior de obtener agua irreductible a partir de mediciones RMN. La aplicación del método delSBVI se vuelve más complicado cuando los poros contienen hidrocarburos y agua. Si la roca está humectada con agua, se deben considerar dos efectos mayores. Primero, como las funciones compensadoras son distintas de cero en un amplio rango de tiempos de relajamiento, los hidrocarburos serán muy probablemente computados como agua asociada con la arcilla, llevando a SBVI a ser demasiado grande. Segundo, aunque los pequeños poros que aparecen en los espectros RMN cuando los hidrocarburos ocupan el centro del cuerpo del poro deben ser computados como 100% ocupados con agua irreductible, el modelo los puede asociar con compensadores menores de uno, haciendo que el SBVI se vuelva demasiado pequeño. Este efecto es particularmente importante cuando la zona sensible del instrumento está en saturación de agua irreductible. Calcular agua ligada como agua libre puede solamente suceder cuando se usa una función compensadora que es inapropiada para el tipo de roca o para la altura por encima del agua libre. Actualmente, la mejor práctica sugerida para determinar el BVI es la de computar dos valores de agua asociada —uno del umbral fijo y uno del método del SBVI —y tomar el mayor de los dos. Se debe aclarar que esta práctica es muy dependiente de la función compensadora utilizada y se basa en estudios que usaban funciones para las cuales b = 1.

Capítulo 3


63


Modelo de permeabilidad conMRIL La estimación de permeabilidad con RMN se basa en una combinación de modelos y relaciones experimentales y teóricas.14 Cuando todos los demás factores se mantienen constantes en estos modelos y relaciones, la permeabilidad aumenta proporcionalmente al aumento de la porosidad conectada. La unidad de permeabilidad, el Darcy, tiene dimensiones de área, y a partir de consideraciones prácticas en aplicaciones petrofísicas, la permeabilidad se puede considerar como proporcional al cuadrado de algún tamaño geométrico. La correlación entre curvas de presión capilar y permeabilidad ratifica firmemente que el tamaño pertinente es el de la garganta poral. 21, 22 RMN mide el tamaño del cuerpo del poro, pero en casi todas las areniscas y en algunos carbonatos, existe una fuerte correlación entre tamaño del cuerpo del poro y tamaño de la garganta poral. Las dos expresiones más comúnmente usadas para permeabilidad varían como φ 4. Esta potencia de φ es algo arbitraria pero está vagamente derivada de la Ley de Archie, la relación entre permeabilidad y resistividad, y con un factor adicional para tener en cuenta que RMN mide el tamaño del cuerpo del poro, no el tamaño de la garganta poral. En una expresión, el modelo del Fluido Libre (o de Coates), el parámetro de tamaño ingresa implícitamente a través de T2cutoff, que determina la relación entre FFI y BVI , siendo FFI el volumen de fluido libre y FFI = φ - BVI . En la otra expresión, el modelo del T2 Medio (o de SDR), el parámetro de tamaño ingresa a través de la media geométrica de los espectros de relajamiento, T2gm.4 El uso de estos parámetros particulares de tamaños en las expresiones respectivas se basa en consideraciones empíricas. Se usaron también otras medidas del tamaño. La Fig. 3.14 ilustra ambos modelos. Ambos modelos concuerdan muy bien con permeabilidades a partir de datos de laboratorio en muestras 100% saturadas con salmuera. El modelo del T2 Medio, sin embargo, falla cuando el poro contiene hidrocarburos porque entonces T2gm no está exclusivamente controlado por el tamaño poral.

El modelo de fluido bre li En el modelo de Fluido Libre (o de Coates) en su forma más simple, la permeabilidad k está dada por

 φ 2 FFI  2 k =      C   BVI 

(3.28)

MPHI (porosidad de MRIL, que se discute en la próxima sección) se usa generalmente para φ, y BVI se obtiene mediante el método de CBVI o SBVI .18 El coeficiente C es una variable que depende de los procesos que crearon la formación y pueden ser diferentes para cada formación. La experiencia ha demostrado que el modelo de Coates es más flexible que el modelo del T2 Medio. Mediante una cuidadosa calibración de núcleos, el modelo de Coates se ha adaptado especialmente para uso exitoso en diferentes formaciones y yacimientos. Mientras el BVI no incluya ninguna contribución de hidrocarburos, no estará afectado por ninguna fase de líquido adicional tal como el petróleo o filtrados de aceite, lo cual es muy importante al analizar formaciones que contienen hidrocarburos. En zonas de gas no invadidas, el MPHI utilizado para porosidad en la fórmula de Coates puede ser demasiado bajo debido al bajo índice de hidrógeno en esas zonas. Entonces, el MPHI se debe corregir, o se debe utilizar una fuente alternativa de porosidad. Las zonas que mantienen alta saturación de gas residual a suficiente presión de yacimiento tendrán valores de SBVI y CBVI demasiado altos y entonces, en cierta medida, darán valores de permeabilidad que son demasiado bajos. Petróleos más pesados, que normalmente tienen cortos valores de T2 , pueden ser computados como BVI , haciendo entonces que la permeabilidad sea subestimada.

64


Capítulo3


Figura 3.14—El modelo de permeabilidad de Coates (arriba) utiliza la relación FFI/BVI para describir cambios en la relación superficie a volumen. El modelo de permeabilidad de SDR(abajo) utiliza un valor promedio deT2 para describir cambios en la relación superficie a volumen.

3 6 8 0 0 0 m o

El modelo delT2 medio El modelo del T2 Medio (o de SDR) está dado por

k = a T2 gm 2 φ 4

(3.29)

T2gm es la media geométrica de la distribución de T2. Como con el modelo de Coates, el valor a es un coeficiente que depende del tipo de formación. En la Ec. 3.29, la porosida d efectivaRM N sustituye φa. Como antes,

La experiencia ha demostrado que el modelo del T2 Medio funciona bien en zonas que contengan sólo agua. Sin embargo, si hay presentes petróleos o filtrados de aceite, el T2 Medio está desviado hacia el T2 de líquido en bruto, y las estimaciones de permeabilidad resultan erróneas. En zonas de gas no lavadas, los valores del T2 medio son demasiado bajos con relación a la zona de gas lavada, y en consecuencia la permeabilidad resulta subestimada. Como los efectos de los hidrocarburos sobre T2gm no son corregibles, el modelo del T2 Medio falla para las formaciones que contienen hidrocarburos. En formaciones fracturadas, las estimaciones de permeabilidad tanto en el modelo de Coates como en el de SDR son demasiado bajas porque esos modelos pueden representar solamente permeabilidad de matriz.

Modelo de porosida d con MRIL La amplitud inicial del tren de ecos de momentos magnéticos RMN, o el área bajo la curva de distribución de T2, es proporcional al número de protones de hidrógeno contenidos en los fluidos porales dentro del volumen sensible. Entonces, esta amplitud se puede calibrar para dar un valor de porosidad. La Fig. 3.15 muestra el modelo de porosidad RMN para una formación humectada con agua. La parte superior de la figura es un modelo volumétrico típico de la zona virgen, que consiste en matriz y arcilla seca, agua asociada con la arcilla, agua irreductible por capilaridad, agua movible,

Capítulo 3


65


Figura 3.15— Los instrumentos MRIL responden a la zona invadida (modelo volumétrico de abajo), en la cual el filtrado del lodo ha desplazado algunos de los fluidos libres que estaban presentes en la zona virgen (modelo volumétrico de arriba). Las respuestas de MRIL (abajo) son sensibles a los fluidos pero no a los materiales de la matriz ni a la arcilla seca. La porosidad de MRIL está afectada por el índice de hidrógeno HI ( ), el tiempo de polarización TW ( ), y el espaciamiento entre ecos TE ( ).

4 6 8 0 0 0 m o

petróleo, y gas. La parte del medio de la figura es el modelo volumétrico correspondiente para la zona invadida, que es la zona en que se hacen las mediciones MRIL; todos los elementos del modelo permanecen igual como en la zona virgen excepto que el filtrado de lodo desplaza ahora parte del agua movible, petróleo, y gas. La parte del fondo de la figura ilustra la respuesta MRIL a los elementos de porosidad. Vale notar que MFFI se aplica a la misma cantidad que FFI, y que MPHI no incluye la contribución de parte del agua asociada con porosidad de arcilla y tal vez con otros materiales con poros del tamaño de los de la arcilla. La Fig. 3.15 muestra marcadas divisiones entre los elementos de porosidad asociados con MFFI, BVI , y MCBW. Estas marcadas divisiones en elementos de porosidad no corresponden necesariamente a marcadas divisiones en los espectros de T2. Esto ya fue discutido en detalle para BVI . En el caso de el agua con arcillas tiene irreductible un rango depor tiempos de decaimiento se puede superponer aarcillas, los tiempos deasociada decaimiento para el agua capilaridad; entonces,que puede no existir una división tan marcada entre MCBW y BVI en los espectros de T2. Tanto los minerales de la matriz como la arcilla seca pueden contener átomos de hidrógeno en forma de grupos hidroxilo (OH). Como los tiempos de relajamiento T1 de estos núcleos son demasiado largos para ser polarizados por una herramienta de MRIL en movimiento, y sus tiempos de relajamiento T2 son demasiado cortos para ser registrados en un perfil, el hidrógeno en grupos OH y en el agua de hidratación es invisible al instrumento de MRIL.23 Los núcleos de hidrógeno del agua asociada con la arcilla son absorbidos sobre la superficie de los granos de arcilla. Estos protones de hidrógeno en agua asociada con la arcilla pueden ser polarizados por el instrumento de MRIL y pueden ser registrados siempre que se utilice un TE suficientemente corto. El agua asociada con la arcilla se mide con una secuencia CPMG de MRIL con TE = 0.6 ms y con un tiempo de polarización TW ajustado para recuperación parcial o total. La medición produce un componente de la porosidad llamado MCBW, que provee una estimación del agua asociada con la arcilla. Similarmente, hay protones de hidrógeno en agua irreductible por capilaridad y en fluidos movibles, tales como el agua, filtrado de lodo, petróleo y gas movibles. Estos protones de hidrógeno se miden utilizando una secuencia normal CPMG de perfilaje de T2 con TE = 1.2 ms y con TW dispuesto para polarización total. Esta medición produce el MPHI . La amplitud medida del tren de ecos, y por consiguiente el MPHI, está afectada por el índice de hidrógeno HI de los fluidos. El MPHI se calibra como para un número de protones de un agua que tiene un índice de hidrógeno de 1. Si el índice de hidrógeno de cualquiera de los fluidos en el espacio poral es considerablemente diferente de 1, entonces es preciso una corrección de MPHI. Tanto MPHI como MCBW están afectados por el tiempo de polarización TW. Tanto el petróleo liviano como el gas tienen tiempos de relajamiento T1 muy largos. Si el tiempo de polarización es demasiado corto, el MPHI puede subestimar la porosidad efectiva.

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Capítulo3


Tanto MPHI como MCBW están afectados por el TE del espaciamiento entre ecos. A medida que TE disminuye, se pueden detectar componentes más rápidos de relajamiento de T2. A la inversa, incrementando TE provoca la pérdida de componentes rápidos de T2, lo que a su vez hace que MPHI y MCBW sean demasiado bajos. Además, ambas mediciones, tanto la de MPHI como la de MCBW, están afectadas por la pulsación de B1 a 90º en sus secuencias CPMG. Si los ángulos de la pulsación son menores de 90°, la magnetización estará subinclinada, la amplitud medida será entonces demasiado pequeña, y tanto el MPHI como el MCBW quedarán subestimados. Si los ángulos de la pulsación son mayores de 90°, la magnetización estará sobreinclinada, la amplitud medida será una vez más demasiado pequeña, y tanto el MPHI como el MCBW quedarán otra vez subestimados. Por lo general, una calibración resuelve este problema.

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Capítulo 3


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Capítulo3


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Capítulo 3


75


76


Capítulo3


Capítulo 4

Las propiedades RMN dediferencias diferentes fluidos de yacimiento son bastante diferentes entre sí. Estas posibilitan la identificación de hidrocarburos y a veces la cuantificación de sus volúmenes. Este capítulo revisa primero las propiedades RMN de los hidrocarburos y las técnicas de identificación de hidrocarburos con RMN basadas en el relajamiento T1 y/o en el contraste de difusividad. Luego, el capítulo discute el modelado predictivo cualitativo de los efectos del petróleo y gas sobre las distribucionesT2 bajo diferentes condiciones.

Propiedades MN R de los hidrocarburos

Principios fundamentales de la identificación de hidrocarburos con RMN

Las propiedades RMN, tales como T1 y T2, del petróleo y gas en condiciones de yacimiento en una roca humectada con agua, se pueden calcular en base a las ecuaciones presentadas en el Capítulo 3. El T1 y T2 de petróleo y gas inerte están dados por las Ecs. desde 4.1 hasta 4.4 inclusive.

Petróleo inerte

T 1

0.00713

=

Tk η



T2 −1 =  0.00713



(4.1)

Tk  η

−1

T

−5 K  + 2.5 × 10 298 η 

(γ G TE )2 12

(4.2)

Gas

 ρg   Tk 1.17 

T1 = 2.5 × 10 4 



−1

2  0.9    + 8.5 ×10 −7  Tk  (γ G TE ) 1.17      Tk   ρ g  12



T2 −1 =  2.5 ×10 4 



(4.3)

ρg

(4.4)

Capítulo 4

Principiosfundamentales de la identificación de hidrocarburos conRMN

77


Las Ecs. desde 4.1 hasta 4.4 suponen que para T1, el relajamiento viene determinado por el relajamiento del fluido en bruto mientras que para T2 viene dado por un término de relajamiento en bruto más un término de relajamiento por difusión. Las expresiones para los coeficientes de difusión—Ecs. 3.12 y 3.13—se han usado en las Ecs. 4.2 y 4.4. En ausencia de difusión, T1 y T2 se consideran iguales. Las condiciones de humectación con agua implican que una capa de agua recubre los granos de la roca y eso evita el contacto entre el grano de roca y cualquier fluido de hidrocarburos. En consecuencia, no hay factor de relajamiento por superficie. La falta de relajamiento por superficie para petróleo en rocas humectadas con agua está confirmada por numerosas observaciones de laboratorio y de campo. Sin embargo, en una serie de experimentos, Straley encontró inesperadamente en 1997 1 una componente de relajamiento por superficie aparente para el relajamiento del metano tanto en una muestra de arenisca como en una muestra de carbonato. Hasta el momento, los resultados no han sido confirmados mediante trabajos en otros laboratorios, y no se ha publicado ninguna explicación teórica sobre esta observación. La componente de relajamiento por superficie reportado por Straley tendría un mínimo efecto en la detección de gas utilizando el método de TDA analizado en el Capítulo 6. Se puede verificar que este efecto sería mínimo examinando las ecuaciones de TDA que hay en el Apéndice del Capítulo 6. En realidad, el T2 del petróleo crudo es más una distribución de valores que un solo valor y depende de la viscosidad.2,3 A medida que la viscosidad aumenta, los protones de hidrógeno se vuelven menos móviles y así se relajan más rápidamente. Por lo tanto, aumentos en la viscosidad acortan la media geométrica de T2. Aceites más viscosos también tienen usualmente distribuciones T2 más amplias. La ampliación se debe a las diferentes movilidades de los protones en los diferentes componentes del petróleo. Aceites más viscosos se componen a menudo de una variedad más amplia de hidrocarburos. Aún algunos petróleos livianos tienen componentes múltiples y pueden presentar una distribución T2 dilatada. En la Fig. 4.1 se ilustran las mediciones de T2 con RMN sobre varios petróleos crudos con diferentes viscosidades. La respuesta a RMN del gas es bastante diferente a la respuesta del agua y aceite bajo condiciones típicas de reservorio.4, 5 Entonces las mediciones con RMN se pueden usar para cuantificar la fase gaseosa en un yacimiento. El gas natural seco se compone mayormente de metano (CH 4), así como de otros hidrocarburos livianos y a menudo pequeñas cantidades de sustancias que no son hidrocarburos. La Fig. 4.2 muestra cómo el índice de hidrógeno, el coeficiente de difusión, y los tiempos de relajamiento T1 y T2 del metano varían con la presión y la temperatura. 1, 6, 7 La Tabla 4.1 es un ejemplo de propiedades RMN de los fluidos en bruto, tales como salmuera, petróleo, y gas, en condiciones de yacimiento.6 Las diferencias en T1, T2, y D entre estos fluidos en las condiciones de yacimiento forman el fundamento del método para la identificación de fluidos con RMN. Se han desarrollado dos métodos de identificación de hidrocarburos: doble-TW y doble-TE . El método de dobleTW se basa en el contraste del T1 entre agua e hidrocarburos livianos. El método de doble- TE se basa en la diferencia de difusividad entre agua y petróleo de viscosidad mediana o entre líquido y gas.

Tabla 4.1—Propiedades

78

PrincipiosfundamentalesdelaidentificacióndehidrocarburosconRMN

RMN de fluidos de yacimiento

Capítulo4


Figura 4.1—El T2 del petróleo crudo varía con la viscosidad, como se muestra en estas distribucionesT2 para tres muestras de petróleo. Para el petróleo liviano (arriba), que tiene una viscosidad de 2.7 cp, los valores medidos delT2 están ajustadamente aglomerados alrededor de un valor único, a saber, 609 ms. Para el petróleo de mediana viscosidad (en el medio), que tiene una viscosidad de 35 cp, los valores medidos delT2 forman una amplia distribución con una cola del lado de los valores más bajos y una media geométrica de 40 ms. Para un petróleo crudo mucho más pesado (abajo), que tiene una viscosidad 6 6 8 de 4304 cp, los valores medidos 0 0 del T también forman una amplia 0 2 m o distribución con una cola del lado de los valores más bajos pero con una media geométrica de sólo 1.8 ms.

Figura 4.2—El índice de hidrógeno, el coeficiente de difusión en masa, y los tiempos de relajamientoT1 y T2 del metano varían con la presión(profundidad) y temperatura. En estos gráficos, las curvas corresponden a diferentes gradientes de temperatura, expresados en °F/100 pies. El índice de hidrógeno y los gráficos delT1 suponen un gradiente de presión de 43.3 psi/ 100 pies. El gráfico delT2 está basado en el gráfico de difusión en bruto y supone (1)TE = 0.6 ms, (2) un gradiente de campo magnético de 18 gauss/cm, y (3) una restricción a la difusiónD ( /Dg) de 0.7 en los poros de la roca, siendo D el coeficiente de difusión del metano ubicado en los poros de la roca y Dg el coeficiente de difusión en bruto del metano. Según estos gráficos, a una profundidad de 7 6 25,000 pies, un gradiente de 8 0 0 temperatura de 1.5 °F/100 pies, y 0 m o un gradiente de presión de 43.3 psi/100 pies, el metano tendrá un índice de hidrógeno de 0.48, un coeficiente de difusión en bruto de 0.0015, un T1 de 3,500 ms, y un T2 de 29 ms. En estas condiciones, una señal de gas será detectable por un instrumento MRIL.

Capítulo 4


79


Identificación dehidrocarburos con RMN Distribución T2 de una roca par cialmente saturada Como se ilustró en la Fig.3.11 , un solo poro, totalmente saturado con agua, presenta un marcado pico a valores moderados delT2 en la distribución T2. A medida que el agua movible es desplazada por el petróleo, el único pico sobre la distribución T2 se separa en dos picos. Un pico aparece a menudo como un pico de baja amplitud por debajo del valor delT2 srcinal y se puede atribuir al agua irreductible en poros más pequeños y sobre la superficie de los poros. El otro pico, que aparece por encima del valor srcinal del T2, se puede atribuir al petróleo, y el valor delT2 de este pico es cercano al T2 de petróleo en bruto. Este fenómeno se observa en la Fig. 4.3 para una marga (tiza) del Mar del Norte. Las margas (tizas) del Mar del Norte exhiben una cantidad inusitadamente grande de agua irreductible asociada con la superficie poral.

Contraste de relajamiento en T1 La Tabla 4.1 y las Ecs. 4.1 y 4.3 muestran que tanto el gas como el petróleo tienen tiempos de relajamiento T1 mucho más largos que el de la salmuera. Por lo tanto, para una polarización total, se necesita un TW más largo para los hidrocarburos que para el agua. Mediciones de Doble- TW se basan en el contraste de T1 entre agua e hidrocarburos livianos, y se hacen utilizando dos valores de TW , TW short y TW long. Para el TW corto,

 −TWshort T wi  −t T2 wi 1 − e e      −TWshort T  −t T  −TWshort T  −t T 1 gas   1oil  e 2 oil + M + M oil 1 − e e 2 gas gas 1 − e    

M TWshort ()t =

∑(M) 0

1

i

(4.5)

Para el TW largo,

 −t T  e 2 wi    −TWlong − TW   −t T long   −t T T1 gas  T1oil  1 − e 2 gas 2 oil + M + M oil 1 − e e gas   e      

M TWlong ()t =



∑(M) 0i 1 − e

−TWlong

T1wi

(4.6)

siendo T1wi y T2wi los T1 y T2 del agua en la ima celda respectivamente. La Fig. 4.4 ilustra el método del doble-TW. Se requiere un TW de tres veces el T1 para lograr el 95% de polarización. El máximo T1 del agua en poros de arenisca es de aproximadamente 0.5 s, y el mínimo T1 de hidrocarburos livianos es de aproximadamente 3 s. Por lo tanto, el agua quedará totalmente polarizada utilizando un TWshort de por lo menos 1.5 s (Fig. 4.4, izquierda arriba), y los hidrocarburos quedarán en muchos casos adecuadamente polarizados utilizando un TWlong de 9 s (Fig. 4.4, derecha arriba). (Puede hacer falta ajustar el TWlong a la presión y temperatura de los hidrocarburos, y para el

80


Capítulo4


Figura 4.3— Una muestra de marga (tiza) del Mar del Norte muestra cómo las distribuciones T2 varían según la saturación de agua. A Sw = 100%, la muestra exhibe una distribución de tamaño poral simple: la señal está concentrada principalmente a T2 = 27 ms, indicando esencialmente un tamaño poral. A medida que Sw disminuye (la saturación de petróleo aumenta), la amplitud deldisminuye pico de agua de laaldistribución T debido volumen 2 decreciente de agua. La amplitud del pico de petróleo a aproximadamente 200 ms aumenta debido al volumen creciente de petróleo. Además, como la relación entre superficie y volumen de la señal de agua está cambiando (suponiendo que la superficie poral 5 6 permanece igual y que la 8 0 relaxividad por superficie no 0 0 m cambia pero que el volumen de o agua está disminuyendo), el valor delT2 para el agua también disminuye.

Figura 4.4—En la medición con doble-TW, sólo el agua se puede polarizar totalmente durante el TWshort , mientras que tanto el agua como los hidrocarburos se polarizan totalmente con el TWlong . Los resultados obtenidos al tomar la diferencia entre las distribuciones T2 resultantes se utilizan para detectar y cuantificar hidrocarburos.

9 6 8 0 0 0 m o

Capítulo 4


81


gas puede no resultar práctico lograr polarización completa). Como el agua se polariza totalmente con tiempos de polarización tanto cortos como largos, tendrá la misma amplitud sobre las distribuciones T2 resultantes (Fig. 4.4, abajo). Sin embargo, los hidrocarburos livianos quedarán totalmente polarizados sólo cuando se utilizaTWlong. Por lo tanto, la diferencia de las dos distribuciones T2 obtenidas con TWlong y TWshort dejará solamente las componentes de hidrocarburos. De este modo, los hidrocarburos livianos se pueden detectar y cuantificar, y los métodos para hacerlo serán analizados en el Capítulo 6.

Contraste de difusividad T2diffusion depende de D, G, y TE . Para salmueras, petróleos de viscosidad mediana, y petróleos pesados, Dgas es mucho mayor que Dw, y Dw es mucho mayor que Doil. (Ver Tabla 4.1). Entonces, T2diffusion será muy diferente entre estos fluidos,de y las diferencias se pueden amplificar mediciones hechas con un TE diferente. Mediciones DobleTE utilizan dos valores deTEcon s, TE y TE longRMN . short Para el TE corto,  1 

S

 −TW  −t  T + ρ V + Dw M TEshort ()t = ∑(M) 0i 1 − e T1wi  e  2 w    1 (γ) G TEshort  + Doil

 −TW  −t  T + M oil 1 − e T1oil  e   

2

12

2 oil

   

(γ G TEshort )2   

12

()



 −TW T1gas  −t  Dgas e  + M gas 1 − e    

γ

G TEshort 2   12



(4.7) Cuando TW >> 3×máx ( T1w, T1oil, T1gas),

M TEshort ()t =

+ M oil e

∑(M) 0i e

− t  1 + ρ S + Dw ( γ G TE short ) 2  T V 12  2 w 

 1 ( γ G TE ) short − t  +D 12  T2 oil oil 

2

   

(

)

+ M gas e

 − t  Dgas  

γ

G TEshort 2   12

(4.8)



Para el TE largo,

M TElong ()t =

∑(M) 0

i

−TW

+ M oil 1 − e

T1oil

 e

 1 − e 

−TW

T1wi

  e 

  γ G TE 2  long    −t  1 + ρ S + Dw   T2 w V  12    

  γ G TE  2   long   − t  1 + Doil   T 12  2 oil   

 -TW T1gas  + M gas 1 − e e  

  γ G TE  2   long   − t  Dgas   12    

(4.9)

82


Capítulo4


Cuando TW >> 3×máx( T1w, T 1oil, T1gas ),

M TElong ()t =

∑(M) 0

i

e

  γ G TE  long  1 S − t  + ρ +D  T2 w V w 12  

2   γ G TE    long   1 −t  + Doil   T 12  2 oil 

+ M oil e





2

    

2   γ G TE    long   − t  Dgas   12  

+ M gas e



(4.10)



La Fig. 4.5 ilustra una medición de doble-TE en la cual TE long = 3 TE short. Se supone que el fluido poral está compuesto por dos fases, una con una D grande (la componente azul de los trenes de ecos en la figura) y otra con una D pequeña (la componente roja de los trenes de ecos). La diferencia en el decaimiento de una componente particular entre las mediciones de TE short y TE long es mayor para la componente con la D más grande. Específicamente, la componente con la D grande decae mucho más rápido durante las mediciones del TE long que durante las mediciones del TE short, mientras que la componente con la D pequeña decae sólo ligeramente más rápido durante las mediciones del TE long que durante las mediciones del TE short. Esta distinción entre las dos componentes se refleja en las correspondientes distribuciones T2 y se puede utilizar para distinguir los fluidos.

Simulacionesnuméricas Las respuestas a RMN para mediciones de doble- TW o doble-TE se pueden simular numéricamente con las ecuaciones presentadas anteriormente en esta sección.8 Esta simulación es importante para la planificación de los trabajos (Capítulo 8) y para interpretar perfiles de doble-TW y doble-TE (Capítulo 6).

Figura 4.5—En esta medición con doble-TE de un fluido poral de dos fases, el tren de ecos del fluido con laD grande (curva azul) decae mucho más rápido durante mediciones del TE long que durante mediciones del TEshort . El decaimiento del fluido con componente de la D pequeña (curva roja) aumenta sólo ligeramente durante las mediciones del TE long . Estas diferencias en decaimiento se reflejan en las distribuciones T2 y se pueden utilizar para distinguir los fluidos.

0 7 8 0 0 0 m o

Capítulo 4


83


Efectos del petróleo en al s distribucionesT2 Los efectos del petróleo en las distribuciones T2 varían según los fluidos presentes en los poros.

Agua y petróleo liviano La Fig. 4.6 (arriba) es un modelo volumétrico para una formación humectada con agua, saturada de agua y petróleo liviano. La separación categórica entre las diversas componentes en el modelo no implica la misma separación absoluta entre los espectros de decaimiento correspondientes. Si se utiliza un TE corto y un TW largo para medir el tren de ecos, entonces el agua tendrá una amplia distribución T2, mientras que el petróleo liviano tiende a mostrar una distribución mucho más estrecha alrededor de un solo valor del T2.3 Existe poca diferencia entre los coeficientes de difusión del agua y del petróleo liviano; por lo tanto, el contraste de la D entre los dos fluidos no será muy obvio. Los valores del T1 para petróleo liviano y agua poral son muy diferentes; y entonces el contraste del T1 entre los dos fluidos será detectable. Las secciones del medio y de abajo de la Fig. 4.6 muestra cómo las mediciones del doble-TW se pueden usar para distinguir entre agua y petróleo liviano. Debido al gran contraste del T1 entre agua y petróleo

Figura 4.6— En estos modelos volumétricos de un yacimiento de petróleo liviano, la zona virgen (modelo de arriba) no contiene filtrado de lodo. En el momento de tomar un perfil MRIL, habrá ocurrido una invasión, y parte de la respuesta del instrumento se podrá atribuir al filtrado de lodo en la zona invadida (modelos del medio y de abajo). El instrumento MRIL no responde a la matriz ni a la arcilla seca. Las dos distribuciones T2 obtenidas con mediciones con doble-TW contendrán una señal de petróleo. Cuando se utiliza un lodo base agua (modelo del medio), la señal de petróleo estará concentrada alrededor de un solo pico (aquí, a aproximadamente 500 ms). Cuando se utiliza un lodo base aceite (modelo de abajo), pueden existir teóricamente dos picos de aceite, uno para el petróleo del yacimiento (aquí, a aproximadamente 500 ms) y otro para el aceite del filtrado (aquí, a aproximadamente 200 ms). Sin embargo, en la práctica ambas señales de aceite normalmente se superponen sobre la distribución T2, como la curva verde observada en la figura. Tanto si se usa lodo base agua como lodo base aceite, las señales de aceite permanecerán después de que una distribución T2 se sustrae de la otra.

84


1 7 8 0 0 0 m o

Capítulo4


liviano, la señal de agua desaparecerá cuando las distribuciones T2 de TWshort y TWlong se sustraen una de la otra. El “espectro” diferencial resultante contendrá sólo parte de la señal de petróleo liviano. La amplitud de esta señal en el espectro diferencial será altamente dependiente tanto de la diferencia del T1 entre las dos clases de fluidos como de la diferencia entre TWshort y TWlong. Normalmente, TWshort y TWlong se seleccionan de modo que TWshort ≥ 3 T1,bulk water y TWlong ≥ 3 T1,light oil. Si se usa un lodo base aceite, aparecerá una señal del filtrado de lodo en la distribución T2. En la Fig. 4.6, el T2 del petróleo liviano se concentra a aproximadamente 500 ms. El T2 del filtrado del lodo base aceite es de aproximadamente 200 ms. Las señales tanto de petróleo liviano como del filtrado del lodo base aceite permanecerán en el espectro diferencial. Normalmente, es difícil distinguir el petróleo nativo del filtrado del lodo base aceite debido a la mezcla entre esos dos diferentes tipos de aceite y sus señales de RMN.

Agua y petróleo viscos o Cuando tanto agua como petróleo viscoso ocupan los poros de una formación humectada con agua, el modelo volumétrico de la formación se puede ilustrar como en la Fig. 4.7 . Si se usa un TE pequeño y un TW largo, la señal del eco de momentos rotacionales del agua, medida con el campo de gradiente del MRIL, tendrá usualmente una amplia distribución T2, y la señal del petróleo viscoso también tendrá típicamente una amplia distribución T2. El tiempo T2 debido al efecto en bruto para petróleo viscoso y la contribución al tiempo total de decaimiento del agua por parte del relajamiento por superficie no son usualmente muy diferentes. Sin embargo, los coeficientes de difusión tanto para el agua como para el petróleo viscoso son muy diferentes; por lo tanto, el contraste de difusión entre los dos fluidos es detectable. La Fig. 4.7 muestra cómo las mediciones del doble-TE se pueden utilizar para distinguir entre agua y petróleo viscoso. Debido al contraste de difusión entre el agua y el petróleo viscoso, la distribución T2 medida con el TE long mostrará un mayor corrimiento hacia la izquierda (a valores menores del T2) para agua que para petróleo viscoso, comparado con la distribución T2 medida con TE short. Las componentes rápidas del T2 del agua se correrán muy poco. Cuando se usa lodo base aceite, éste tiene normalmente menor viscosidad que el petróleo viscoso en condiciones de yacimiento. Las componentes del T2 de un filtrado de lodo base aceite medidos con elTE short estarán aglomerados alrededor de un solo pico con un T2 más largo que el del petróleo viscoso. Sin embargo, el pico del T2 de un filtrado de lodo base aceite medido con TE long puede ser más corto que el del petróleo viscoso debido a la alta difusividad del filtrado. La cuidadosa selección del TE long hace posible separar las componentes del T2 de petróleo viscoso y agua, independientemente de si el lodo utilizado en el pozo es base agua o base aceite. En general, como el corrimiento de la difusión no es lineal, tiempos de relajamiento más largos que el tiempo de relajamiento por difusión se correrán mucho más a la izquierda que los tiempos de relajamiento más cortos que el tiempo de relajamiento por difusión. Este corrimiento no lineal hace entonces que los espectros tengan picos más pronunciados a medida que la difusión aumenta.

Efectos de la viscosidady humectabilidad sobre laseñal de petróleo en una distribuciónT2 En lo discutido hasta ahora, se ha supuesto que las formaciones estaban humectadas con agua. Si la formación perfilada con un instrumento RMN no está humectada con agua sino que está parcial o totalmente humectada con aceite, los valores del T2 del petróleo serán diferentes y las distribuciones T2 serán diferentes a las discutidas anteriormente.8, 9 Las rocas probablemente nunca están totalmente humectadas con aceite; algunas son de una humectabilidad intermedia y/o mixta. La humectabilidad mixta se da más probablemente en rocas de yacimiento en donde el petróleo ha quedado atrapado y entra en contacto con la superficie de los granos de los poros más grandes para formar una película o recubrimiento de aceite sobre los granos. Los petróleos crudos varían en su capacidad para alterar la humectabilidad de una superficie poral. Las superficies porales de los poros más pequeños o aquellas en las rendijas de los poros más grandes no están en contacto con el petróleo y permanecen humectadas con Para RMN, condición para que haya humectabilidad con aguaSin es embargo, la existencia una agua. capa protectora delaagua entre elesencial grano de la roca y el fluido de hidrocarburos. estade condición no es idéntica a la condición medida por otras pruebas de humectabilidad. Por ejemplo,

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Figura 4.7— En un yacimiento de petróleo viscoso, la zona virgen (modelo volumétrico de arriba) no contiene filtrado de lodo. Durante el perfilaje MRIL, parte de la respuesta del instrumento será atribuible al filtrado de lodo en la zona invadida. Si se usa lodo base agua (modelo delmedio),las distribucionesT2 obtenidas con mediciones de dobleTE permiten que el petróleo pueda distinguirse del agua. las mediciones del TE largo, Con las componentes rápidas del agua en la distribución T2 se corren más hacia la izquierda que lascomponentes del petróleo. Si se utiliza lodo base aceite (modelo de abajo), el filtrado puede dar lugar a una señal adicional de petróleo.

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parte de la película protectora podría estar ausente y la roca podría aún estar considerada como humectada con agua según un ensayo de USBM (un ensayo utilizado muy comúnmente, desarrollado por el Departamento de Minería de los EE.UU., siendo USBM sus siglas en inglés). Cuando las moléculas de petróleo tocan las superficies de los granos, ellas exhiben relaxividad por superficie, lo cual hace más complicado el mecanismo de relajamiento del T2. Si una formación está totalmente humectada con aceite, entonces el agua y el aceite cambian sus roles comparados con la situación de humectación con agua, y el comportamiento en general es muy similar. Sin embargo, los detalles de los espectros pueden ser diferentes porque la relaxividad de la superficie al aceite es probablemente diferente a la relaxividad de la superficie al agua. Si una formación exhibe humectabilidad mixta, la situación es mucho más compleja, y la diferenciación entre petróleo y agua es muy dificil. La Fig. 4.8 muestra cómo, en una formación que contiene petróleo, tanto la viscosidad del petróleo como la humectabilidad de la formación afectan la ubicación de las componentes del petróleo en la distribución T2 de la formación.7 La figura supone que (1) el TW es suficientemente largo como para que no se necesite considerar los efectos del T1 y (2) el TE es suficientemente corto como para que no se necesite considerar los efectos de la difusión. Como se analizó previamente, para una formación humectada con agua, la componente de petróleo de la distribución T2 depende principalmente de la viscosidad del petróleo (fila de humectados con agua en la Fig. 4.8). Es importante observar que para cualquier humectabilidad, la componente de petróleo pesado de la distribución T2 es amplia y se sobrepone a la porción del BVI en la distribución (columna de

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Figura 4.8—La posición y el ancho de la componente de petróleo en la distribución T2 de una formación dependen de la viscosidad del petróleo y de la humectabilidad de la formación. La identificación de petróleos es más fácil en formaciones humectadas con agua debido al moderado ancho y a la posición distintiva de las diferentes componentes del petróleo en la distribuciónT2 . La identificación de petróleos es más difícil en formaciones de humectabilidad mixta porque lascomponentes del aceite y del agua son dilatadas y se superponen entre sí. 3 7 8 0 0 0 m o

petróleo pesado en la Fig. 4.8), lo cual puede dificultar la detección directa de petróleo pesado con mediciones MRIL solamente. Para una formación de humectabilidad mixta, que plantea uno de los grandes desafíos para las aplicaciones del MRIL, las componentes del petróleo y del agua de la distribución T2 son dilatadas y se superponen entre sí (fila de humectación mixta en la Fig. 4.8). Aunque esta superposición no afecta la estimación de porosidad total, afectará la determinación del BVI, del fluido libre, de la permeabilidad y, por supuesto, del tipo de hidrocarburo. Para el raro caso de una formación humectada con aceite, las moléculas de petróleo serán absorbidas sobre todas las superficies porales. En este caso, el BVI será el volumen bruto irreductible del petróleo. La componente de agua estará siempre en la porción de fluido libre de la distribución (fila de humectación con aceite de la Fig. 4.8) y debería exhibir características de fluido en bruto. Los T1 y T2 del agua tienen ambos un valor único y bastante largos comparados con los tiempos de relajamiento del petróleo en contacto con la pared del poro.

Efectos del gas sobre la distribución T2 ba jo distintas condiciones El gas es siempre una fase no humectante en el espacio poral de una formación. De ahí que el T1 del gas se toma como el de gas en bruto (el trabajo de Straley 1 sugiere que a veces esta suposición puede resultar demasiado simple), que es más largo que el T1 del agua en contacto con la pared del poro. El T2diffusion del gas dominará al T2 del gas. Estas características y el campo de gradiente del instrumento MRIL hace a la señal de gas detectable a través de las mediciones MRIL.

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Agua y gas La Fig. 4.9 presenta modelos volumétricos para rocas saturadas con agua y gas. Los modelos representan una zona virgen y zonas invadidas por lodos base agua y base aceite. Se usa un TE corto y un TW largo, la señal de eco de momentos rotacionales del agua tendrá una amplia distribución T2, mientras la señal de gas tendrá casi un valor único del T2. Los tiempos T1 para agua y gas son muy diferentes; por lo tanto, el contraste del T1 se puede utilizar para diferenciar agua y gas, como se muestra en los modelos de la mitad y de abajo de la Fig. 4.9. Como con el agua y el petróleo liviano, existe un gran contraste del T1 entre gas y agua en contacto con la pared del poro. Entonces, cuando se utilizan mediciones de doble- TW (ver Capítulo 6), y las distribuciones T resultantes se sustraen entre sí, la componente de agua será eliminada, y parte de la componente de 2gas permanecerá en el espectro diferencial. La amplitud de la componente parcial de gas en el espectro diferencial será altamente dependiente tanto de la diferencia entre el T1gas y el T1w como de la diferencia entre el TWshort y el TWlong. Normalmente, los parámetros del perfilaje se ajustan de modo que TWlong ≥ T1gas y TWshort ≥ 3 T1w. Además, cuando hay gas presente, el índice de hidrógeno y los efectos de la polarización se deben tener en cuenta porque el gas tiene bajo índice de hidrógeno y largo T1. Si se usa lodo base aceite, aparece una señal del filtrado del lodo base aceite en la distribución T2. En la Fig. 4.9, el T2 del gas se concentra a aproximadamente 40 ms, y el T2 del filtrado de un lodo base aceite se concentra a aproximadamente 200 ms. Tanto las señales del gas como las del filtrado del lodo base aceite permanecerán en el espectro diferencial.

Figura 4.9—En un yacimiento de gas, la zona virgen (modelo volumétrico de arriba) no contiene filtrado de lodo. Durante el perfilajeRMN, parte de la respuesta del instrumento será atribuible al filtrado del lodo en la zona invadida. Cuando se utiliza un lodo base agua y mediciones de doble-TW (modelo del medio), se puede detectar gas sustrayendo las dos distribucionesT2 resultantes. Si se utiliza lodo base aceite (modelo de abajo), el espectro diferencial resultante contendrá también una componente atribuible al filtrado del lodo base aceite que ha invadido la formación.

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Capítulo4


Agua, petróleo liviano, y gas Cuando agua, petróleo liviano, y gas ocupan el mismo sistema poral en las rocas de una formación (Fig. 4.10 ), tanto el petróleo liviano como el gas se pueden detectar aún a través de sus contrastes del T1. Se utilizan mediciones de Doble-TW, y el TWlong debería ser mayor que tres veces el máximo T1 del petróleo liviano, gas, y (si se usa lodo base aceite) el filtrado del lodo base aceite. Cuando se utiliza lodo base aceite, las señales de petróleo liviano, gas, y filtrado de lodo base aceite permanecerán en el espectro diferencial. Aunque la diferencia en difusividad entre gas y líquido es grande, este contraste rara vez se aplica para separar las señales de dos fluidos. Generalmente, el T2 del gas es muy pequeño. En la mayoría de los casos, la componente del T del gas puede sobreponerse en la ventana del BVI . Cuando se utiliza un TE 2 más largo, la componente de gas puede desaparecer de la distribución T2. El T2 del gas está fuertemente afectado por el espaciamiento entre ecos en un campo de gradiente. Seleccionando cuidadosamente el TE y la intensidad del gradiente (que está relacionado con la frecuencia), la señal de gas se puede separar del BVI , petróleo liviano, y filtrado de lodo base aceite. Esta selección es una de las claves para diseñar un trabajo de perfilaje a base de contraste del T1 (es decir, doble-TW) con RMN.

Figura 4.10—En un yacimiento que contiene gas y petróleo liviano, la zona virgen (modelo volumétrico de arriba) no contiene filtrado de lodo. Durante un perfilaje RMN, parte de la respuesta del instrumento será atribuible al filtrado de lodo en la zona invadida. Cuando se utiliza un lodo base agua y mediciones de doble-TW (modelo del

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medio), el gas y el petróleo liviano se pueden diferenciar del agua sus-trayendo las dos distribuciones T 2 resultantes. Si se utiliza un lodo base aceite (modelo de abajo), el espectro diferencial resultante puede también contener una componente atribuible al filtrado del lodo base aceite que ha invadido la formación. La diferenciación entre gas y petróleo liviano/filtrado de lodo base aceite depende de diferencias del T2 factibles de ser resueltas en el espectro diferencial.

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Referencias 1. Straley, C., 1997, An experimental investigation of methane in rock materials, paper AA, 38th Annual SPWLA Logging Symposium Transactions, 14 p. 2. Kleinberg, R.L., and Vinegar, H.J., 1996, NMR properties of reservoir fluids, The Log Analyst , v. 37, no. 6, p. 20–32.

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3. Morris, C. E., et al., 1997 Hyd rocarbon saturation and viscosity estimation from NMR logging in the Belridge diatomite, The Log Analyst , March-April, p. 44–59. 4. Gerritsma, C.J., Oosting, P.H., and Trappeniers, N.J., 1971, Proton spin-lattice relaxation and self-diffusion in methane, part 2—Experimental results for proton spin-lattice relaxation times, Physica, v. 51, p. 381–394. 5. Gerritsma, C.J., and Trappeniers, N.J., 1971, Proton spin-lattice relaxation and self-diffusion in methanes, part 1—Spin-echo spectrometer and preparation of the methane samples, Physica, v. 51, p. 365-380. 6. Akkurt, R., et al., 1995, NMR logging of natural gas reservoirs, paper N, 36th Annual SPWLA

Logging Symposium Analyst , v. 37, no. 5, Transactions p. 33–42. , 12 p. Later published in 1996, as Akkurt, R., et al. in The Log 7. Prammer, M.G., Mardon, D., Coates, G.R., and Miller, M.N., 1995, Lithology-independent gas detection by gradient-NMR logging, SPE 30562, 1995 SPE Annual Technical Conference and Exhibition Proceedings, v. Ω (Formation evaluation and reservoir geology), p. 325–336. 8. Xiao, L.Z., 1998, NMR Imaging Logging Principles and Applications (in Chinese), Science Press, Beijing, 328 p. 9. Howard, J.J., and Spinler, E.A., 1993, Nuclear magnetic resonance measurements of wetta bilit y and fluid saturations in chalk, SPE 26471, 1993 SPE Annual Technical Conference and Exhibition Proceedings , v. Ω (Formation evaluation and reservoir geology) p. 565–573. Later published in 1995 in SPE Advanced Technology Series , v. 3, no. 1, p. 60–65.

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Capítulo 5

El proceso de medición con MRIL consiste en cuatro pasos básicos: 1. Polarización de los núcleos 2. Inclinación de la magnetización

Principios de la herramienta MRIL

3. Detección de ecos de momentos rotacionales 4. Repolarización de los núcleos Este capítulo analiza el proceso de medición MRIL y temas afines, tales como resolución vertical, profundidad de investigación, relación señal a ruido, y activación.

Polarización Una herramienta MRIL contiene un enorme imán permanente que produce un campo magnético estático.1,2 Antes de que una formación geológica sea perfilada con una herramienta MRIL, los núcleos de hidrógeno de la formación se alinean con el campo magnético terrestre. Como la magnitud del campo magnético terrestre es relativamente pequeña, la magnitud de la magnetización inducida en los protones es también pequeña. A medida que la herramienta MRIL se desplaza a través de la formación, el campo de alta magnitud B0 de la herramienta domina y polariza a los protones (es decir, los alinea con el campo de B0). Por ejemplo, la intensidad del campo terrestre es de aproximadamente 0.5 gauss, mientras que la intensidad del campo magnético generado por el MRIL en el volumen sensible es de aproximadamente 176 gauss, el cual es 350 veces más potente que el campo magnético terrestre. Para protones en fluidos porales, la polarización “completa” toma hasta varios segundos y se puede lograr mientras la herramienta se desplaza a lo largo del pozo. Se efectúan mediciones confiables siempre y cuando los protones queden expuestos al mismo campo magnético estático a través de todo el ciclo de la prueba. La Fig. 5.1 muestra el incremento de polarización en función del tiempo. Una vez que los protones están polarizados, quedan en un estado de equilibrio y permanecerán polarizados a menos que se produzca una perturbación. El momento magnético neto de la población de protones polarizados es M0, y éste fue analizado en el Capítulo 2.

Inclinación de la magnetización y detección de ecos de moment os rotaciona les La técnica MRIL de inclinar la magnetización y obtener ecos de momentos rotacionales a partir de una formación está ilustrada en la Fig. 5.2 . Una herramienta MRIL genera un campo magnético estático con gradiente en dirección radial; por lo tanto, la frecuencia Larmor de protones cambiará según la distancia radial a la herramienta.1,2 Una antena, la cual rodea al imán de la

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Figura 5.1— (1) Antes de que los protones estén sujetos al campo magnético estático del MRIL, sus ejes de momentos rotacionales están alineados al azar. (2) Una vez que los protones quedan inicialmente expuestos al campo magnético estático de MRIL, sus ejes de rotación comienzan a hacer precesión, con los ejes precesionales quedando alineados en la dirección del campo estáticoB0 (r). (3 y 4) A medida la exposición continúa, los ejesque de rotación se acercan a los ejes precesionales, y la magnetización neta de la población de protones aumenta, como indica el gráfico.

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Figure 5.2— La antena MRIL (izquierda) aplica una pulsación oscilatoria B1 a 90º a protones con sincronización de fase e inclina la magnetización 90°. A medida que los protones se desfasan, la antena transmisora del MRIL (centro) aplica una pulsación oscilatoriaB1 a 180º para volver a poner en fase a los protones. Cuando los protones se vuelven a poner en fase (derecha), generan una señal—un eco de momentos rotacionales— que es medible con una antena receptora en el MRIL.

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PrincipiosdelaherramientaMRIL

Capítulo5


herramienta, sirve como transmisor de campo oscilatorio y como receptor de ecos de momentos rotacionales. La antena produce un campo B1 que es perpendicular a B0 y que rota el vector de magnetización hacia el plano transversal. Los valores seleccionados para la frecuencia y ancho de banda de las pulsaciones del campo B1 determinan la geometría del volumen sensible y, por lo tanto, la profundidad de investigación de la herramienta. La herramienta MRIL registra el tren del ecos de momentos rotacionales, tal como se ilustra en la Fig. 5.3 . La secuencia de pulsación CPMG cancela el desfasamiento causado por los efectos de gradiente del campo B0; sin embargo, el desfasamiento causado por la interacción molecular o de procesos de difusión es irreversible. Cuando ocurre este desfasamiento irreversible, los protones no se pueden volver a reenfocar completamente, y el tren del ecos de momentos CPMG disminuye. Una herramienta mide la amplitud de losy,ecos momentos en la secuencia CPMG para la disminución MRIL de magnetización transversal con de ella, el desfasamiento irreversible. Una vezmedir que se adquiere un tren de ecos de momentos, el imán repite la polarización para la próxima medición CPMG, tal como se ilustra en la Fig. 5.4 . Figura 5.3—Para generar y recibir un tren de ecos de momentos rotacionales, una herramienta MRIL emite una pulsaciónB1 a 90ºseguida por una secuencia de pulsaciones B1 a 180º.

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Figura 5.4— El ciclo de mediciones MRIL, que se repite continuamente durante un perfilaje, consiste en una polarización de protones seguida por la obtención de trenes de ecos. Los trenes de ecos en decaimiento reflejan el desfasaje que sigue a la polarización.

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Velocidad de perfilaje y resolución vertical Mientras una herramienta MRIL se desplaza a lo largo del pozo, la población de protones con la que la misma interactúa va cambiando continuamente. Esta población cambiante afecta las característica de la herramienta y los parámetros del registro de dos maneras, como se muestra en la Fig. 5.5 . Primero, la herramienta encuentra protones “nuevos” y no polarizados y deja atrás protones “viejos” y polarizados. El tiempo necesario para que los protones nuevos se polaricen totalmente antes de que entren al volumen sensible de la herramienta está controlado por los tiempos de relajamiento T1. El tiempo de polarización TW está directamente relacionado con la longitud del imán y con la velocidad del registro. Para permitir que la herramienta registre a mayor velocidad, el imán de una herramienta MRIL se extiende 24 pulgadas (para herramienta tipo C) arriba y abajo de la antena poder registrar subiendo o bajando). Con esteladiseño, la herramienta polariza los protones antes(para de que estos entren a su volumen sensible de medición. Segundo, durante la secuencia CPMG, los protones cuyos vectores de magnetización ya han sido inclinados hacia el plano transversal dejan el volumen sensible, mientras que los protones polarizados que no han sido aún inclinados, entran al volumen sensible. Esta situación reduce la amplitud medida de ecos posteriores si la antena es demasiado corta o si la velocidad del perfilaje es demasiado rápida. Para mantener una velocidad de perfilaje aceptable, se admite típicamente un 10% de pérdida de precisión – es decir, el volumen sondeado puede cambiar un 10% durante la secuencia CPMG. Dado que la longitud de la antena determina el volumen sondeado, una antena más larga permitirá un registro más rápido, pero a costa de resolución vertical. La antena MRIL tiene 24 pulg. de largo. Si la herramienta no se mueve durante el ciclo de medición (es decir, si se obtiene una lectura estacionaria), la resolución vertical (VR ) es igual a la longitud de la antena ( L). Si la herramienta se mueve durante la medición, la resolución vertical se reducirá de una manera proporcional a la velocidad del perfilaje. Con el objeto de corregir las mediciones por los efectos de la relación señal a ruido, se combinan, o apilan, los resultados de varios experimentos. El número de experimentos necesarios para producir una medición con

Figura 5.5— (1) A medida que la herramienta MRIL se desplaza a lo largo del pozo, polariza parte de la formación que hay a su alrededor. Si la velocidad a la que se hace el registro esV y el tiempo de polarización esTW, entonces la herramienta se desplazará a través de una distancia deV TW durante un período de polarización. (2) Luego de un período de polarización, una secuencia CPMG induce y mide los ecos de momentos rotacionales. Si el espaciamiento entre ecos esTE y el número de ecos es NE, la herramienta se desplazará a lo largo de una distanciaV (TExNE) durante las recepciones de los ecos. (3) La secuencia CPMG termina, y comienza el siguiente ciclo de polarización/CPMG.

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Capítulo5


una mejora particular en los efectos de la relación señal a ruido se llama el promedio acumulativo ( RA ). El tiempo de ciclo ( TC ) es el tiempo necesario para efectuar una medición CPMG más el tiempo de polarización (o tiempo de espera) antes que pueda comenzar la próxima secuencia CPMG. Tal como se muestra en la Fig. 5.6 , para una herramienta operando con una sola frecuencia, TC está dado por

TC = TW + TE NE

(5.1)

Para una herramienta operando con monofrecuencia, desplazándose a una velocidad de registro V, la resolución vertical se puede expresar como

VR = L + V (TC RA - TW)

(5.2)

La ecuación 5.2 muestra que: • Para una medición estacionaria ( V = 0), la resolución vertical es la longitud de la antena RF. Por lo tanto, una antena más corta ofrece una mejor resolución vertical. •

La resolución vertical se reduce a medida que la velocidad de registro aumenta.

•

La resolución vertical disminuye a medida que la duración del experimento aumenta. La duración del experimento comprende principalmente el tiempo de polarización TW.

•

A medida que se acumulan más experimentos, la relación señal a ruido mejora, pero la resolución vertical disminuye.

Figura 5.6— La resolución vertical de la herramienta MRIL es igual a la suma de la longitud de la antena y el producto de a l velocidad del perfilaje, el tiempo del ciclo, y el promedio acumulativo.

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Profundidad de invest igación El campo magnético estático generado por el imán del MRIL es un campo de gradiente B0(r) cuya magnitud es función de la distancia radial r medida a partir de la superficie de la herramienta. 3 En particular, B0(r) α 1/r2. Por ejemplo, a través de un cilindro de pared delgada con un diámetro de 16 pulg. concéntrico con el eje de una herramienta de 6 pulg. de diámetro, la intensidad del campo es de aproximadamente 155 gauss (Fig. 5.7 ). El campo magnético B0 disminuye a medida que la distancia a la superficie de la herramienta aumenta. Como la frecuencia de Larmor es proporcional a B0, la frecuencia de Larmor de los protones en la formación también disminuirá a medida que aumente la distancia a la superficie de la herramienta. De esta manera, para que una herramienta MRIL investigue a una distancia particular dentro de la formación, se selecciona una frecuencia del campo oscilatorio (B1) que iguale la frecuencia de Larmor de los protones a esa distancia. En la práctica, se selecciona una banda estrecha de frecuencias de modo que el volumen sensible es un cuerpo cilíndrico de pared delgada. La Fig. 5.8 contiene una imagen transversal de una herramienta MRIL, el pozo, la formación que lo rodea, y el volumen sensible.4 El gráfico ortogonal adyacente describe la disminución de la intensidad en B0 (y por lo tanto, la disminución de la frecuencia de Larmor) a medida que aumenta la distancia a la herramienta. Entonces, el gradiente de B0 y la selección de la banda de frecuencias para B1 determinan el diámetro y el espesor del volumen sensible de la herramienta. Este volumen está muy bien definido. Los protones a ambos lados del volumen sensible serán polarizados por el campo B0 pero no serán inclinados por el campo B1 debido a la desigualdad de frecuencias entre la precesión de esos protones y el campo B1. Teóricamente, la profundidad de investigación aumenta a medida que se reduce la frecuencia de B1. En realidad, para aumentar la profundidad de investigación hace falta una intensidad B1 más alta para inclinar los protones 90° y 180°. Además, el aumento de la profundidad de investigación disminuye la relación señal a ruido. Debido a la característica radial de las respuestas del MRIL, la herramienta debe estar bien centralizada en el pozo. Cuando un ensanchamiento por derrumbe no se cruza con el volumen sensible, el ensanchamiento B no1. tendrá medición excepto por el efecto de cargaderesistiva lodolasobre el campo Debidoningún a este efecto efecto en de lacarga resistiva, se necesita más potencia B1 paradel lograr inclinación de 90° en el volumen sensible en un ambiente de lodo salado que en un ambiente de lodo con alta resistividad. Si un ensanchamiento se cruza con el volumen sensible, los fluidos del pozo también afectarán la medición. En algunos casos, la descentralización expondrá el volumen sensible a fluidos del pozo, y las mediciones MRIL incluirán alguna señal del lodo. En ambas situaciones, las determinaciones MRIL de porosidad efectiva (MPHI) y de volumen total irreductible (BVI ) serán más altos que el de los valores de la formación real porque (1) el líquido en el sistema de lodo es rico en protones y (2) los tiempos de relajamiento de los protones en el lodo son muy rápidos debido a la gran superficie específica de las partículas del lodo. Generalmente, los efectos de los fluidos en el pozo sobre las señales MRIL son fáciles de identificar, especialmente cuando se tienen disponibles los datos del calibre. Para las mediciones MRIL, no hay correcciones por ensanchamientos o por fluidos en el pozo. Por lo tanto, cuando los fluidos que hay en el pozo afectan las señales MRIL, las mediciones MRIL no representan más las condiciones de la formación y no se pueden utilizar para evaluación de la formación. El campo magnético estático de una herramienta MRIL está generado por un imán permanente hecho con materiales ferromagnéticos, y la magnetización depende de la temperatura. Por lo que tanto la intensidad del campo magnético estático como la del gradiente de campo dependen de la temperatura, tal como se muestra en la Fig. 5.9 . A medida que el imán se calienta, B0 disminuye y, para una cierta frecuencia de B1, de la profundidad de bien investigación también disminuye. Dado que el imán MRIL tiene una dependencia la temperatura caracterizada, únicamente el conocimiento de la del temperatura del imán y de la frecuencia de B1 determinan la profundidad de investigación de la herramienta.

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Principios de herramienta la MRIL

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Figura 5.7— El imán permanente de la herramienta MRIL produce un campo de gradiente cuya magnitud decrece con la distancia radial desde la herramienta.

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Figura 5.8—El diámetro y el espesor del volumen sensible de la herramienta de MRIL están determinados por el gradiente del campo permanenteB0 y la banda de frecuencias del campo oscilatorio deB1.

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Figura 5.9—La intensidad, tanto del campo B0 como del gradiente del campo, es dependiente de la temperatura. Para un campo de RF de frecuencia f1 , la profundidad de investigación variará entonces con la temperatura.

3 8 8 0 0 0 m o

Las herramientas MRIL están disponibles en versiones de 6- y 4 1/2- (ó 4 7/8- para la herramienta Prime) pulg. de D.E., siendo ambas capaces de operar a alta frecuencia (alrededor de 750 kHz) o baja frecuencia (alrededor de 600 kHz). Como se ve en la Fig. 5.10 , las profundidades de investigación de la sonda de 6 pulg. a 200°F son de aproximadamente 14.5 y 16.5 pulg., a las altas y bajas frecuencias respectivamente. Para la sonda de 4 1/2 pulg., las respectivas profundidades de investigación son de aproximadamente 10 y 11.5 pulg. Para tamaños típicos de pozo (por ejemplo, pozos perforados con una broca de 8 1/2 pulg.), un diámetro de investigación de 16 pulg. corresponde a una región de investigación ubicada aproximadamente a 3 ó 4 pulg. de la pared del pozo. Por lo tanto, el volumen sensible está generalmente dentro de la zona invadida.

Medición de frec uencia múltiple y ancho de banda de pulsación deRF Según la teoría de RMN, sólo aquellos protones que hacen precesión a la frecuencia de Larmor contribuirán a la señal medida por una secuencia CPMG. La frecuencia de Larmor es directamente proporcional a la intensidad del campo magnético B0. Por lo tanto, en presencia de un campo magnético de gradiente, se pueden aplicar pulsaciones con frecuencias diferentes para hacer resonar protones en regiones diferentes del espacio. Este principio se ha usado exitosamente para la ubicación selectiva de secciones transversales en MRI para uso médico y en perfilaje MRIL. Las Figs. 5.11 y 5.12 ilustran los volúmenes sensibles y la sincronización para mediciones MRIL de frecuencia múltiple. 5 Los protones excitados por una señal de RF del MRIL tendrán una frecuencia de Larmor igual a la frecuencia de la señal de RF, y estos protones quedarán ubicados en un volumen bien definido. Los protones fuera de este volumen no estarán influidos por la señal de RF del MRIL y serán repolarizados con respecto al campo magnético externo. Operando a varias frecuencias en secuencia se excitan protones en volúmenes cilíndricos diferentes en el espacio, permitiendo así que la medición se efectúe más rápido. El tiempo entre frecuencias puede ser tan corto como el tiempo de un tren de ecos, típicamente 0.5 s, mientras que el tiempo entre mediciones efectuadas a una sola frecuencia es esencialmente el tiempo para repolarizarse (TW), que es a menudo del orden de 10 s. Si las frecuencias en las mediciones de frecuencias múltiples son muy similares, los volúmenes sensibles están muy cercanos entre sí y, para fines prácticos, las diferentes secciones de roca investigadas se pueden considerar como un conjunto único.

98


Capítulo5


Figura 5.10— El diámetro de investigación de una herramienta MRIL depende de latemperatura del imán permanente y de la frecuencia del campo oscilatorio. El gráfico superior es para la herramienta de 41/2 pulg. El gráfico inferior es para la herramienta de 6 pulg.

5 8 8 0 0 0 m o

4 8 8 0 0 0 m o

En conformidad, la velocidad del perfilaje se puede incrementar mientras se mantiene la misma relación señal a ruido. Por ejemplo, si se usan dos frecuencias, el número de mediciones CPMG con polarización completa se duplicará, y la velocidad del perfilaje se puede incrementar al doble sin disminución de la relación señal a ruido. Cuando se utiliza una adquisición de datos con un número de frecuencias múltiples igual a F, el tiempo del ciclo y la resolución vertical están dados por

TC =

TW + TE NE

(5.3)

F VR = L +

Capítulo 5

V (TC RA - TW) F

(5.4)


99


Figura 5.11— El volumen sensible de una medición MRIL de frecuencias múltiples comprende varias regiones cilíndricas estrechamente espaciadas entre sí. Los radios de las regiones disminuyen a medida que las frecuencias aumentan.

6 8 8 0 0 0 m o

Figura 5.12 —Cuando se usan dos frecuencias f(1 y f2) en las mediciones MRIL, las frecuencias se alternan. Mientras los protones cuya frecuencias de Larmor esf1 se están polarizando, se están obteniendo trenes de ecos CPMG a partir de los protones cuya frecuencia de Larmor esf2. Similarmente, mientras los protones cuya frecuencia de Larmor es f2 se están polarizando, se estánobteniendo trenes de ecos a partir de los protones cuya frecuencia de Larmor es f1. 7 8 8 0 0

0 m o

El campo B1 es una pulsación de RF cuya frecuencia central se selecciona de acuerdo a la frecuencia de Larmor del volumen sensible. Sin embargo, la respuesta a la frecuencia de cualquier pulsación de RF, no es sólo una frecuencia única sino más bien un rango de frecuencias definido por el ancho de banda de la pulsación. La Fig. 5.13 muestra que el ancho de banda (∆f) de una pulsación de RF y la intensidad del gradiente de campo (G) determinan el espesor (∆r) del volumen sensible asociado con esa pulsación:

100


Capítulo5


Figura 5.13— La pulsación utilizada en perfilajes MRIL excita un rango estrecho de frecuencias de amplitud uniforme y por ello tiene muy buena selectividad de frecuencias (y en consecuencia muy buena selectividad de volumen sensible).

9 8 8 0 0 0 m o

∆r =

∆f γ

G

(5.5)

El ancho de banda de cada pulsación blanda de MRIL es de unos 12 kHz, y el gradiente de campo MRIL es de unos gauss/cm; por lo tanto, el espesor delde volumen sensible es ladediferencia aproximadamente mm. Cuando una17herramienta MRIL se utiliza en modo doble frecuencia, entre las 1dos frecuencias centrales debe ser entonces mayor o igual a 12 kHz para evitar superposiciones de los dos volúmenes sensibles. Por ejemplo, para una herramienta de 750-kHz, f1 se establece a 756 kHz, y f2 se establece a 744 kHz. En consecuencia, los dos volúmenes sensibles respectivos no se cruzarán. Como se indica en la Fig. 5.14 , la herramienta MRIL-Prime utiliza nueve señales de RF para producir nueve volúmenes sensibles,6,7 todos ubicados en una banda cilíndrica de aproximadamente 1 pulg. de espesor. Esas señales están en rangos de cinco frecuencias. El rango de frecuencias más altas produce la profundidad de investigación más somera y se utiliza sólo para determinar agua asociada con la arcilla. En esta aplicación, la herramienta funciona en el modo de frecuencia única. Se pueden utilizar ocho frecuencias seleccionadas de entre las restantes cuatro bandas (dos frecuencias por banda)para mediciones de doble-TW, doble-TE , o de cualquier medición T2 genérica.

Efecto de magnetovibración El imán del MRIL es un material cerámico altamente magnético. Cuando una corriente eléctrica oscilatoria fluye a través de la antena que rodea al imán, se produce en la herramienta un efecto electromecánico llamado magnetovibración. La Fig. 5.15 muestra que la interacción entre una corriente eléctrica I que fluye a través de la espira de una antena y el campo magnético B0 del imán permanente produce una fuerza F sobre la superficie del imán y un momento de torsión neto en la herramienta. Como esta corriente no es constante, el momento de torsión varía, produciendo una vibración en la herramienta. A su vez, esta vibración induce un ruido eléctrico en la antena. Aunque este "ruido de magnetovibración" decae bastante rápido, puede aún estar presente durante el período de detección de ecos.

Capítulo 5


101


Figura 5.14— La herramienta MRIL-Prime se puede operar con nueve frecuencias para hacer mediciones en nuevevolúmenes sensibles estrechamente espaciados entre sí.

0 9 8 0 0 0 m o

La amplitud de la magnetovibración es usualmente muy alta y afecta particularmente al primer eco (Eco 1) por la combinación magnetovibratoria producida por las pulsaciones tanto a 90° como a 180°. La experiencia ha demostrado que la magnetovibración es dependiente de la frecuencia y no es consistente entre varias herramientas. El efecto de magnetovibración prevalece a TE más cortos por el limitado tiempo disponible para que la magnetovibración desaparezca. Alternando la fase de la pulsación a 90°, como se hace en la técnica de secuencia de pulsación alternante en fase (PAPS) analizada en el Capítulo 2, reduce eficazmente tanto el desplazamiento residual DC del sistema electrónico de mediciones como el ruido de la magnetovibración. Cuando la fase de la pulsación a 90° es 0°, las amplitudes de los ecos serán positivas, y cuando la fase de la pulsación a 90° es 180°, las amplitudes de los ecos serán negativas. Sin embargo, tanto el desplazamiento residual DC del sistema como el ruido de la magnetovibración no estarán afectados por la fase de la pulsación a 90°. Entonces, los ecos medidos de dos trenes de ecos que tienen una diferencia de fase de 180° entre sus pulsaciones a 90° se pueden expresar del siguiente modo: Para una pulsación a 90° con fase a 0°: ecos medidos = señal + magnetovibración + desplazamiento

(5.6)

Para una pulsación a 90°con fase a 180°: ecos medidos = - señal + magnetovibración + desplazamiento

(5.7)

En consecuencia, sustrayendo los dos ecos medidosely resultado dividiendopor el dos resultado por dos da la verdadera señal. Sumando los dos ecos medidos y dividiendo (es decir, promediando los dos ecos) da información sobre la magnetovibración y el desplazamiento útil para control de calidad. La Fig. 5.16 ilustra la sincronización de la pulsación utilizada con la técnica de PAPS (que se aplica siempre en el perfilaje MRIL) cuando se opera una herramienta MRIL en el modo de doble frecuencia.

102


Capítulo5


Figura 5.15—Durante las mediciones CPMG ocurren magnetovibraciones debido al momento torsional asociado con una fuerza variableF producida por la interacción de la corriente eléctrica I que fluye a través de la espira de la antena y del campo magnéticoB0.

1 9 8 0 0 0 m o

Figura 5.16— Cuando se utiliza el método de PAPS, el ángulo de fase entre las pulsaciones a 90° para cada frecuencia es de 180°.

3 9 8 0 0 0 m o

Capítulo 5


103


Relación señala ruido y promedio acum ulativo Una señal de RMN es siempre muy débil. En particular, las amplitudes de las señales de ecos que recibe una herramienta MRIL son del orden de un nanovoltio (10 -9 voltio), lo cual hace que estas señales sean muy difíciles de distinguir del ruido. Entonces, la relación señal a ruido ( S/N ) srcinal es muy baja. En el panel superior de la Fig. 5.17 se observa un solo tren de ecos CPMG proveniente de una herramienta MRIL. Si una medición de ecos se repite, la amplitud y posición en el tiempo de una señal de ecos se repetirá, pero el ruido no, porque el ruido está distribuido al azar. Acumulando y promediando varios trenes de ecos reduce el nivel de ruido y mejora la S/N . El promedio acumulativo (RA ) representa el número total de ecos individuales necesarios producircon un latren ecos acumulado, promediado, con unatrenes mejoradeespecífica en el valor de la S/Npara comparado S/Ndesrcinal. Si el número de trenes dey ecos que hay acumulados y promediados es n (o sea que RA = n), entonces la S/N resultante será de √ n veces la S/N de un tren de ecos individual. Cuando se utiliza la técnica de PAPS y una modalidad operativa de frecuencias múltiples, la selección de RA no es arbitraria. Como hay un par de ecos en alternancia de fase asociado con cada frecuencia, RA es un múltiplo par del número de frecuencias utilizadas en la obtención de los trenes de ecos.

Activaciones Una activación es un conjunto de parámetros que controla la secuencia de pulsaciones de una herramienta MRIL durante una tarea de perfilaje. La activación elegida determina entonces el tipo de medición RMN que se hará. Los parámetros de la activación están contenidos en una tabla que se transmite desde el sistema de superficie de la unidad de perfilaje al procesador de señales digitales (DSP) en la herramienta MRIL. Algunos parámetros de activación pueden ser cambiados fácilmente por el ingeniero de campo—por ejemplo, número de ecos (NE ), tiempo de polarización (TW), y promedio acumulativo (RA ). Algunos otros parámetros son “invisibles”, habiendo sido preparados dentro de la activación y, por lo tanto, imposibles de cambiar—por de pulsación, número de ciclos de ganancia o deseleccionando ruido, y número mediciones de B1ejemplo, . Además,tipo algunos parámetros se pueden cambiar solamente otrade activación, y entre este tipo de parámetros se encuentran el espaciamiento entre ecos ( TE ) y el número de frecuencias operativas (XF ). Para las herramientas MRIL de tercera generación (MRIL-C/TP8), las activaciones se pueden seleccionar en base a • la información a obtenerse de las mediciones de la herramienta - porosidad efectiva (Usar una activación del T2 normal). - identificación directa de hidrocarburos mediante Espectro Diferencial/Análisis en el Dominio del Tiempo. (Usar una activación de doble-TW). - identificación directa de hidrocarburos mediante Espectro Corrido/Análisis de Difusión (Usar una activación de doble-TE ). - porosidad total (Usar una activación de porosidad total). • el ambiente que rodea a la herramienta - pozo de alta resistividad (Usar una activación con Q alto, siendo Q un factor de distribución de carga de la antena). - pozo de mediana resistividad (Usar una activación con Q mediano). - pozo de baja resistividad (Usar una activación con Q bajo).

104


Capítulo5


Figura 5.17— Un solo tren de ecos de momentos rotacionales (arriba) obtenido por una herramienta MRIL exhibe una baja relaciónS/N. Acumulando y promediando ocho trenes de ecos (abajo) mejora considerablemente la relaciónS/N.

4 9 8 0 0 0 m o

6 3 4 1 0 0 m o

Capítulo 5


105


• el número de frecuencias operativas utilizadas por la herramienta - una frecuencia (Usar una activación que emplee una frecuencia). - dos frecuencias (Usar una activación que emplee dos frecuencias). - tres frecuencias (Usar una activación que emplee tres frecuencias). Cada activación contiene varios parámetros que se deben seleccionar cuidadosamente para obtener datos exactos sin exceder los límites operativos de la herramienta. Algunos de estos parámetros son •

tiempo de polarización o de espera ( TW)

•

espaciamiento entre ecos ( TE )

•

número de ecos ( NE )

•

promedio acumulativo ( RA )

Los conjuntos de activación son dependientes de la herramienta. La selección real de activaciones adecuadas para una tarea MRIL forma parte de la planificación del trabajo, la que se analiza en el Capítulo 8. Las nueve frecuencias de la herramienta MRIL-Prime permiten obtener más datos en un período determinado que si se utilizara una sola frecuencia. La Fig. 5.18 ilustra la aplicación de estas frecuencias,7 que se eligen de entre cinco bandas, denominadas bandas 0, 1, 2, 3, y 4. Una frecuencia elegida de la banda 4 se puede utilizar para medir agua asociada con la arcilla con una activación de polarización parcial en modo de frecuencia única. Frecuencias de las otras cuatro bandas se pueden utilizar para operar diferentes conjuntos de activación, tales como T2 normal, doble TW, y/o doble TE, en modo de frecuencia doble. La Fig. 5.19 muestra las cinco bandas de frecuencias y sus frecuencias centrales típicas. La Fig. 5.18 también ilustra el concepto de la eficiencia de la medición, [XF×(NE ×TE )]/TW, bajo la suposición de que NE ×TE = 500 ms y TW = 12 s, siendo XF el número de frecuencias utilizadas y NE ×TE el tiempo de pulsación. La eficiencia de la medición es entonces sólo un 4% para una medición con frecuencia única pero un 36% para una medición de nueve frecuencias.

La Fig. 5.20 contiene un diagrama simplificado de sincronización para una activación de doble TW con 6

una herramienta varias frecuenciasMRIL-Prime. operativas: La activación inicia tres secuencias de pulsación CPMG diferentes a •

Para la primera secuencia, TE = 1.2 ms y TW = 12 s.

•

Para la segunda secuencia, TE = 1.2 ms y TW = 1 s.

•

Para la tercera secuencia, TE = 0.6 ms y TW = 0.02 s.

El ciclo se repite cada 14 s. A una velocidad de perfilaje de 1,000 pies/hr (16.7 pies/min), se producen dos muestras por pie por cada TW de 1 y 12 s en las bandas de frecuencias 3, 2, 1, y 0, y se produce una muestra por pie para el TE de 0.6 ms en la banda de frecuencias 4. Las sondas MRIL-Prime de 6 pulg. están equipadas con pares de imanes adicionales ubicados arriba y abajo del imán principal para lograr una prepolarización acelerada con sus campos magnéticos más intensos.6 El imán principal es tres veces más largo que la apertura de la antena, lo que permite una adecuada recuperación de la polarización más fuerte. En condiciones de perfilaje estacionarias o lentas, estos imanes no ofrecen ninguna ventaja, pero a velocidades normales o altas, reducen efectivamente a la mitad el tiempo necesario para la polarización completa, como se muestra en la Fig. 5.21 .

106


Capítulo5


Fig. 5.18—Las nueve frecuencias de la herramienta MRIL-Prime se seleccionan de entre cinco bandas. Cuando el tiempo de polarización es de 12,000 ms y el tiempo de pulsación es de 500 ms, las nueve frecuencias dan una eficiencia de 36% comparada con un 4% de eficiencia que se puede obtener con unafrecuencia única.

5 9 8 0 0 0 m o

Fig. 5.19—Las frecuencias centrales típicas de las cinco bandas de frecuencias MRIL son 590, 620, 650, 680, y 760 kHz.

6 9 8 0 0 0 m o

Figura 5.20— Este diagrama de sincronización para una activación de dobleTW con una herramienta MRIL-Prime muestra tres secuencias CPMG diferentes usadas repetidamente, dos de ellas a varias frecuencias operativas. 7 9 8 0 0

0 m o

Capítulo 5


107


Fig. 5.21—Estas tres curvas (izquierda) muestran cuán rápido se puede lograr la magnetización sin prepolarización acelerada. Las curvas corresponden alT1 = 1, 2, y 4 s. Si se puede tolerar un 5% de subpolarización, se necesitan 12 s para polarizar el componente más lento. Con polarización acelerada como la que se usa en la sonda MRIL-Prime de 6 pulg. (derecha), la magnetización se

8 9 8 0 0 0 m o

puede lograr Se muestra elmás casorápidamente. más crítico de un perfilaje a 24 pies/min. Se supone la misma distribución del T1 de 1, 2, y 4 s como la que fue estudiada en el gráfico de la izquierda. Después de 6 s, todos los componentes se estabilizaron dentro de un margen de±5% de la magnetización nominal.

Configuración de a l herramienta En la configuración básica, una herramienta MRIL consiste en un mandril magnético con un diámetro de 4 1/2, 4 7/8, ó 6 pulg.; una sección con componentes electrónicos; y una o dos secciones para almacenamiento de energía (capacitores), como se ilustra en la Fig. 5.22 . Un distanciador de fluidos, centralizadores, y separadores son artículos opcionales pero se recomiendan siempre y se deben elegir de acuerdo con el tamaño del pozo. El uso de un distanciador de fluidos reduce el efecto de carga eléctrica del lodo e incrementa la relación señal a ruido. Tanto los centralizadores como los separadores ayudan a centralizar la herramienta en el pozo. Además, los separadores pueden proteger el cuerpo de fibra de vidrio de la herramienta al mantenerla alejada de la pared del revestidor o de la pared del pozo. Las herramientas MRIL son totalmente combinables con las otras herramientas de perfilaje para hueco abierto de Halliburton, tales como la herramienta de Inducción de Arreglo de Alta Resolución (HRAI), la herramienta de Micro Imágenes Eléctricas (EMI), y la Herramienta de Barrido Acústico Circunferencial (CAST-V).

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108


Capítulo5


Figura 5.22— En su configuración básica, la herramienta MRIL consiste en un mandril magnético, una sección con componentes electrónicos, y una o dos secciones de almacenamiento de energía.

9 0 6 1 0 0 m o

Capítulo 5


109


5. Chandler, R.N., et al., 1994, Impr oved log quality with a dual-fre quency pulsed NMR too l, SPE 28365, 1994 SPE Annual Technical Conference and Exhibition Proceedings , v. Ω (Formation evaluation and reservoir geology), p. 23–35. 6. Prammer, M.G., et al., 1999, Theory and operation of a new, multi-volume, NMR logging system, paper DD, 40 th Annual SPWLA Logging Symposium Transactions , 12 p. 7. Prammer, M.G., et al., 1998, A new mul tiband generation of NMR logging tools, SPE 49011, 1998 SPE Annual Technical Conference and Exhibition Proceedings, v. Ω (Formation evaluation and reservoir geology), p. 237–243. 8. Prammer, M.G., et al., 1996, Measurements of clay-bound water and total porosity by magnetic resonance logging, SPE 36522, SPE Annual Technical Conference and Exhibition v. Ω (Formation evaluation and1996 reservoir geology), p. 111–118. Also published in 1996Proceedings in The Log, Analyst , v. 37, no. 5, p. 61–69.

La siguiente bibliografía puede brindar información adicional acerca de los principios fundamentales de la herramienta RMN para perfilajes. Akkurt R., 1990, Effects of Motion in Pulsed NMR Logging , Colorado School of Mines, Golden, Colorado, unpublished Ph.D. dissertation, 165 p. Allen, D., et al., 1997, How to use borehole nuclear magnetic resonance, Oilfield Review, v., 9, no. 2, p. 2–15. Brown, J.A., Brown, L.F., and Jackson, J.A., 1981, NMR (nuclear magnetic resonance) measurements on western gas sands core, SPE/DOE 9861, 1981 SPE/DOE Low Permeability Gas Reservoirs Symposium Proceedings , p. 321-326. Also published in 1981 as Los Alamos National Laboratory Report No. LA-UR-81-736, 16 p. Brown, J.A., et al., 1982, NMR Logging Tool Development—Laboratory Studies of Tight Gas Sands and Artificial Porous Material, Los Alamos National Laboratory Report No. LA-UR-82-447, 20 p. Also published in 1982 as SPE 10813 in 1982 SPE/DOE Unconventional Gas Recovery Sympo-

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110


Capítulo5


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Capítulo 5


111


112


Capítulo5


Capítulo 6

Los datos de RMN se pueden analizar o en combinación con datos convencionales. Cuando los independientemente datos de RMN se interpretan independientemente, pueden proveer porosidad y permeabilidad y también información completa sobre los tipos de fluidos y la saturación de fluidos en la zona invadida. Hay dos modelos de interpretación computarizada disponibles para análisis automático de datos de MRIL: el modelo del Análisis en el Dominio del Tiempo (TDA) y el modelo del Análisis de Difusión (DIFAN). Otro modelo, llamado Método de Difusión Realzada (EDM) se puede aplicar durante la obtención de datos y provee información valiosa para la detección de petróleo viscoso. En este capítulo se analizan las descripciones completas de estos modelos y de sus aplicaciones.

Soluciones derivada s del análisis basado exclusivamente en MRIL

Análisisen el dominio del tiempo Concepto 1–3 El Análisis en el Dominio del Tiempo (TDA) se basa en el hecho de que fluidos diferentes tienen diferentes velocidades de polarización, o sea, diferentes tiempos de relajamiento T1. Tanto el T1 del gas como el del petróleo

(con El viscosidad de 5 cp) normalmente Tliviano del agua. Análisis de en menos el Dominio del son Tiempo provee más largos que el 1 •

tipos de fluido en la zona invadida

•

porosidad MRIL corregida en yacimientos de gas (sin esta corrección los datos de MRIL subestiman la porosidad debido al largo T1 y bajo índice de hidrógeno del gas).

•

porosidad MRIL corregida en petróleos livianos

•

análisis completo de saturación de fluidos en la zona invadida utilizando sólo datos de MRIL

Principio Método del espectro diferencial El TDA fue una consecuencia del Método del Espectro Diferencial (DSM),4–6 que se desarrolló como una aplicación temprana del perfilaje de doble-TW. La técnica del DSM se usa mayormente para investigar cualitativamente la existencia de gas en la formación. La base de la técnica está representada en la

Fig. 6.1 .

Capítulo 6

Soluciones derivadasdel análisis basado exclusivame nte en MRIL

113


Figura 6.1— En el Método del Espectro Diferencial, los trenes de ecos con unTW largo y con un TW corto se convierten primero en distribuciones deT2 , y las distribuciones de T2 resultantes se sustraen entre sí.

3 1 9 0 0 0 m o

Análisis en el dominio del tiem po Con el TDA, la sustracción se efectúa en el dominio del tiempo cronológico en lugar de en el dominio de T2. El método del TDA tiene dos ventajas clave comparado con el del DSM. •

La diferencia entre los dos trenes de ecos se calcula en el dominio del tiempo, de modo que la diferencia es más robusta. La diferencia se transforma luego en una distribución de T2.

•

TDA provee mejores correcciones para los efectos del hidrógeno subpolarizado y del índice de hidrógeno.

La Fig. 6.2 ilustra los principios del TDA. En el Apéndice del capítulo se presenta una derivación matemática completa de la técnica del Análisis en el Dominio del Tiempo.

Adquisición de datos Los datos del TDA se adquieren con la activación del doble-TW. El perfilaje del doble-TW adquiere dos curvas de decaimiento RMN utilizando un TW largo y un TW corto con un solo TE . Un típico par deTW es 1 y 8 s, con un TE de 0.9 ó 1.2 ms. Algunos de los pares de los TW S/TWL para las activaciones de perfilajes del doble-TW fueron presentadas en el Capítulo 5.

TW. Las secciones superior y del media muestran la La Fig. 6.3 ilustra el principio del perfilaje de doblepolarización y adquisición de ecos con una modalidad de doble frecuencia utilizando las frecuencias f1 and f2. En esta ilustración el tren de ecos con un TW corto se adquiere en el ámbito cilíndrico de f1 , o volumen sensible de f1, mientras la formación se está polarizando en el ámbito cilíndrico de f2. Luego se adquiere un tren de ecos con un TW largo en el ámbito de f2. El TW corto se selecciona como para que los protones en agua se polaricen totalmente, pero para que los protones tanto del gas como de

114

Soluciones derivadas del análisis basado exclusivamente en MRIL

Capítulo 6


Figura 6.2— En un Análisis en el Dominio del Tiempo, los trenes de ecos con unTW largo y corto primero se sustraen, y la diferencia de trenes de ecos se convierte en una distribución deT2.

1 4 2 1 0 0 m o

Figura 6.3—El perfilaje de doble-TW adquiere un tren de ecos parcialmente polarizado con un TW corto (sección superior) y un tren de ecos completamente polarizado con un TW largo (sección del medio). Se generan las distribuciones de T2 correspondientes a los dos trenes de ecos (sección inferior).

0 0 9 0 0 0 m o

Capítulo 6


115


petróleos livianos se polaricen sólo parcialmente. Durante el ciclo del TW corto, todos los protones del agua se polarizan totalmente, y los protones del gas y del petróleo liviano quedan más completamente polarizados que durante el ciclo del TW corto. La polarización completa del agua implica que la diferencia entre las mediciones del TW largo y del TW corto se debe a las señales de gas y de petróleo liviano. La sección de abajo en la Fig. 6.3 muestra las distribuciones de T2 de ambos trenes de ecos. Los resultados del perfilaje del dobleTW a nivel de pozo tienen distribuciones de T2 con TW corto y TW largo; MPHI, BVI , y MFFI aparentes de los ecos de trenes tanto con TW corto como con TW largo; y MPERM de las mediciones con TW largo. La Fig. 6.4 muestra un perfil de doble-TW. Comparando el BVI y el MFFI de las mediciones tanto del TW corto como del largo, se puede obtener información útil de un vistazo. Tanto el gas como el petróleo liviano tienen un T1 largo, y por eso necesitan un TW más largo para la polarización total. hayelpetróleo MFFI del mayores TW largoque seráel mayor que corto. el del TW corto. BVI y elliviano MFFI presente, En una zona deSi gas, de un TWellargo serán de un TW

Aplicaciones Ejemplo 1 Dos pozos de un campo en Egipto muestran la importancia del TDA para reparar los efectos de la subpolarización de hidrocarburos livianos y suministrar la porosidad correcta de la formación. En el mencionado campo, el operador utilizó un lodo liviano a base de aceite, que tiene un valor de T1 de aproximadamente 5 s. Originalmente, el efecto de un lodo liviano a base de aceite no se tenía en cuenta, lo que causaba una subestimación de la porosidad de la formación. En la Fig. 6.5 se muestra una comparación entre porosidad de núcleo y porosidad MRIL en el primer pozo, y la comparación ilustra esta subestimación y también lo hace una comparación entre la porosidad de gráfico ortogonal de densidadneutrón y la porosidad MRIL presentada en la Fig. 6.6 . En el segundo pozo, se efectuó el TDA para hacer una corrección que compense el efecto del lodo liviano de base aceite en la zona invadida, el que afectó la respuesta al MRIL debido a la subpolarización de los núcleos de hidrógeno en el lodo. La Fig. 6.7 compara la porosidad de núcleo con el MPHI determinado con el TDA. La Fig. 6.8 compara la porosidad de gráfico ortogonal de densidad-neutrón con el MPHI determinado con el TDA. Las figuras demuestran que el procesamiento con el TDA corrigió el problema de la subestimación del MPHI observado anteriormente a nivel del pozo.

Ejemplo 2 La Fig. 6.9 muestra el resultado de aplicar el TDA a los datos de MRIL de la Fig. 6.4. Utilizando esta técnica, el análisis automático MRIL provee una solución completa para porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos en la zona invadida. De acuerdo con los resultados del TDA, hay una zona productiva muy buena y libre de agua entre XX685 y XX870 pies, aunque la resistividad es bastante baja desde XX715 hasta los XX870 pies. Hay una zona de agua ubicada desde XX870 hasta los XX880 pies. Tal como se discutió anteriormente, los datos adquiridos con herramientas de RMN siempre contienen ruido, lo que provoca dilatación espectral. Los efectos de la dilatación espectral cuando se utiliza DSM pueden ser severos cuando la diferencia entre la porosidad ocupada por hidrocarburos obtenida de los dos trenes de ecos (∆φh) es pequeña.2 La señal puede haber sido salpicada desigualmente entre celdas adyacentes, y el espectro diferencial puede aparentar no contener ninguna señal de hidrocarburos.

Ejemplo 3 Un pozo de gas perforado con lodo de base aceite en el Golfo de México provee un ejemplo de procesamiento completo del DSM y del TDA.3 El programa de perfilajes a nivel de pozo consistió en rayos gama con perfilaje mientras se perfora (LWD), resistividad, y perfiles de Neutrón, y un perfil MRIL con cable eléctrico. El perfil de se hizo con activación de doble-TW utilizando valores para TW de 1 y 8 s. El DSM se aplicó a los datos MRIL: primero, se generaron las distribuciones de T2 de ambos conjuntos de datos, y luego se sustrajo la distribución de T2 con un T W corto de la distribución de T2 con el TW largo. Los resultados se presentan en el perfil de la Fig. 6.10 . Los perfiles del LWD de rayos gama y resistividad se observan en las primeras dos pistas, y el espectro diferencial se observa en la tercera pista. Aunque la zona representada en el perfil contiene gas con el T2 = 60 ms, el espectro diferencial no

116


Capítulo 6


Figura 6.4—Este perfil muestra los resultados del doble-TW a nivel de pozo. La Pista 1 contiene una curva de correlación entre rayos gama convencionales y datos de celda de T2 con un TW largo. La Pista 2 muestra MPERM . La Pista 3 muestra la distribución de T2 con un TW largo. La Pista 4 muestra la distribución de T2 con un TW corto. La Pista 5 contiene lasTW curvas MPista PHI y 6 BVI con un largo.del La contiene las curvas delMPHI y BVI con un TW corto.

0 1 6 1 0 0 m o

Capítulo 6


117


Figura 6.5— En este pozo de Egipto, perforado con un lodo ligero de base aceite, una comparación entre porosidad de núcleo y elMPHI determinado sin un procesamiento TDA muestra que elMPHI subestima la porosidad.

1 0 9 0 0 0 m o

Figura 6.6— En el mismo pozo descrito en la Fig. 6.5, una comparación entre la porosidad del gráfico ortogonal de densidad-neutrón y elMPHI determinado sin un TDA muestra una vez más que elMPHI subestima la porosidad.

2 0 9 0 0 0 m o

118


Capítulo 6


Figura 6.7— En este segundo pozo de Egipto perforado con un lodo ligero de base aceite, el MPHI determinado con un TDA se correlaciona bien con la porosidad de núcleo.

3 0 9 0 0

0 m o

Figura 6.8— En el mismo pozo descrito en la Fig. 6.7, el MPHI determinado con un TDA se correlaciona bien con la porosidad del gráfico ortogonal de densidadneutrón.

4 0 9 0 0 0 m o

Capítulo 6


119


Figura 6.9— Se aplicó un TDA a los datos MRIL de la Fig. 6.4 para obtener los resultados observados aquí. La Pista 1 contiene una curva de correlación entre rayos gama convencionales y datos de celda de T2 con un TW largo. La Pista 2 muestra datos deMPERM y resistividad (profundos y superficiales). La Pista 3 muestra la distribución deT2 con unespectro La Pista 4(imagen muestra TW largo.diferencial el de densidad variable). La Pista 5 contiene resultados del TDA: porosidad efectiva corregida, BVI, y gas, y también porosidad con petróleo y agua movible.

1 1 6 1 0 0 m o

120


Capítulo 6


muestra evidencia de gas. El espectro diferencial está dominado por el filtrado del lodo de base aceite (lado derecho de la Pista 3) con el T2 = 375 ms. En la ventana del BVI (T2 < 33 ms) del espectro diferencial, la fuerte energía a través del intervalo representado se interpreta como ruido. Entonces se utilizó la técnica del TDA para analizar cuantitativamente este pozo. Como la técnica del TDA analiza la zona invadida, la técnica es sensible a los cuatro tipos de fluidos que estaban presentes en el yacimiento en el momento del perfilaje MRIL. Como se representa en el perfil de la Fig. 6.11 , estos fluidos eran gas de formación (rojo), lodo invasor base aceite (verde claro), agua de formación (azul oscuro), y agua capilar irreductible (celeste). Los valores calculados con el TDA para el T1 y T2 de los fluidos en la zona invadida se observan en las Pistas 2 y 3. En particular, la Pista 2 exhibe una señal de gas con un T2 de aproximadamente 60 ms y una señal de lodo de base aceite con un T2 de aproximadamente 375perfil ms. Los contactos gas/petróleo y petróleo/agua, aparentes en la mitad de abajo de la Pista 2 de este de TDA, no eran visibles en el perfil de DSM de la Fig. 6.9.

Figura 6.10—Se aplicó el procesamiento de DSM a datos MRIL de un pozo de gas perforado con un lodo de base aceite en el Golfo de México. Las Pistas 1 y 2 muestran, respectivamente, datos de rayos gama y resistividad del LWD. La Pista 3 muestra el espectro diferencial en el cual las señales de petróleo están presentes en el rango más alto deT2. En este perfil, no hay indicaciones de contactos gas/petróleo o gas/ agua.

2 1 6 1 0 0 m o

Capítulo 6


121


Figura 6.11— Se efectuó un TDA sobre datos MRIL a nivel de pozo descritos en la Fig. 6.10. La Pista 1 muestra los volúmenes porales para gas (rojo), filtrado de lodo de base aceite y/o petróleo nativo (verde), agua movible (azul oscuro), y agua capilar (celeste) obtenidos con un análisis cuantitativo del TDA. Las Pistas 2 y 3 muestran, respectivamente, los valores de 2 y decalculado y petróleoun T T1 del gas mediante liviano TDA. Una señal de hidrocarburos sin srcen claro (amarillo) aparece en la Pista 2. La parte inferior de la Pista 2 muestra contactos petróleo/agua y gas/ petróleo, mientras que la parte superior de la pista indica la presencia de gas y petróleo.

3 1 6 1 0 0 m o

Análisis de Difus ión Concepto El Análisis de Difusión depende del contraste de difusión entre fluidos para identificar y cuantificar petróleos con viscosidades en un rango de entre 0.5 y 35 cp a temperaturas y presiones de por lo menos 200ºF y por lo menos 2,000 psi. Como se analizó en el Capítulo 3, el mecanismo de relajamiento de la difusión tiene lugar debido al gradiente del campo magnético del MRIL. El T2 observado en un fluido cambia con los cambios en el espaciamiento entre ecos TE .7 El valor de T2 depende del gradiente de campo magnético G, la constante giroscópica γ de los núcleos de hidrógeno, el espaciamiento entre ecos TE , y el coeficiente de difusión aparente Da de acuerdo a

1 T2 = 1 T2int + C Da (G γ TE )2 12

122


(6.1)

Capítulo 6


siendo T2int el tiempo de relajamiento intrínseco cuando el gradiente de campo es cero. C da cuenta de los efectos combinados, de difusión restringida y dinámica de momentos rotacionales, asociados con la mezcla de ecos directos y estimulados en el campo magnético de gradiente. 8 Para la herramienta de MRIL, C = 1.08. Para un trabajo dado, todos los parámetros en la Ec. 6.1 son constantes excepto para el espaciamiento entre ecos TE . La Ec. 6.1 muestra que incrementando el espaciamiento entre ecos de 1.2 ms a valores más altos generará un valor de T2 más bajo.

Adquisición de datos El análisis de difusión requiere datos de ecos de una activación doble- TE .9 El perfilaje de doble-TE obtiene dos tipos de trenes de ecos de CPMG utilizando un TE corto y uno largo con un solo TW. Para polarización completa, el TW debe ser de por lo menos tres veces el máximo T1 de todos los fluidos porales. Un par típico del TE es 1.2 y 4.8 ms. La activación de doble-TE permite que el principio de mediciones ponderadas según difusión sea aplicado para distinguir entre agua y petróleo de viscosidad mediana. El petróleo debe tener un Da considerablemente menor que el agua, y en la práctica, las viscosidades del petróleo deben tener un rango de aproximadamente entre 0.5 y 35 cp. Mediante la comparación de los trenes de ecos de CPMG derivados del espaciamiento corto entre ecos ( TE S) y del espaciamiento largo entre ecos TE ( L), la señal del petróleo se distingue de la señal del agua. La Fig. 6.12 ilustra el principio del perfilaje de dobleTE . Las secciones de arriba y del medio muestran la polarización y adquisición de ecos utilizando un modo de doble frecuencia con las frecuencias f1 y f2. Mientras que el ámbito de f2 se está repolarizando, en el ámbito de f1 se están adquiriendo datos. Entonces el proceso se invierte. En esta ilustración, se adquiere un tren de ecos con el TE largo en el ámbito de f1, y se adquiere un tren de ecos con el TE corto en el ámbito de f2. Para la medición del TE largo, el decaimiento de la señal de agua es mucho más rápido que el decaimiento de la señal del petróleo de mediana viscosidad. Mediante una selección cuidadosa del TE largo, se pueden separar las señales del agua y de los petróleos. Para la medición del TE corto, la distribución de T2 del agua se sobrepone

Figura 6.12— El perfilaje de doble-TE adquiere dos trenes de ecos completamente polarizados, uno de una medición con unTE largo (arriba) y el otro de una medición con unTE corto (mitad). Las distribuciones deT2 resultantes (abajo) se pueden utilizar para distinguir entre agua y petróleo.

5 0 9 0 0 0 m o

Capítulo 6


123


en gran parte a la distribución T2 del petróleo. La sección de abajo muestra distribuciones de T2 de ambos trenes de ecos. A nivel de pozo, los resultados del perfilaje de doble-TE consisten en dos distribuciones de T2, MPHI y BVI de trenes de ecos tanto con un TE corto como con un TE largo, y MPERM a partir de mediciones con un TE corto, como se muestra en la Fig. 6.13 . (El perfil en esta figura se calculó con los parámetros por defecto T2cutoff = 33 ms y C = 10, siendo C el coeficiente del modelo de Coates). Resultados posteriores pueden diferir de los resultados a nivel de pozo debido a refinamientos consecutivos en los parámetros de medición y suposiciones de cómputo. Por ejemplo, tanto el tiempo de polarización TW como el índice de hidrógeno HI influirán en MPHI y BVI . Por añadidura, T2cutoff influyen en BVI y MFFI. MPERM está influido por los mismos factores que afectan a BVI y también por el coeficiente del modelo de Coates. undevistazo con información útiluna TE partir de una distribuciones de T2Se , y puede del BVIobtener y MFFI las mediciones tanto con corto comocomparación largo. El gasde las tiene una alta difusividad, petróleo viscoso tiene baja difusividad, y la difusividad del agua está entre las difusividades del gas y del petróleo viscoso. Por lo tanto, gas, agua, y petróleo viscoso ofrecerán diferentes corrimientos sobre la distribución de T2 a partir de las mediciones MRIL desde un TE corto hasta un TE largo.

Método del espectro corrido El Método del Espectro Corrido4 (SSM) es una técnica cualitativa utilizada para representar cambios en los valores deT2 de los fluidos, y por lo tanto cambios en sus distribuciones de T2, cuando se utilizan espaciamientos entre ecos diferentes. Consideremos una formación que contiene fluidos compuestos de agua y petróleo de mediana viscosidad. El coeficiente de difusión para el agua es unas 10 veces mayor que para el petróleo de mediana viscosidad. Cuando el TE se incrementa, el proceso de difusión disminuirá el T2 del agua más que el T2 del petróleo. Se pueden elegir valores deTE largos y cortos (TE L y TE S) de modo que la reducción en valores de T2 de agua y petróleo medidos con TE L relativo a aquellos medidos con TE S se puedan utilizar para separar la señal de agua de la señal de petróleo. Una comparación de las distribuciones de T2 determinadas con TE L y TE S demuestra los corrimientos relativos inducidos por difusión de los valores deT2 del agua y petróleo, que fueron observados en los Capítulos 1 y 4.

Análisis cuantitativo dedifusión: DI FAN DIFAN es un modelo empírico para el análisis cuantitativo de la difusión que fue utilizado exitosamente en varios campos petroleros. Fue desarrollado para resolver problemas en donde hay insuficiente contraste en T1 como para usar el método del TDA o demasiado poco contraste en la difusión como para usar métodos más directos de doble-TE o del EDM. Utiliza el diferente corrimiento de valores de T2 para diferentes fluidos producido por el fenómeno de difusión para proveer valores cuantitativos de la porosidad llena de agua y llena de hidrocarburos. Para hidrocarburos líquidos con muy bajas viscosidades, es decir, petróleo liviano y condensados, DIFAN no es recomendable porque las diferencias entre los coeficientes de difusión entre hidrocarburos y agua es demasiado pequeña. Para petróleo de alta viscosidad (petróleo pesado), DIFAN tampoco es aconsejable porque la diferencia entre los valores de T2int del petróleo inerte y del agua irreductible es demasiado pequeña. El modelo de DIFAN genera dos distribuciones deT2 utilizando los dos trenes de ecos generados a partir del perfilaje de doble-TE . Se calculan las medias geométricas aparentes de T2 de las ventanas de fluido libre de las distribuciones deTE L y TE S T2, y se las denomina T2L y T2S, respectivamente. Luego las dos medias se correlacionan con los parámetros de difusión mediante las siguientes dos ecuaciones:

124

1 T2S = 1 T2int + [C Da (G γ TE S )2 12]

(6.2)

1 T2L = 1 T2 int + [C Da (G γ TE L )2 12]

(6.3)


Capítulo 6


Figura 6.13— Este perfil muestra productos de doble-TE a nivel de pozo. La Pista 1 contiene una curva de correlación de rayos gama convencionales y datos de celda de T2 de trenes de ecos con TE corto. La Pista 2 muestra el MPERM calculado. La Pista 3 muestra la distribución deT2 con un TE corto. La Pista 4 muestra la distribución deT2 con un TE largo. La Pista 5 contiene las curvas delMPHI y del6BVI con un TE corto. La Pista contiene las curvas del MPHI y del BVI con un TE largo.

4 1 6 1 0 0 m o

Capítulo 6


125


siendo

T 2int

=

T2 intrínseco del fluido poral (1/T2int = 1/T2bulk + 1/T2surface)

Da

=

coeficiente de difusión aparente del fluido poral

C = una constante que toma en cuenta los efectos combinados de difusión restringida y dinámica de momentos rotacionales asociada con la mezcla de ecos directos y estimulados en un campo magnético de gradiente (1.08 para herramientas MRIL) Como T2S, T2L, TE S, TE L, G, γ , y C se conocen, las dos ecuaciones se pueden resolver simultáneamente para obtener T2int y Da. La solución de las dos ecuaciones se usa entonces para construir un gráfico ortogonal entre 1/T2int y Da/Dw como se muestra en la Fig. 6.14 , de la cual se determina Swa para luego calcular Sw. Antes de dibujar los puntos (Da/Dw,1/T2int), se construyen las líneas de Swa = 100% y Swa = 0%. Para esa construcción, se deben conocer Dw, Doil , y T2bulk,oil.

Figura 6.14— Una curva ortogonal de 1/ T2int vs. Da/Dw, tal como la exhibida aquí, se utiliza en el análisis DIFAN para determinar Swa, a partir del cual se calculaSw.

6 0 9 0 0 0 m o

La línea de Swa = 100% es la línea que forma el límite superior de los puntos de datos en una formación saturada con agua. Esta línea pasa a través del punto de agua libre (Da/Dw = 1). Resultados empíricos ubican la intersección de 1/T2int de esta línea a 0.04 ms-1, ó T2int = 25 ms. La ubicación exacta de esta intersección no es crítica para la mayoría de las formaciones que contienen hidrocarburos porque los cambios en saturación son principalmente una función de Da/Dw. Para determinar la línea de Swa = 0%, se considera a la formación como en condiciones de agua irreductible, de modo que el fluido libre es petróleo. T2int será entonces igual a T2bulk,oil, y Da será igual a

126


Capítulo 6


Doil en condiciones de yacimiento. Por lo tanto, el punto (Doil/Dw,1/T2bulk,oil) estará en la línea de Swa = 0%, y la línea debe ser paralela a la línea de Swa = 100%. Para dibujar Swa en el área entre las líneas Swa de 0% y de 100%, se construyen líneas igualmente distanciadas entre sí que sean paralelas a las líneas de Swa de de 0% y de 100%. Entonces, luego de calcular T2int y Da para una cierta profundidad, se dibuja el punto (Da/D w, 1/T2int), y se determina Swa a partir del gráfico ortogonal. Posteriormente, Sw se calcula de

Sw =

S wa FFI + BVI FFI + BVI

(6.4)

En resumen, el proceso de análisis de difusión utilizando propiedades de difusión del fluido y el modelo de DIFAN es el siguiente: 1. Obtener dos trenes de ecos con activación de doble- TE . 2. Estimar las propiedades en bruto ( T2int y D) del petróleo y agua en condiciones de yacimiento (por ejemplo, temperatura, presión, y viscosidad del petróleo). 3. Construir el gr áfico ortogonal de 1/ T2int vs. Da/Dw. 4. Calcular las medias geométricas de T2 para la ventana de fluidos libres, de las distribuciones de T2 , TEL y TE S. 5. Calcular T2int y Da de las Ecs. 6.2 y 6.3. 6. Estimar Swa utilizando la curva cruzada de 1/T2int vs. Da/Dw. 7. Usar Swa para calcular el verdadero Sw en el sistema de porosidad efectiva. La Fig. 6.15 es uno de los muchos ejemplos exitosos de DIFAN en Indonesia. Los datos MRIL fueron adquiridos con activación de doble-TE con un TE S = 1.2 ms y un TE L = 4.8 ms. Los resultados de DIFAN en la Pista 5 muestran que los intervalos entre X95 y X20 pies, entre XX05 y XX00 pies, y entre XX60 y XX30 pies son zonas de hidrocarburos con una considerable cantidad de agua libre. Los datos de producción confirmaron estos resultados.

Método de la difusión realza da El Método de la Difusión Realzada8, 10 (EDM) identifica y cuantifica petróleos con rangos de viscosidades de entre 1 y 50 cp. Para diferenciar los fluidos, el EDM se basa en los contrastes de difusión. El uso de un TE largo adecuadamente seleccionado mejora el efecto de difusión durante la adquisición de datos de ecos y permite que el agua y el petróleo sean separados en una distribución de T2 generada a partir de los datos del perfilaje. El EDM puede utilizar mediciones de CPMG obtenidas con las siguientes activaciones: •

perfilaje de T 2 normal con un TE largo

•

perfilaje de doble- TE con un solo TW largo

•

perfilaje de doble- TW con un solo TE largo

El entendimiento del principio del EDM depende del entendimiento de los factores que afectan los índices de relajamiento del agua y del petróleo en los poros de las rocas. Si se obtienen dos trenes de ecos durante un perfilaje de doble-TE , ambas distribuciones de T2 resultantes con TE L y TE S tendrán señales de agua y de petróleo. TE L se puede seleccionar de tal manera que las señales de petróleo y de agua se separen en la distribución de T2 con TE L, suministrando así un vistazo al resultado del EDM a nivel de pozo. Como se analizó en el Capítulo 3, los índices de relajamiento de fluidos en poros de la roca observados mediante mediciones del CPMG están relacionados con mecanismos de relajamiento en bruto, de superficie, y de difusión:

Capítulo 6


127


Figura 6.15— Este perfil contiene resultados de la aplicación de DIFAN a datos MRIL de un pozo en Indonesia. La Pista 1 tiene rayos gama convencionales, potencial espontáneo (SP), y curvas de calibre. La Pista 2 presenta datos de resistividad y permeabilidad MRIL profunda, mediana, y superficial. La Pista 3 2 contiene distribución del con un TElalargo. La Pista 4T contiene la distribución del T2 con un TE corto. La Pista 5 muestra resultados de los cálculos DIFAN.

5 1 6 1 0 0 m o

128


Capítulo 6


1 T2 CPMG = 1 T2 bulk + 1 T2 surface + 1 T2 diffusion

(6.5)

El T2 medido con una secuencia del CPMG es menor que el T2 calculado para cualquiera de los tres mecanismos de relajamiento. Como T2bulk es siempre mucho mayor que T2surface y T2diffusion, T2bulk se puede ignorar en aplicaciones prácticas. Si T2surface es menor que T2diffusion, el relajamiento de superficie domina el relajamiento observado. De otra manera, el relajamiento de la difusión es el que domina. El efecto de difusión se puede manipular hasta cierto punto mediante las opciones de los parámetros operativos de la herramienta MRIL. En particular, la potencia del gradiente de campo G es función de la frecuencia operativa y del tipo de herramienta, y el espaciamiento entre ecos TE puede ser elegido por el ingeniero de perfilajes en el sitio del pozo. G y TE se pueden elegir de modo que el mecanismo de difusión domine el relajamiento del agua y en consecuencia que el límite superior de T2 para el agua en poros de la roca sea T2diffusion,w. Este límite superior, denominado T2DW, está dado por

T2 DW = 12 [C Dw (G γ TE )2 ]

(6.6)

Por lo tanto, T2DW constituye el límite superior absoluto para el T2 medido para el agua, y todos los tiempos de relajamiento T2 asociados con agua serán menores o iguales a T2DW. El T2 del petróleo en poros de rocas humectadas con agua está determinado por relajamientos tanto en bruto como de difusión, y está dado por

1 T2 oil = 1 T2bulk,oil + 1 T2diffusion,oil

(6.7)

Se puede refinar aún más la selección de TE y G de modo que

T2DW << mínimo {valores de T 2oil esperados sobre la formación}

(6.8)

En realidad, debido a los efectos del ruido,TE y G se seleccionan usualmente de modo que 2T2DW << mínimo {valores de T2oile speradossobrelaformación}

(6.9)

Por lo tanto, la existencia de una señal sobre la distribución de T2 más larga que T2DW indica sin ambigüedades la presencia de petróleo en la formación. La Fig. 6.16 muestra cómo se utiliza esta observación para reconocer zonas productivas en muestras de perfiles de EDM. El uso del EDM es bastante directo. No es necesario un contraste en T1, y dependiendo de las propiedades RMN del petróleo y el objetivo del trabajo, el procesamiento de datos del EDM se puede realizar tanto en el dominio de T2 como en el dominio del tiempo. Si el objetivo del EDM es el de discriminar entre producción y no producción, entonces una sola medición de CPMG con un TW largo (para polarización completa) y un TE largo (para realzar la difusión) es suficiente. Por lo tanto, se puede utilizar perfilaje de T2 normal con un TE largo. Si el objetivo del EDM es el de cuantificar fluidos en una zona productiva, será necesario un perfilaje de doble-TE . Las mediciones del TE corto proveerán MPHI y BVI correctos. Si no se espera que el contraste en T2 sobre la zona de interés sea suficientemente grande como para separar los valores de T2 del agua y petróleo, entonces puede ser necesario un perfilaje de doble-TW con un solo TE largo para obtener datos para el procesamiento del TDA. Por lo tanto, la planificación del trabajo es crítica para el éxito del EDM. 11 Apéndice: Modelo matemático del TDA

Un entendimiento sobre cómo el TDA determina la porosidad ocupada con petróleo y gas a partir del espectro diferencial puede basarse en las discusiones en el Capítulo 3. En particular, Ec. 3.17 indica que la amplitud de un tren de ecos obtenido con una secuencia de CPMG para una roca humectada con agua, saturada con agua, petróleo, y gas pueden estar dadas por la Ec. 6-A.1, cuando tanto el petróleo como el gas tienen supuestamente valores únicos de T2.

Capítulo 6


129


Figura 6.16— En esta muestra de un perfil, las distribuciones de T2 con unTE = 1.2, 3.6, y 4.8 ms se observan en Pistas 3, 4, y 5 respectivamente. En los resultados del EDM en las Pistas 4 y 5, la considerable energía a la derecha de la línea deT2DW indica obvias zonas con petróleo. Observar también el aumento en la separación en la Pista 5 debido al aumento delTE.

6 1 6 1 0 0 m o

M(t) = Σ[M0iexp(-t/T 2i)] + Moilexp(-t/T2oil) + Mgasexp(-t/T2gas)

(6-A.1)

Cuando se consideran los efectos de la polarización, M 0i, Moil, y M gas se pueden expresar como

M0i =M0i(0)[1- exp(-TW /T1i)] Moil =Moil(0)[1- exp(-TW/T1oil)] Mgas =Mgas(0)[1- exp(-TW /T1gas)]

(6-A.2)

Las amplitudes de los trenes de ecos para TWL y TWS están dadas como

MTW (t)= Σ{ M0i(0)[1- exp(-TW L/T 1i)]exp(-t/T 2i)} L

+ Moil (0)[1- exp(-TWL/T1oil)]exp(-t/T2oil ) + Mgas(0)[1- exp(-TW L/T1gas)]exp(-t/T2gas)

(6-A.3)

y

MTWS (t)= Σ {M0 i(0)[1- exp(-TW S/T1i)]exp(-t/T 2i)} + Moil (0)[1- exp(-TW S/T1oil )]exp(-t/T2oil ) + Mgas(0)[1- exp(-TWS/T1gas)]exp(-t/T 2gas)

130


(6-A.4)

Capítulo 6


∆M(t)=MTWL(t) - MTWS(t) = Σ{ M0i(0)exp(-t/T2i) [exp(-TW S/T1 i)- exp(-TW L/T1i)] } + Moil (0)exp(- t/T 2oil ) [exp(-TWS/T1oil )- exp(-TW L/T1oil )]+

Mgas(0)exp(- t/T2gas )[exp(- TW S/T 1gas)- exp(- TWL/T1gas )]

(6-A.5)

Las funciones de polarización se definen entonces para agua (∆αwi), petróleo (∆αo), y gas (∆αg) de la siguiente manera: ∆α wi =[exp(- TW S/T 1i)- exp(-TWL/T1i)]

(6-A.6)

∆α o =[exp(- TW S/T1oil )- exp(-TW L/T 1oil)]

(6-A.7)

∆α g =[exp(- TW S/T1gas)- exp(-TW L/T1gas)]

(6-A.8)

La Ec. 6-A.5 posteriormente se convierte en

∆M(t) =Σ[M0i(0)exp(-t/T2i) ∆αwi ]+ Moil(0)exp(-t/T2oil) ∆αo + Mgas(0)exp(-t/T2gas) ∆αg (6-A.9) Si se eligió un TWS para polarizar completamente los protones de agua en poros de la roca, entonces ∆αwi ≅ 0. Esta condición permite que la diferencia entre los dos trenes de ecos se pueda expresar como

∆M(t) = Moil(0)exp(-t/T2oil) ∆αo + Mgas(0)exp(-t/T2gas) ∆αg Entonces se define una función de porosidad diferencial mediante ∆φ(t) = φ*oilexp(-t/T2oil) + φ*gasexp(-t/T2gas ruido +)

(6-A.10)

(6-A.11)

siendo ruido

=

ruido durante la medición de CPMG de dos trenes de ecos

∆φ

=

diferencia en porosidad ocupada por hidrocarburos, obtenida de los trenes de ecos

φ ∗ oil

=

porosidad aparente ocupada por petróleo, obtenida de la diferencia entre los dos trenes de ecos

φ ∗ gas

=

porosidad aparente ocupada por gas, obtenida de la diferencia entre los dos trenes de ecos

Finalmente, las porosidades aparentes están relacionadas con las porosidades verdaderas ( φoil y φgas) po r φ*oil

= [Moil(0)/M100%(0)] ∆αo= φoilHI oil∆αo

φ*gas=

[Mgas(0)/M100%(0)] ∆αg = φgasHIgas∆α g

Capítulo 6

(6-A.12) (6-A.13)


131


siendo

M100% (0) =

amplitud del tren de ecos de CPMG en tiempo cero obtenido de una calibración de tanque con agua (es decir, 100% de porosidad) MRIL

HI oil

=

índice de hidrógeno del petróleo

HI gas

=

índice de hidrógeno del gas

Por lo tanto, •

Si se conocen los valores de T2oil y T2gas en condiciones de yacimiento, entonces se

•

puede usar la Ec. 6-A.11 para calcular las porosidades aparentes, φ*oil y φ*gas. Si también se conocen los valores de T1oil, T1gas, HI oil, y HI gas , entonces se pueden usar las Ecs. 6-A.12 y 6-A.13 para calcular las porosidades verdaderas, φoil y φgas.

El procedimiento real del TDA consiste en los siguientes pasos: 1. Obtener dos trenes de ecos con activación de doble- TW . 2. Estimar las propiedades en bruto ( T1, T2, y HI ) del petróleo y gas en condiciones de yacimiento (por ejemplo, temperatura, presión y viscosidad del petróleo). 3. Sustraer los trenes de ecos entre sí. 4. Investigar el T2 para gas y petróleo, e investigar el T1 para petróleo en condiciones de yacimiento. 5. Calcular las porosidades aparentes ( φ*oil y φ*gas) utilizando la Ec. 6-A.11. 6. Calcular las porosidades verdaderas ( φoil y φgas) utilizando las Ecs. 6-A.12 y 6-A.13, las propiedades en bruto estimadas en el Paso 2, y las porosidades aparentes halladas en el Paso 5. (Observar que los valores de T1 estimados en el Paso 2 ó medidos con una 12

activación de triple-TW se usan para calcular las funciones de polarización del petróleo y gas). 7. Calcular la porosidad del agua y la porosidad efectiva. Los siguientes párrafos resumen varias suposiciones para el TDA que fueron analizadas anteriormente en este apéndice:

132

•

En la Ec. 6-A.1, cada una de las señales de petróleo y gas exhiben un decaimiento uniexponencial. Este decaimiento uni-exponencial es una aproximación razonable para el decaimiento del gas y de muchos petróleos de baja viscosidad.

•

En la Ec. 6-A.10, TWS deberá ser elegido de manera que los protones de agua queden completamente polarizados. De otro modo, se necesita una corrección para polarización de agua, y el proceso de análisis será más complicado.

•

En la Ec. 6-A.11, ∆φ, la diferencia entre las porosidades derivadas de los dos trenes de ecos individuales, es dependiente tanto de la porosidad verdadera de la roca como del contraste en T1 entre agua e hidrocarburos livianos. Si ∆φ no es suficientemente grande, por decir, ∆φ < 1.5 p.u., entonces el hacer coincidir la señal de diferencia con una función uni o bi-exponencial puede ser difícil debido al nivel de ruido bajo el cual se adquieren los datos MRIL.

•

Debe existir un considerable contraste en T1 entre el agua y los hidrocarburos livianos.

•

El gas y el petróleo tienen valores de T2 considerablemente diferentes para permitir el reconocimiento de señales separadas.


Capítulo 6


Estas suposiciones son generalmente válidas para yacimientos de alta porosidad, humectados con agua, que contienen hidrocarburos livianos (gas y petróleo liviano). En dichos yacimientos, el TDA debe ser posible, siempre que TWL y TWS sean cuidadosamente seleccionadas para amplificar el contraste en T1 entre el agua y los hidrocarburos livianos. Por lo tanto, la planificación del trabajo es crítica para el éxito del TDA. El TDA requiere sólo datos MRIL para proveer porosidad, permeabilidad e identificación de hidrocarburos: no se necesitan datos de ningún otro perfil convencional.

Referencias 1.

Prammer, M.G., et al., 1995, Lithology-independent gas detection by gradient-NMR logging, SPE 30562, 1995 SPE Annual Technical Con ference and Exhibition proceed ings , v. W (Formation evaluation and reservoir geology), p. 325–336.

2. Akkurt, R., Prammer, M., and Moore, A., 1996, Selection of optimal acquisition parameters for MRIL logs, paper TT, 37th Annual SPWLA Logging Symposium Transaction s, 13 p. Later published in 1996 in The Log Analyst , v. 37, no. 6, p. 43–52. 3. Akkurt, R., Moore, A., and Freeman, J., 1997, Impact of NMR in the development of a deepwater turbidite field, paper SS, in 38th Annual SPWLA Logging Symposium Transactions, 14 p. 4. Akkurt, R., et al., 1995, NMR logging of natural gas reservoirs, paper N, 36th Annual SPWLA Logging Symposium Transactions, 12 p. Later published in 1996, as Akkurt, R., et al. in The Log Analyst, v. 37, no. 5, p. 33–42. 5. Moore, M.A., and Akkurt, R., 1996, Nuclear magnetic resonance applied to gas detection in a highly laminated Gulf of Mexico turbidite invaded with synthetic oil filtrate, SPE 36521, 1996 SPE Annual Technical Conference and Exhibition proceedings , v. Ω (Formation evaluation and reservoir geology), p. 305–310. 6. Mardon, D., et al., 1996, Char acterization of light hydrocarbon-bearing reservoirs by gradient NMR well logging—a Gulf of Mexico case SPE 36520, 1996 SPE Technical Conference and Exhibition proceedings , v. study, Ω (Formation evaluation andAnnual reservoir geology), p. 295–304. Also published in 1996 in condensed form in Journal of Petroleum Technology, v. 48, no. 11, p. 1035–1036. 7. Mardon, D., et al., 19 96, Experimental study of diffusion and relaxation of oil-water mixtures in model porous media, paper K, 37th Annual SPWLA Logging Symposium transactions , 14 p. 8. Akkurt, R., et al., 199 8, Enhan ced diff usion: expanding th e range of NM R direct hydrocarbon-typing applications, paper GG, 39 th Annual SPWLA Logging Symposium Transactions . 9. Mardon, D., Prammer, M.G., and Coates, G.R., 1996, Characterization of light hydrocarbon reservoirs by gradient-NMR well logging, Magnetic Resonance Imaging , v. 14, nos.7 and 8, p. 769–777. 10. Akkurt, R., et al., 1998, Determination of Residual Oil Saturation Using Enhanced Diffusion, SPE 49014. 11. Xiao, L.Z., 1998, NMR imaging logging principles and applications (in Chinese), Science Press, Beijing. 328 p. 12. gas Hou,and L.,light et al.,oil1999, Enhanced NMR logging methods accurately measuring of in hydrocarbon reservoirs, SPE 56769,for prepublication print, 14 volumes p.

Capítulo 6


133


134


Capítulo 6


Capítulo 7

Como se dijo el Capítulo los análisis con MRIL tales como el Análisis en en el Dominio del6,Tiempo y el Análisis de únicamente, Difusión, proveen una interpretación de la zona invadida debido a la profundidad de investigación somera que tienen las mediciones MRIL. Si los datos MRIL se combinan con otros perfiles, los análisis pueden proveer aún más información sobre el yacimiento. Por ejemplo, una combinación de MRIL y datos de Resistividad profunda proveen un análisis completo de los fluidos en la zona virgen. El MRIAN es uno de los modelos de interpretación que utiliza esta combinación de datos.1 Este capítulo contiene una discusión completa acerca del MRIAN y sus aplicaciones.

Soluciones derivada s de la combinación MRIL con otros perfiles

Si los datos del MRIL se añaden a los datos de la combinación cuádruple (Neutrón, Densidad, Sónico, y Resistividad), el conjunto total puede proveer información crítica para la terminación de pozos. Por ejemplo, cuando se utilizan en un modelo llamado StiMRILTM, tales datos pueden generar información acerca de las propiedades de las rocas, de la litología de la formación, y de la permeabilidad de la formación. En este capítulo se analiza el modelo StiMRIL y su aplicación para la optimización de la estimulación.

El concepto delMRIAN El MRIAN combina datos MRIL y datos de Resistividad Profunda de perfiles 2 laterales o de inducción. El MRIAN utiliza el modelo del agua doble para proveer el volumen de los fluidos de la formación en la zona virgen. El principal requerimiento para el procesamiento MRIAN son los datos de resistividad verdadera de la formación (Rt), porosidad total (φT), y saturación de agua asociada con la arcilla (Swb). Los datos MRIL se utilizan para proveer dos parámetros importantes necesarios en el modelo del agua doble: la porosidad con agua asociada con la arcilla (MCBW) y la porosidad efectiva (MPHI). Se puede realizar un análisis similar con modelos diferentes de resistividad, tales 3 como el de Archie o el de Waxman-Smits.

Principios del MR IAN Modelo del agua doble El modelo del Agua Doble se ilustra en el panel izquierdo de la Fig. 7.1 y se puede expresar matemáticamente mediante

   

Ct = (φT m S wT n ) C w 1 −

Capítulo 7

  S wb   + C  S wb  S wT  cw  S wT 

(7.1)

Soluciones derivadas de la combinación MRIL con otrosperfiles

135


siendo

Ct

=

conductividad de la formación

Cw

=

conductividad del agua de formación

Ccw

=

conductividad del agua asociada con la arcilla

φT

=

porosidad total (incluye fluidos libres, agua capilar, y agua asociada con la arcilla)

SwT

=

saturación total de agua (como fracción de la porosidad total)

S wb

=

saturación de agua asociada con la arcilla (como fracción de la porosidad total)

m

=

exponente de cementación

n

=

exponente de saturación

Ccw es dependiente de la temperatura y está dado por

Ccw = 0.000216 (T − 16.7)(T − 504.4)

(7.2)

siendo T la temperatura de la formación en grados Fahrenheit. Coates modificó el modelo del agua doble para reducir la incertidumbre de los exponentes m y n introduciendo un parámetro W definido mediante

W=

log(φT m S wT n ) log(φT SwT )

(7.3)

Figura 7.1— El modelo del agua doble (panel izquierdo) provee una descripción más comprehensiva de los fluidos porales para formaciones lutíticas que el modelo de Archie (panel derecho), el cual es aplicable a formaciones limpias. Las respuestas del MRIL (panel del medio) en esta aplicación proveen dos parámetros importantes necesarios para la implementación del modelo de agua doble con MRIAN: porosidad con equivalente de agua asociada con la arcilla MCBW ( )y porosidad efectiva M ( PHI ).

7 0 9 0 0 0 m o

136

Soluciones derivadas de la combinación MRIL con otros perfiles

Capítulo 7


Con el parámetro W, el modelo del agua doble adopta la forma

   

Ct = (φT S wT )W C w 1 −

  S wb   + C  Swb  SwT  cw  SwT 

(7.4)

MRIAN calcula SwT a partir de la Ec. 7.4 una vez que se determinan otros parámetros de la ecuación.

Determinación de S wb para el modelo del agua doble La saturación de agua la siguiente arcilla Swbmanera se calcula utilizando las porosidades total y efectiva MRIL (fT = MSIG y f e asociada = MPHI)con de la

S wb =

φT

− φe

(7.5)

φT

La porosidad total se puede obtener también a partir de perfiles convencionales (por ejemplo porosidad del gráfico ortogonal Densidad-Neutrón). Las mediciones fundamentales para las φT y φ e pueden subestimarse cuando el índice de hidrógeno es bajo (por ejemplo en formaciones que contienen gas) o cuando los hidrocarburos livianos no están completamente polarizados. En ese caso, las φT y φ e deben ser corregidas usando análisis en el dominio del tiempo (analizado en el Capítulo 6) antes de ser utilizadas en cómputos MRIAN. El MRIAN utiliza también otras estimaciones de Swb derivadas de datos convencionales tales como Rayos Gama, Neutrón, Densidad, Sónico, y Resistividad. En el MRIAN, el promedio de las estimaciones de la Swb secundaria disponible se compara con la estimación de Swb primaria basada en MRIL, y se elige la menor de las dos para los cómputos subsiguientes.

Control de calida d sobre laS wb calculada El MRIAN provee al intérprete de datos un control de calidad robusto sobre los valores de la Swb calculada mediante la construcción de un gráfico ortogonal de la conductividad aparente del agua (Cwa) versus la Swb calculada. Cwa se calcula como

C wa =

1 Rt φtW

(7.6)

Rt es la resistividad verdadera de la formación. Como se muestra en la Fig. 7.2 , los puntos graficados deben quedar entre dos curvas, la más alta de las cuales representa la condición en que SwT = 100% y la más baja de las cuales representa la condición de contener hidrocarburos. La curva superior se calcula utilizando el modelo del Agua Doble, suponiendo que SwT = 100%.

C wa = C w + S wb (Ccw − C w )

(7.7)

La curva inferior se calcula utilizando la condición irreductible (pura arcilla), SwT = Swb = Swirr

Cwa = (S wb )W Ccw

Capítulo 7

(7.8)


137


Figura 7.2— Un gráfico ortogonal de Cwa en función deSwb sirve como una verificación de la calidad de los valores calculados para Swb . Generalmente,los puntos en el gráfico deben quedar entre las dos curvas, representando la de arriba puntos con un SwT = 100% y representando la de abajo puntos con un SwT = Swb.

9 0 9 0 0 0 m o

W en MRIAN Determinación del exponente El exponente W, descrito en la Ec. 7.3, se determina automáticamente a lo largo de todo el esquema de procesamiento MRIAN. De la Ec. 7.4, W se puede estimar como

Ct

log

W=

C w (1 − S wblog( / SφwT S) + C) cw ( S wb / S wT ) T

(7.9)

wT

W quedará entre los valores obtenidos de la Ec. 7.9 en dos condiciones extremas: •

100% de saturación de agua

•

Contenido de hidrocarburos en condición de agua irreductible

Al 100% de saturación de agua, el valor de W se denomina Ww y se puede calcular a partir de la Ec. 7.9 utilizando SwT = 1.0:

log

Ww =

Ct C w + S wb (Ccw − C w ) log(φT )

(7.10)

En condición irreductible, el valor de W se denomina Wi y se puede calcular a partir de la Ec. 7.9 utilizando SwT = Swirr:

log

Wi =

138

Ct C w + S wb (Ccw − C w ) / S wirr log(φT S wirr )


(7.11)

Capítulo 7


siendo

S wirr =

φT

S wb + BVI

(7.12)

φT

con un BVI obtenido a partir de un perfil MRIL. En una formación normal que contiene hidrocarburos, W será siempre menor que Ww y mayor que Wi .

Wi < W < Ww

(7.13)

MRIAN utiliza la siguiente relación empírica para calcular W 4:

W = WQ = 1.65 + 0.4(

BVI ) MPHI

(7.14)

Si WQ > Ww, entonces el MRIAN hace WQ = Ww y reconoce a la zona como con agua. Si WQ < Wi, entonces el MRIAN hace WQ = Wi y reconoce a la zona como saturada con agua irreductible.

Cálculo deS wT en el MRIAN El MRIAN utiliza los valores deSwb y WQ para calcular la SwT a partir del modelo del Agua Doble como se describió anteriormente. Utilizando la SwT, el MRIAN calcula entonces la porosidad ocupada por agua (φwT), el volumen bruto de agua en la porosidad efectiva (CBVWE ), y el volumen poral con hidrocarburos (φh). Estos parámetros toman las formas φ wT

= S wT φT

(7.15)

CBVWE = φ wT − MCBW φh

(7.16)

= φ e − CBVWE

(7.17)

MCBW es el volumen derivado del MRIL del agua asociada con la arcilla, y

φe

es la porosidad efectiva.

Parámetros que infl uyen en los cálculos del MRIAN Rw es generalmente uno de los parámetros más importantes relacionados con el modelo de saturación de agua, y se debe buscar información en todas las fuentes disponibles con el objeto de determinar un valor exacto para Rw. La salinidad de una muestra del agua de formación puede ser una buena fuente. Además los valores de Rw aparente se pueden obtener a partir de transformaciones Archie de Rt y porosidad, así como a partir de la información del BVI . También se pueden utilizar mediciones del Potencial Espontáneo (SP) para estimar la Rw.5 Sin embargo, se debe notar que las mediciones del SP, de la resistividad, y de la porosidad están influidas por los hidrocarburos.

Adquisición de datosMRIL para el MRIAN Los datos MRIL que se requieren para el procesamiento con el MRIAN se pueden adquirir con una activación para perfilaje de porosidad total, que adquiere dos tipos de trenes de ecos de CPMG: totalmente polarizados y parcialmente polarizados. El tren de ecos totalmente polarizado se adquiere utilizando un TW largo y un TE de 0.9 ó 1.2 ms. Estos valores de parámetros constituyen una activación de perfilaje con T2 normal. El tren de ecos parcialmente polarizado se adquiere con un TE corto (0.6 ms) y con un TW corto (20 ms).

Capítulo 7


139


Después de un tiempo de polarización (TW) largo, se adquiere un tren de ecos totalmente polarizados. Entonces, se registra una secuencia parcialmente polarizada. Esta secuencia consiste en 50 trenes de ecos con 10 ecos por tren. Los primeros dos trenes de ecos se usan para estabilizar el sistema, y posteriormente se descartan. Los trenes restantes se acumulan y se usan para computar la parte del espectro de decaimiento que queda en los Subgrupos de Porosidad de T2 con un T2 ≤ 4 ms. Esta parte del espectro representa agua en poros pequeños y agua asociada con la arcilla. La suposición operativa es que el tren de ecos parcialmente polarizados representa la señal del agua asociada con la arcilla. Cuando se combinan las dos distribuciones de T2 (una del tren de ecos totalmente polarizado y otra del tren de ecos parcialmente polarizado), forman una distribución de T2 continua desde 0.5 ms a más de 1,000 ms y proveen una buena estimación de la porosidad total. El principio del perfilaje de porosidad total está ilustrado en la Fig. 7.3 En el pozo, el perfilaje de porosidad total provee datos de los Subgrupos de Porosidad, una distribución de T2 a partir del tren de ecos totalmente polarizado, MCBW, MPHI, BVI, y MFFI aparentes, y MPERM, tal como se muestra en la Fig. 7.4. Los resultados producidos en el sitio del pozo, tales como el MFFI, el BVI, y el MPERM se calculan con el T2cutoff por defecto y con los parámetros de la permeabilidad. Los datos del MRIL adquiridos con activaciones de perfilaje de doble-TW, doble-TE , o T2 normal también se pueden utilizar en análisis MRIAN. En los casos en que se utiliza el perfilaje de doble-TW o del dobleTE , la porosidad efectiva MPHI debe ser tomada del tren de ecos con TW largo en el perfilaje de dobleTW y del tren de ecos con TE corto en el perfilaje de doble-TE . Para la porosidad total, se necesitan otras fuentes de porosidad, tales como el gráfico ortogonal Densidad/Neutrón.

Figura 7.3—El perfilaje de porosidad total adquiere trenes de eco totalmente polarizados utilizando unTE corto (0.9 ó 1.2 ms) y trenes de ecos parcialmente polarizados utilizando un TE muy corto (0.6 ms) y un TW corto (20 ms). Las distribuciones de T2 correspondientes a estos trenes de ecos aparecen en la parte de abajo de la figura.

1 1 9 0 0 0 m o

140


Capítulo 7


Figura 7.4—Este perfil muestra resultados en el pozo a partir del perfilaje de porosidad total. La Pista 1 tiene una curva de correlación del Rayos Gama convencional y datos de los Subgrupos de Porosidad deT2 totalmente polarizada. La Pista 2 muestra el MPERM calculado a partir del modelo de permea-bilidad de Coates. La Pista 3 muestra la distribución de T2 empalmada partir de distribu-ciones de T2 a total y parcialmente polarizadas. La Pista 4 tiene el MCBW , el MPHI, y el BVI.

7 1 6 1 0 0 m o

Capítulo 7


141


Aplicaciones del MRIAN Yacimiento 1 de baja resistividad La Fig. 7.5 muestra un ejemplo de MRIAN del mismo pozo en el Golfo de México, EE.UU., que el mostrado en la Fig. 7.4. La Pista 1 tiene Rayos Gama, Calibre, y datos de los Subgrupos de Porosidad de T2. La Pista 2 tiene datos de resistividad y permeabilidad de MRIL derivados del modelo de Coates. La Pista 3 presenta la distribución de T2 para agua asociada con la arcilla y los trenes de ecos con TW largo. En el intervalo entre XX690 y XX870, los hidrocarburos son petróleo, tal como lo indican las señales con T2 largo. La Pista 4 presenta los resultados del MRIAN. Los datos del MRIL para este ejemplo fueron adquiridos mediante un perfilaje de porosidad total y mediante un perfilaje con doble-TW. Se utilizó un perfilaje de porosidad total para determinar el agua asociada con la arcilla, el agua capilar, y los fluidos libres. Para identificar los hidrocarburos y para efectuar correcciones de la porosidad por los efectos de la subpolarización y del índice de hidrógeno se utilizó el perfilaje con doble-TW con valores de TW de 1 y 8 s. En base a los BVI , FFI, y CBW del MRIL, la reducción en resistividad observada de la zona A (XX690 a XX710) a la Zona B (XX710 a XX870) se atribuyó al incremento de agua asociada con la arcilla (Pista 3) y no a la presencia de agua movible. Los resultados del MRIAN sugieren que la Zona B estaba en una condición de agua irreductible (Pista 4) y tenía suficiente permeabilidad (Pista 2) como para tener producción de hidrocarburos movibles. La Fig. 7.6 muestra los resultados del TDA (Pista 5) y del TDA/MRIAN (Pista 6) para el mismo pozo que en las Figs. 7.4 y 7.5. En el análisis del TDA/MRIAN, el TDA provee una porosidad efectiva corregida como entrada para el MRIAN. Para este pozo específico, que fue perforado con un lodo a base de aceite, ambos resultados, del TDA y del TDA/MRIAN concuerdan bien.

Yacimiento 2 de baja resistividad Dado que los datos del MRIL pueden proveer estimaciones de la saturación del agua irreductible, una de las ventajas que el perfilaje MRIL aportó a la interpretación petrofísica es la capacidad de identificar más rápido zonas productivas de baja resistividad, tal como se observó en el ejemplo anterior. Si una roca contiene una gran cantidad de agua retenida, entonces la resistividad de la formación es baja, y en un análisis inicial la zona puede aparentar estar llena de agua. Sin embargo, los datos del MRIL muestran inmediatamente que el agua está retenida y que la zona aún tiene potencial. En los datos convencionales presentados en la Fig. 7.7 , la arena por debajo de XX200 tiene una resistividad (Pista 2) de aproximadamente 0.5 ohm-m y un promedio de porosidad por curva Neutrón-Densidad (Pista 4) de aproximadamente 38%. Un análisis normal del Sw efectuado con estos valores después de una primera pasada consideraría a esta zona como llena de agua. La Fig. 7.8 muestra datos del MRIL adquiridos con una activación de T2 normal, para la misma arena. La Pista 1 tiene datos de los Subgrupos de Porosidad de distribuciones de T2, la Pista 2 tiene la permeabilidad de la formación a partir del modelo de Coates, y la Pista 3 tiene una distribución de T2 presentada en forma de densidad variable. La Pista 4 representa el agua irreductible (B VI; en tono gris) y la porosidad con fluido libre (en tono amarillo). El BVI aumenta gradualmente con la profundidad, sugiriendo así que la arena se vuelve de grano más fino hacia abajo. (A medida que los granos de una arena se hacen más finos, el volumen de agua capilar que ésta contiene aumenta). Además, la comparación entre el BVI y el perfil de resistividad muestra que la resistividad disminuye donde el agua asociada aumenta. Como los datos iniciales del MRIL eran alentadores, la arena fue investigada más a fondo mediante un análisis MRIAN. La Fig. 7.9 tiene la interpretación MRIAN de la combinación del MRIL y los datos de resistividad. La Pista 1 muestra el Rayos Gama, el Calibre, el SP, y los datos de los Subgrupos de Porosidad de T2. La Pista 2 muestra la resistividad y la permeabilidad MRIL. La Pista 3 tiene la distribución de T2 presentada en forma de densidad variable. La Pista 4 muestra un análisis MRIAN del fluido, en el que el agua irreductible por capilaridad aparece en gris, el agua movible en azul, y los hidrocarburos en verde. El análisis MRIAN muestra claramente que la zona no contiene nada de agua movible y que producirá sólo petróleo. El intervalo por debajo de XX200 fue probado y dio una producción de petróleo sin agua.

142


Capítulo 7


Figura 7.5—En este pozo del Golfo de México, EE.UU. (el mismo que se muestra en la Fig. 7.4), el análisis de la Sw de Archie convencional indicó que la zona entre xx710 y xx870 tenía agua. Sin embargo, el análisis MRIAN sugirió que la zona tenía agua en condición irreductible (Pista 4) y que tenía suficiente permeabilidad (Pista 2) como para poner en producción los hidrocarburos movibles.

8 1 6 1 0 0 m o

Capítulo 7


143


Figura 7.6— Los resultados del TDA y del TDA/MRIAN (en las Pistas 5 y 6, respectivamente) concuerdan muy bien en este pozo de petróleo perforado con un lodo de base aceite. Este pozo es el mismo que el representado en las Figs. 7.4 y 7.5.

9 1 6 1 0 0 m o

144


Capítulo 7


Figura 7.7— Los datos convencionales muestran, con una resistividad muy baja, que la zona inferior de este pozo (por debajo de XX200) está humectada con agua.

0 2 6 1 0 0 m o

Figura 7.8— Este perfil MRIL se realizó en el mismo pozo que el perfil de la Fig. 7.7 y muestra en la Pista 4 que el BVI aumenta con la profundidad.

1 2 6 1 0 0 m o

Capítulo 7


145


Figura 7.9—Los resultados del MRIAN presentados en la Pista 4 de este perfil se obtuvieron a partir de un análisis combinado de los datos del perfilaje convencional en la Fig. 7.7 y los datos del MRIL en la Fig. 7.8. Estos resultados muestran que toda la zona es productiva sin agua, lo cual fue confirmado por las pruebas.

2 2 6 1 0 0 m o

Monitoreo de un in flujo de gas con MRIL en un carbonato del G olfo de Arabia En un yacimiento de petróleo liviano del Golfo de Arabia se emprendió un proyecto de inyección de gas. Dos de los problemas que enfrentaba este proyecto eran la influencia de la salinidad en los perfilajes con cable eléctrico y las inadecuadas mediciones de porosidad hechas por los dispositivos de medición mientras se perfora (LWD). (La porosidad del LWD siempre subestima la porosidad del yacimiento en unos 3 a 4 p.u.). En este yacimiento se efectuaron perfiles MRIL debido a la capacidad de monitoreo del gas que tiene el MRIL mediante el Análisis en el Dominio del Tiempo, y debido a la influencia desdeñable que tiene la salinidad del agua de formación sobre las mediciones MRIL. En particular, se tomaron perfiles del MRIL, del Neutrón del LWD, y de la densidad del LWD en un pozo de reentrada con 59° de desviación. En el pozo srcinal se cortaron núcleos, pero en el pozo de reentrada no. Las porosidades del MRIL, del LWD, y de los núcleos se compararon estadísticamente. El promedio de porosidad del MRIL corregido para el gas sobre la zona donde se cortaron núcleos fue de 21 p.u., el cual concordaba muy bien con el promedio de porosidad de los núcleos de 20.8 p.u. El promedio de la porosidad del LWD en la misma zona fue de 17.4 p.u. Las Pistas 6 y 7 del perfil en la Fig. 7.10 muestran respectivamente los resultados del MRIL tanto para Análisis en el Dominio del Tiempo como para análisis MRIAN. El TDA mostró cuatro tipos de fluidos en la zona invadida: influjo de gas (en rojo), petróleo residual (verde), agua movible (azul), y agua irreductible La Pista 7 muestra el presencia análisis MRIAN, que indicó que elLa yacimiento estaba saturado con agua(gris). irreductible y que no había alguna de agua movible. combinación de los resultados de ambos análisis sugiere que el agua movible interpretado por el TDA era el filtrado del lodo de base agua.

146


Capítulo 7


Figura 7.10—Se efectuaron análisis del TDA y del MRIAN sobre datos MRIL adquiridos en un pozo de inyección de gas en un yacimiento de petróleo liviano en el Golfo de Arabia. La Pista 1 tiene datos de los Subgrupos de Porosidad de T2 y curvas convencionales del SP y del Rayos Gama. La Pista 2 muestra permeabilidad derivada del modelo de Coates normal; esta pista muestra también con datos de resistividad obtenidos LWD. La Pista 3 muestra la distribución de T2 en un formato de densidad variable. La Pista 4 tiene distribuciones deT2 de datos adquiridos con un TW largo y un TW corto. La Pista 5 es el espectro diferencial. La Pista 6 tiene resultados del TDA. La Pista 7 tiene resultados del MRIAN. Dado que esta presentación fue hecha especialmente para un cliente particular, es diferente a la mayoría de las otras presentaciones en este libro.

3 2 6 1 0 0 m o

Las diferencias entre los resultados derivados de las identificaciones de fluidos con el TDA y con el MRIAN se deben a las diferencias entre las profundidades de investigación de las mediciones que suministran los datos para los análisis. Todos los datos para el TDA provienen de mediciones en la zona cercana al pozo, la cual normalmente tiene una saturación de agua más alta que la zona virgen cuando se usa lodo a base de agua. El MRIAN utiliza una medición de resistividad profunda, la cual está dominada por la saturación de la zona virgen, haciendo que el resultado del MRIAN sea más representativo de la saturación que hay allí. Cuando se utiliza el TDA junto con el MRIAN, se pueden comparar la saturación de la zona invadida con la de la zona virgen. El TDA provee información para identificar y cuantificar fluidos, y puede suministrar datos clave para el procesamiento MRIAN, tales como porosidad efectiva corregida para el índice de hidrógeno y para los efectos de la polarización. Si las mediciones de porosidad total del MRIL están disponibles, entonces la saturación de agua asociada con la arcilla y la porosidad total también se pueden derivar con nada más que los datos del MRIL, y se puede efectuar una combinación de TDA/MRIAN sin datos de porosidad convencional. La comparación entre los resultados provenientes del TDA y del MRIAN revelan cambios en la Sw entre la zona invadida y la zona virgen. Este cambio es dependiente del tipo de lodo. La Fig. 7.11 ilustra los principios de la combinación TDA/MRIAN cuando los datos del perfil se adquieren bajo las condiciones de un lodo de base agua.

Capítulo 7


147


Figura 7.11— Un a comparación entre los resultados del TDA y del MRIAN puede revelar diferencias en los fluidos de la formación entre la zona invadida y la zona virgen. Los dos paneles del medio en esta figura representan modelos volumétricos de la zona invadida y de la zona virgen. Se supone que el lodo es de base agua. Los dos paneles los superiores representan datos automáticos del MRIL y los resultados del TDA. EPOR es porosidad efectiva corregida para los efectos de la polarización, PhiW es volumen de agua movible,PhiO es volumen de petróleo, y PhiG es volumen de gas. Los dos paneles de abajo representan respuestas a la resistividad y resultados MRIAN. Las diferencias entre los resultados del TDA y del MRIAN presentadas aquí son causados por la invasión de filtrado del lodo, que repercute en los datos de la región cercana a la pared del pozo utilizada tanto en el TDA como en el MRIAN, pero que tiene muy poca influencia sobre los datos de resistividad profunda utilizados en el MRIAN. La

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Evaluación de unaformación de arenisca tobácea, ut l ítica, que contiene petróleos de viscosidad mediana un perfil de un campo en medio la Cuenca dellas Golfo Jorge, Fig. 7.12 esconsiste La formación en EDM/MRIAN una serie de areniscas de grano a fino, que de se San piensa que Argentina. se srcinaron por actividad volcánica. Las arenas tienen entre 5 y 20 pies de espesor y tienen extensiones laterales de entre 1 y 3 millas. La permeabilidad está entre 2 y 2,000 md, y la porosidad entre un 10 y un 30%. La resistividad en las arenas es de 7 a 20 ohm-m, y los volúmenes de lutita varían entre 5 y 25%. Los hidrocarburos que se producen consisten en petróleos con viscosidades de 20 a 50 cp. Sin embargo, también son posibles zonas con petróleo de viscosidad mucho más alta (más de 100 cp). Los pozos se perforaron sobrebalanceados con un lodo de base agua. La resistividad del lodo fue de unos 2 ó 3 ohm-m. Dado que la producción individual por pozo en esta área es muy baja, es esencial la reducción al mínimo de los costos de terminación. Uno de los problemas principales para la evaluación de la formación es el de la identificación de las zonas secas (areniscas tobáceas) con volúmenes variables de lutitas y zeolitas. Cuando hay zeolita presente, su baja densidad de matriz (2.10 a 2.20 g/cm 3) hace que la lectura de la porosidad por densidad sea demasiado alta. En consecuencia, los volúmenes de lutita pueden quedar subestimados, y la porosidad y la permeabilidad pueden quedar considerablemente sobrestimadas. En muchos casos, estas zonas parecen potencialmente productivas en los perfiles, pero resultan frecuentemente secas o con muy poca producción de petróleo. Bajo estas condiciones, las mediciones con un potencial de poder discriminar entre zonas de baja permeabilidad y zonas secas, y de identificar formaciones que contienen petróleo, pueden mejorar considerablemente los resultados del cañoneo y de la estimulación. Como los perfiles MRIL ofrecen este potencial, fueron utilizados en esta área. Se utilizó una activación de porosidad total MRIL (TE = 0.6 y 1.2 ms, y TW = 3 s) para establecer las propiedades petrofísicas tales como agua asociada con la arcilla, agua capilar, fluidos movibles, porosidad efectiva, y permeabilidad. Se utilizó una activación con doble-TW ( TE = 3.6 ms, y TW = 0.3 y 3 s) para proveer mediciones que respalden la técnica de EDM del MRIL para identificar y

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Figura 7.12—Este perfil tiene resultados del procesamiento del EDM/MRIAN. La Pista 1 contiene curvas de perfiles de correlación convencional (Rayos Gama, SP, Calibre) y datos de los Subgrupos de Porosidad deT2. La Pista 2 contiene datos de resistividad y permeabilidad derivada de MRIL. Las ondulaciones en la Pista 3 representan la distribución deT2 derivada a partir de los trenes de ecos parcialmente polarizados utilizados para determinar el agua asociada con la arcilla y de los trenes de ecos totalmente polarizados adquiridos con un TE corto. Los espectros diferenciales en la Pista 4 son la diferencia entre dos distribuciones deT2 provenientes de trenes de ecos adquiridos con unTE = 3.6 ms y un TW = 300 y 3,000 ms. La línea vertical en la Pista 4 representa el valor máximo para la señal del agua (T2DW = 44 ms). Hay evidencia de cambios marcados en los espectros deT2 en la zona de contacto aceite/agua. La Pista 5 tiene los resultados del análisis MRIAN de composición y volumen de fluidos (agua asociada con la arcilla, hidrocarburos, agua libre, y agua irreductible por capilaridad).

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cuantificar los petróleos de viscosidad mediana en el yacimiento. Con frecuencia las zonas de interés en este campo tienen componentes de porosidad de 256 y 512 ms en la distribución de T2 normal adquirida con un TE = 1.2 ms. Estos componentes implican que hay presencia de poros grandes, llenos de agua. Utilizando el contraste de la difusión entre el agua y el petróleo de viscosidad mediana, se estableció un límite superior de T2 para el agua (T2DW) de 44 ms. Por lo tanto, cualquier señal con un valor de T2 mayor que 44 ms se puede atribuir al petróleo, que tiene un T2 promedio de aproximadamente 90 ms. En base a esta caracterización, los datos del MRIL identificaron una zona entre X036.5 y X042.5 que indudablemente contenía petróleo. La distribución de T2 normal que aparece en la Pista 3 fue incapaz de distinguir el contacto petróleo/agua en esta zona. Sin embargo, el

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método EDM presentado en la Pista 4 identificó claramente el contacto. El operador terminó esta zona sin estimulación y produjo 554 B/D de fluido con indicios de agua. Utilizando la ecuación de Coates adaptada con un C = 6.0, la herramienta MRIL provee una curva de permeabilidad continua. El operador ha observado que las zonas con valores de permeabilidad de menos de 1 md producen muy poco. Utilizando la permeabilidad MRIL, el rendimiento de la estimulación por fracturamiento para este yacimiento mejora considerablemente. Se ha determinado que el perfil del MRIL da un valor representativo de la permeabilidad del yacimiento en el área de drenaje del pozo, y esta permeabilidad ha permitido efectuar una estimación razonable del índice de productividad después del fracturamiento. Las zonas con valores de kh (siendo k la permeabilidad de la zona, y h el espesor de la zona) por encima de 2 md/m y con presiones de por lo menos el 80% de la presión srcinal se fijaron como objetivo paradespués el tratamiento. Sin embargo, en algunas zonas con más del de 2yacimiento md/m la producción no se incrementó de fracturar, lo cual sugiere la posible influencia de la zeolita. Estas zonas se pueden identificar fácilmente comparando la porosidad derivada del MRIL con la porosidad derivada del gráfico ortogonal Neutrón-Densidad. Las zonas en las que la porosidad efectiva MRIL es sustancialmente menor que la porosidad por curva NeutrónDensidad se pueden identificar como arenas tobáceas que no serán productivas. Como resultado de la integración del MRIL en el programa de perfilajes, el número de zonas no comerciales terminadas disminuyó, y los costos asociados con las pruebas de producción y estimulación se redujeron considerablemente. Los resultados del EDM para las otras dos zonas que parecían promisorias en el perfil de la Fig. 7.12 también fueron ratificados por los resultados de la producción.

MRIAN en un pozo con hidrocarburos livianos La Fig. 7.13 muestra los resultados MRIAN de un pozo perfilado con una activación del doble- TE . (El perfil del doble-TE fue presentado en la Fig. 6.13). La Pista 1 tiene curvas del Rayos Gama convencional y Calibre así como datos de los Subgrupos de Porosidad de T2. La Pista 2 muestra datos de resistividad y de permeabilidad derivada del MRIL. La Pista 3 muestra las distribuciones T2 de los trenes de ecos con TE corto. La Pista 4 tiene porosidades de Neutrón y Densidad, y productos con resultados MRIAN: volúmenes del agua asociada con la arcilla, del agua libre y de los hidrocarburos. Los resultados MRIAN, los datos de resistividad, y las distribuciones de T2 indican claramente un contacto agua/hidrocarburo pies. Unadecomparación la porosidad MRIL y las porosidades por Neutrónayaproximadamente Densidad sugierenX050 que el índice hidrógeno deentre la zona por encima de los X050 pies es de menos de 1. La distribución de T2 en la Pista 3 muestra que los valores pico para el T2 de los hidrocarburos son de alrededor de 256 ms entre los X000 y los X050 pies, por lo que este intervalo no debería tener gas. Sin embargo, por encima de los X000 pies, las amplitudes del pico de T2 a 256 ms se reducen considerablemente, y aparecen más señales a valores de T 2 de aproximadamente 40 ms, lo cual sugiere la presencia de gas. La permeabilidad en la Pista 2 tal como se deriva de la porosidad MRIL está subestimada por encima de los X050 pies. Los datos del doble-TW permitirían un análisis más preciso de este yacimiento.

Terminación de pozos con MRIL: St iMRIL StiMRIL es un programa de interpretación que combina los datos de caracterización de yacimientos del MRIL (especialmente permeabilidad, porosidad efectiva, y porosidad total) con otras mediciones petrofísicas para optimizar el diseño de los tratamientos de estimulación. Comparada con las fuentes de información que había antes, esta combinación provee respuestas más fáciles de obtener y más confiables a las siguientes preguntas críticas:

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•

¿Dónde están ubicados los hidrocarburos?

• •

¿Cuál será el índice de productividad del pozo? ¿Producirá agua la zona?

•

¿Cuál es el valor neto actual (NPV) de la zona?


Capítulo 7


Figura 7.13— Estos resultados del MRIAN fueron derivados de los datos del doble-TE obtenidos en un yacimiento de hidrocarburos livianos. Los datos de la porosidad por encima de los X,000 pies indican gas, como también lo indican los datos de T2. Sin embargo, entre los X,050 y los X,000 pies, aunque los datos de la porosidad sugieren gas, los datos deT2 no dan ninguna indicación de gas. hubieran adquirido datos delSi se doble-TW, estos podrían ser utilizados para resolver esta discrepancia.

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La Fig. 7.14 compara una terminación StiMRIL con una terminación convencional típica en la formación Travis Peak del este de Texas en los EE.UU. La comparación muestra el valor que tienen los datos MRIL para seleccionar y diseñar programas de terminación. Los perfiles convencionales han mostrado generalmente pocas diferencias entre las tres arenas representadas en la figura. Por consiguiente, en terminaciones convencionales, las tres han sido terminadas y fracturadas juntas. La producción ha sido típicamente de 300 Mpc/D de gas con 250 B/D de agua. El promedio de costos de terminación ha sido de $76,000 por pozo. Los datos del MRIL y otros perfiles también fueron combinados exitosamente para mejorar los logros de las terminaciones en los pozos de Cotton Valley, del Jurásico, en el este de Texas y en Luisiana. Esta acción es similar a la de Travis Peak. La Fig. 7.15 muestra un perfil StiMRIL de un pozo de Cotton Valley. Lade Pista Gama,elCalibre, diámetro de las la broca, e información de los Subgrupos de Porosidad T2. 1Latiene PistaRayos 2 presenta MPERM así como resistividades profunda y mediana provenientes de una herramienta de inducción de alta resolución. La Pista 3 muestra una imagen de densidad variable de las distribuciones deT2 generadas a partir de datos parcialmente polarizados, que se asocian con agua asociada con la arcilla. La Pista 4 muestra una imagen de densidad variable de las distribuciones del T2 generadas a partir de datos totalmente polarizados. La pista 5 muestra el MSWE, saturación de agua excluyendo arcillas a partir del MRIAN. La Pista 6 muestra los resultados de un análisis MRIAN que incluyen porosidad efectiva, agua asociada con la arcilla, agua movible, e hidrocarburos. En la pista de la profundidad hay un indicador para señalar zonas identificadas por el análisis como que contienen hidrocarburos. La pista de la profundidad también muestra unas numeraciones zonales en rojo. En la pista 5 el tono naranja caracterizado como gas representa la diferencia entre la porosidad MRIL y la porosidad de la curva ortogonal Neutrón-Densidad. En este caso, los hidrocarburos identificados por MRIAN son también gas. Un examen del perfil muestra un análisis de resistividad que identifica a la mayor parte del perfil como conteniendo alguna saturación de gas, pero sólo a tres zonas (4, 6, y 8) con permeabilidad aceptable. El análisis MRIAN muestra que la Zona 8 tiene considerable cantidad de agua libre. Debido a que no era normal producir agua en esta zona, esta indicación de agua libre fue ignorada, y se fracturaron las tres zonas. Se produjo una apreciable cantidad de agua y, por consiguiente, las prácticas de terminación fueron modificadas para los pozos siguientes. En concreto, sólo la Zona 4 está siendo fracturada. La Zona 6 no se fractura porque un fracturamiento allí podría extenderse a través del delgado sello que separa apor la Zona 6 de la Zonay 8, sabiendas de que6 ésta última libre. Además, tal 4. como se estimó la permeabilidad el aespesor, la Zona fluiría a sólocontiene un 17%agua del caudal de la Zona

Figura 7.14— En la formación Travis Peak del este de Texas en los EE.UU, una terminación de pozo diseñada con StiMRIL dio una mejora en la producción y una reducción en los costos de terminación comparados con las terminaciones convencionales. Con diseños convencionales de terminación, las tres zonas representadas fueron terminadas y fracturadas conjuntamente. La terminación con StiMRIL utilizó pistolas de cañoneo especiales para completar la zona del medio solamente, y no se efectuó ningún fracturamiento hidráulico.

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Figura 7.15— Esta presentación de un perfil normal StiMRIL contiene datos MRIL y los resultados de un análisis MRIAN. Las zonas determinadas con StiMRIL están indicadas con las líneas rojas que se extienden a través de todas las pistas y que están numeradas en la primera pista comenzando por la izquierda. Esa misma pista contiene también indicadores negros de zona productiva que provienen del análisis StiMRIL.

6 2 6 1 0

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Capítulo 7


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Capítulo 7


Capítulo 8

Los han mostrado que, en la mayoría los yacimientos, los datoscapítulos del perfilanteriores RMN ofrecen un método mejorado, que sedepuede utilizar independientemente o en combinación con datos de perfiles convencionales para determinar las propiedades de un yacimiento. En ciertas situaciones complejas (por ejemplo yacimientos con litología mixta, zonas productivas con baja resistividad/bajo contraste, formaciones con baja porosidad/baja permeabilidad, yacimientos con petróleo de API mediano a pesado), en las cuales los instrumentos de perfilaje convencional pueden dejar de revelar propiedades importantes de un yacimiento, el RMN puede constituir la única técnica disponible para evaluarlo.

Planificación de trabajos con MRIL

Las mediciones RMN confiables y precisas de estas propiedades de los yacimientos exige una cuidadosa y temprana planificación del trabajo. Tal planificación es crítica para el éxito de la maniobra de perfilaje. Las propiedades específicas de las formaciones y de los fluidos se pueden utilizar para diseñar una estrategia de adquisición de datos que dé acceso a características aún desconocidas del yacimiento y que mejore al máximo el proceso de adquisición de datos, mejorando así las respuestas derivadas a partir de los datos. Si no se seleccionan adecuadamente los parámetros de adquisición de datos, los resultados producidos pueden describir propiedades que difieren considerablemente de las verdaderas propiedades del yacimiento, como se demuestra en la Fig. 8.1. La figura muestra porosidad incremental y acumulativa, y espectros de T2 provenientes de dos conjuntos de mediciones RMN hechas sobre el mismo corte de un núcleo. Las curvas rojas son resultados derivados a partir de datos adquiridos con ecos (NE ) insuficientes, tiempo de polarización (TW) insuficiente, distanciamiento entre ecos (TE ) demasiado largo, y una mala relación señal a ruido (S/N ). En este caso, la distribución T2 es bastante dilatada, unimodal, y centrada alrededor de 30 ms, y la porosidad acumulativa no excede las 8 p.u. Las curvas azules son resultados obtenidos a partir de datos adquiridos con un NE incrementado, un TW incrementado, un TE acortado, y una mayor acumulación de trenes de ecos para mejorar la relación S/N . En este caso, la distribución T2 es bimodal con picos a 7 y 100 ms, y la porosidad acumulativa excede las 18 p.u. La planificación de trabajos con MRIL se puede realizar en tres pasos básicos: 1. Determinar las propiedades RMN de los fluidos (T1, bulk, T2, bulk, D0, y HI). 2. Evaluar las respuestas RMN esperadas (espectro de decaimiento, polarización, porosidad aparente) para el intervalo por perfilar. 3. Seleccionar los conjuntos de activaciones y determinar la activación apropiada (TW, TE , NE ). Todos los aspectos de la planificación del trabajo involucrado en estos pasos fueron cubiertos implícitamente en los capítulos anteriores, pero aún así, serán resumidos en este capítulo e ilustrados con ejemplos. El primer ejemplo continúa en varias secciones principales del capítulo.

Capítulo 8


159


Figura 8.1— Dependiendo de los parámetros de adquisición de datos, los espectros deT2 pueden variar considerablemente. Aquí, las curvas rojas representan resultados obtenidos a partir de datos adquiridos con parámetros de adquisición inadecuados. Las curvas azules fueron derivadas a partir de datos adquiridos conparámetros de adquisición óptimos.

0 3 9 0 0 0 m o

Cómo determinarlas propiedades MN R de los fluidos de un yacimiento Las propiedades de los fluidos que desempeñan una función prominente en perfilajes con RMN son •

tiempo de relajamiento longitudinal en bruto ( T1,B )

•

difusión sin restricciones, caracterizada por el coeficiente (D0)

•

índice de hidrógeno ( HI )

Los valores de estas propiedades se pueden obtener a partir de mediciones de laboratorio simulando las condiciones en el sitio del pozo, de mediciones hechas en condiciones ambientes y extrapoladas a condiciones del yacimiento, o de correlaciones globales (disponibles como gráficos o ecuaciones empíricas).1–9 Se puede dar forma de parámetros al tiempo de relajamiento longitudinal en bruto, al coeficiente de difusión y al índice de hidrógeno, mediante las ecuaciones empíricas listadas en la Tabla 8.1.

Tabla 8.1—Propie dades

160

PlanificacióndetrabajosconMRIL

NMR de los fluido s

Capítulo8


En estas ecuaciones, T es la temperatura del yacimiento en grados Kelvin, η es la viscosidad en condiciones del yacimiento en cp, y ρ es la densidad de gas in situ en g/cm 3. La densidad del gas se puede derivar directamente a partir de datos del PVT medidos en el pozo, se puede calcular despejando la ecuación de estado, o se puede leer directamente en el gráfico de la Fig. 8.2 .1 La viscosidad del petróleo se puede medir, obtener de otros trabajos en el área, o se puede estimar aproximadamente a partir de tablas y demás información sobre el petróleo.11

Figura 8.2—Cada curva azul relaciona la densidadρ del gas natural (C1.1H4.2) con la presión del gas a una temperatura específica. La temperatura aumenta desde la curva superior hasta la curva inferior en incrementos de 50ºF desde 100 hasta 350ºF. Las flechas señalan queρ = 0.23 g/ cm 3 a 8,700 psi y 300°F.

1 3 9 0 0 0 m o

Ejemplo 1: O BM (lodo de ba se aceite) y gas Descripción del pozo Se planificó un trabajo RMN para un pozo gasífero perforado con un lodo de base aceite. El pozo había alcanzado su profundidad objetivo de 20,000 pies, y la máxima temperatura y presión en el fondo eran de 8,700 psi y 300°F respectivamente.

Ejemplo 1, 1er Paso: Determinar las propiedades RMN del fluido La densidad del gas en condiciones del yacimiento se lee en la Fig. 8.2. En particular, la intersección de la isobara de 8,700 psi (flecha roja) y la curva de densidad para 300°F indica una densidad del gas de 0.23 g/cm 3 (flecha negra). La temperatura se convierte de grados Fahrenheit a grados Kelvin:

T (K) = 59 ([T) F − 32] + 273 = 59 (300 − 32) + 273 = 422 K

Capítulo 8


161


Las propiedades del gas se calculan usando las ecuaciones de la Tabla 8.1:

T1,gas = 2.5 ×10 4

ρ

T 1.17

D0, gas = 8.5 × 10 − 2

= 2.5 ×10 4

T 0.9 ρ

0.23 = 4.9 ( s) 4221.17

= 8.5 ×10 −2

4220.9 = 85 ×10−5 (cm 2 / s ) 0.23

HI gas = 2.25 ρ = 2.25 × 0.23 = 0.52 Extrapolando las propiedades del filtrado del lodo base aceite para condiciones del yacimiento da

T1, mf = 1.1 ( s )

D0 ,mf = 2.5 × 10 −5 (cm 2 / s) HI mf = 1 Las compañías de servicios pueden proveer estos datos para muchos lodos de perforación. De otra manera, se deben obtener con mediciones de laboratorio. Las propiedades del agua de formación en estas condiciones (es decir, dentro de los poros) se estiman así:

T1, w < 1 ( s )

D0 ,w = 1×10 −5 (cm 2 / s) HI w = 1

Cómo estimar el espectro de decaimiento esperado de los fluidos del yacimiento en una formación El espectro de T2 para un sistema combinado de agua-petróleo-gas en una formación es una suma de los espectros de las tres fases del fluido. El gas es siempre un fluido no humectante 11 y decae como un uniexponencial con un índice de relajamiento (o constante de decaimiento) dado por

1 1 = T T 2, g

+

Dg (γ G TE ) 2 12

(8.1)

2, g , bulk

siendo T2,g el T2 en bruto para el gas, Dg el coeficiente de autodifusión (que para los propósitos de planificación del trabajo se lo puede considerar con su valor sin restricciones, γ la relación giromagnética, G el gradiente de campo magnético al cual está expuesta la molécula, y TE el distanciamiento entre ecos

162


Capítulo8


utilizado en la secuencia CPMG. Para una primera aproximación, G es el gradiente del instrumento de perfilaje (descartando, por despreciable, los gradientes de campo magnético de la formación). Como la mayoría de los yacimientos están generalmente considerados como humectados con agua, el relajamiento del petróleo proviene directamente de los efectos del relajamiento y de la difusión del petróleo bruto. La mayoría de los petróleos crudos son una mezcla de diferentes alcanos, cada uno con su propio índice de relajamiento (T2,o)i dado por

 1   1  Do (γ G TE )2   =  + 12  T2,o  i T2,o,bulk  i

(8.2)

La señal del petróleo es una superposición de todas estas contribuciones individuales, las que forman un espectro de relajamiento. La difusión hace más efecto en los alcanos más livianos (en el extremo con T2 largo del espectro de relajamiento) que en los componentes más pesados (más viscosos), provocando un corrimiento a valores de T2 más cortos y una compresión (estrechamiento) del espectro. El espectro del petróleo en un campo de gradiente se puede aproximar con una distribución unimodal centrada alrededor de T2,o:

1 1 D (γ G TE )2 = + o T2,o T2 ,o,bulk 12

(8.3)

El T 2,o,bulk se calcula a partir de la fórmula de la Tabla 8.1. Notar que para fluidos no humectantes, T1 y T2 son iguales a falta de un gradiente. La porción del espectro de relajamiento que proviene del agua de formación se compone de múltiples términos, lo cual refleja el rango de tamaños porales. Cada término individual tiene un índice de relajamiento dado por

 1  1   =  T2,w  i T2,w,bulk

S D (γ G TE ) 2 +  ρ 2  + w 12  V i

(8.4a)

 1  1   =  T1,w  i T1,w,bulk

S +  ρ1   V i

( 8.4b)

El T w,bulk se obtiene de la Tabla 8.1, S/V es la relación superficie a volumen para una cierta clase de poro, y ρ es la relaxividad por superficie. En general, ρ1 y ρ2 son diferentes. Las mediciones de los espectros de decaimiento de T1 y T2 en una muestra de 105 rocas dio un promedio para la relación T1/T2 de 1.65. 12 Las mediciones se hicieron con un gradiente de campo externo igual a cero y un TE = 0.16 ms.

Ejemplo 1, 2º paso A: Evaluar la respuesta RMN esperada (Distribución T2) Las propiedades de los derivadas primer paso de este ejemplo se usan para términos de las Ecs. 8.1 fluidos a 8.3 para calcularenlosel espectros de relajamiento T2 exhibidos en lasustituir Fig. 8.3los . Las propiedades del agua de formación son para una arenisca limpia genérica con amplia distribución de tamaño poral y alta permeabilidad. En muchos casos, para la planificación de un trabajo hace falta sólo una idea basta de las propiedades de las rocas. Los cómputos están basados en un gradiente de campo magnético de 18 gauss/cm; los distanciamientos entre ecos TE están indicados en las figuras.

Capítulo 8


163


Figura 8.3— Incrementando el espaciamiento entre ecos TE separa los fluidos con difusividad diferente en el dominio deT2. Observar la compresión (el estrechamiento) de los espectros a valores crecientes deTE.

2 3 9 0 0 0 m o

Todas las propiedades del fluido se superponen al valor normal para TE de 1.2 ms. Incrementando el TE se segrega la señal RMN y se pueden distinguir los componentes individuales. La variación del TE se puede utilizar para controlar la apariencia de los diferentes componentes en el dominio del T2, siempre que exista un suficiente contraste en la difusividad. Este enfoque constituye la base para el método del espectro corrido (SSM) para la identificación de los fluidos.

Cómo evaluar la porosidad aparente RMN de una formación Las señales RMN registradas responden por todos los fluidos que contienen átomos de hidrógeno y están ubicadas dentro del volumen sensible. En base a la teoría presentada en el Capítulo 3, la amplitud de la señal (o porosidad aparente) medida a un tiempo de polarización TW dado, es la suma de la porosidad aparente del agua φw,app, del petróleo φo,app , y del gas φg,app. La porosidad aparente para cada fluido individual es producto de la porosidad total φ, la saturación del fluido S, el índice de hidrógeno HI del fluido, y la fracción de los núcleos de hidrógeno del fluido que están polarizados durante el tiempo TW entre secuencias CPMG. Para el gas,

164


Capítulo8


φ g ,app

= φ S g HI g (1 − e−TW / T

1, g

)

(8.5)

Tanto para el petróleo como para el agua, la respuesta RMN es multiexponencial, de modo que el factor de corrección por polarización es más complicado. La mayoría de los petróleos crudos son una mezcla de diferentes alcanos, y las amplitudes registradas reflejan diferencias en los valores del índice de hidrógeno y del T1:

φo ,app

−TW / T = φ ∑ S o,i HI o,i 1 − e 1,o,i    

(8.6)

De modo similar, las amplitudes del agua registradas reflejan diferencias en valores del T1 asociadas con diferentes tamaños porales:

φw ,app

−TW / T = HI w ∑ φi S w,i 1 − e 1,w,i    

(8.7)

En la mayoría de los casos, sin embargo, al elegir un TW que sea 3 veces el valor del T1 más grande asociado con el petróleo y el agua, el factor de polarización estará cercano a la unidad. Además, se obtiene una buena aproximación haciendo que los índices del petróleo y del agua de formación sean la unidad, en cuyo caso la porosidad aparente sondeada por la herramienta se convierte en

φapp

= φ [S w + So + S g HI g (1 − e −TW / T

1 ,g

)]

(8.8)

Ejemplo 1, 2º paso B: Evaluar la respuesta RMN (porosidad aparente) Los valores de T hallados en el 1er Paso para el agua, el filtrado y el gas se usan en las Ecs. 8.5 a 8.7 1 para calcular la amplitud relativa de la polarización en función del TW, mostrado en la Fig. 8.4 . El contraste de T1 de los fluidos en este yacimiento ofrece la posibilidad de controlar sus contribuciones a la señal registrada de RMN mediante una variación del tiempo de polarización: tanto la señal del agua como la señal del filtrado del lodo de base aceite están casi completamente (> 95%) polarizadas para TW = 3 s. Con este valor de TW, se recupera sólo el 45% de las señales de gas. Una polarización completa de la señal de gas requiere T W > 15 s. Figura 8.4— En el pozo del Ejemplo 1, la amplitud relativa de la polarización se calculó en función delTW para diferentes fluidos. En los cálculos se utilizaron los siguientes valores: T1,gas = 4.9 s, T1,OBMF = 1.1 s y T1,water < 1 s. La variación delTW para controlar las contribuciones relativas de los componentes individuales al total de la señal registrada constituye la base del método del espectro diferencial (DSM), que permite 3 3 9 la identificación 0 0 hidrocarburos. 0 m o

Capítulo 8

de los


165


Selección del conjunto de activaciones En la planificación y preparación de un trabajo MRIL, es esencial una temprana y clara definición de los objetivos del perfilaje. Se pueden lograr objetivos limitados para porosidad y permeabilidad utilizando activaciones normales, que permiten una adquisición de datos fácil y relativamente rápida. Sin embargo, objetivos más extensos para identificación de hidrocarburos exigen activaciones avanzadas, las que necesitan ser ejecutadas a una velocidad de perfilaje reducida. Para juzgar la posibilidad de aplicar un tipo preferido de activación y para mejorar al máximo los parámetros de adquisición y realzar el valor del resultado, se requieren estimaciones de las condiciones in situ. En base al conocimiento actual de la física de RMN y del comportamiento de los fluidos dentro de los medios porosos a elevadas temperaturas, han desarrollado tres “familias” para cubrir toda la gama de presiones objetivos yprimordiales delse perfilaje, como se ilustra en la Fig.de 8.5activaciones . Cada tipo de activación sirve para unos propósitos específicos y se optimiza para proveer datos para programas específicos de análisis. Un análisis de estos datos con un programa asociado a un tipo de activación diferente tendrá solamente un valor muy limitado y no satisfará los objetivos de ninguno de los dos tipos de activación involucrados.

Activación básica T2 Las activaciones básicas T2 proveen datos para determinar la porosidad, la permeabilidad, y la productividad (de fluidos móviles). (El término activación básica T2 se usa a veces para referirse sólo a la medición de la porosidad efectiva con un TE = 1.2 ms). Las generaciones anteriores de herramientas de RMN operaban en monofrecuencia y sólo permitían activaciones básicas T2. Las aplicaciones iniciales estaban limitadas a zonas con agua y petróleos medianos a livianos, pero se ampliaron una vez que se comprendió que se puede identificar gas con la herramienta. Las activaciones básicas T2 todavía se utilizan en la última generación de herramientas de multifrecuencia y se aplican predominantemente en situaciones con casi nada de contraste de D ó T1. En estas circunstancias, las aplicaciones avanzadas y con activaciones múltiples son incapaces de proveer información extra. Los beneficios de la adquisición

Figura 8.5—Las activaciones se seleccionan de acuerdo a los objetivos del trabajo MRIL.

4 3 9

0 0 0 m o

166


Capítulo8


de datos con activación básica T2 son el de una mayor velocidad de perfilaje sin disminución de la calidad de los datos, o el de una calidad superior de los datos cuando se utiliza a velocidades normales.

Activación DobleTW Las activaciones Doble-TW proveen datos para determinar la porosidad, la permeabilidad, y la productividad (de fluidos móviles) y para efectuar una identificación y cuantificación directa de los hidrocarburos utilizando el Método del Espectro Diferencial (DSM),1 o el Análisis en el Dominio del Tiempo (TDA).2 Las activaciones Doble-TW aprovechan la diferencia en los valores de T1 entre hidrocarburos livianos y el agua, permitiendo una determinación cuantitativa de esos fluidos. Hay varios factores que restringen las velocidades de perfilaje: el uso de un TW largo en un canal de adquisición de datos, las pequeñas amplitudes de señal asociadas con los valores del TW corto en el otro canal, y la necesidad de que los datos de alta calidad tengan niveles aceptables en la relación S/N de las señales diferenciales.

Activación DobleTE Las activaciones Doble-TE proveen datos para determinar la porosidad, la permeabilidad, y la productividad (de fluidos móviles), y para efectuar identificación directa de los hidrocarburos mediante el Método del Espectro Corrido (SSM), el Análisis de Difusión (DIFAN), o el Método de la Difusión Realzada (EDM).3 Las amplias variaciones en la difusividad de los petróleos viscosos, del agua, y de los hidrocarburos livianos se aprovechan en las activaciones doble-TE, las que tienen como meta separar los diversos fluidos en el dominio del T2. Las aplicaciones iniciales estaban limitadas a yacimientos de gas y petróleo liviano y proveían sólo “discriminación” de fluidos (identificación). Sin embargo, recientemente se han reportado aplicaciones cuantitativas en todo tipo de yacimientos, principalmente debido a los métodos mejorados de interpretación. Esta activación también requiere velocidades de perfilaje más lentas para adquirir datos con alta relación S/N data.

Determinación del conjunto de activaciones y de los parámetros de adquisición de datos Las secciones anteriores han analizado todos los ingredientes necesarios para diseñar una activación. En esta sección, el análisis supone que las propiedades RMN del yacimiento y de los fluidos han sido estimadas, que los objetivos del perfilaje están claros, y que se seleccionó el tipo general de activación (básica T2, doble TW, o doble TE ). A base de esta información, se presenta un resumen con una idea general para determinar los parámetros óptimos de activación/adquisición de datos. Se debe seleccionar y ejecutar la activación previamente programada que esté más cercana a esta activación ideal. Si ninguna de las activaciones disponibles sirve para ese propósito, puede resultar necesario desarrollar una activación diseñada especialmente, y basada en la planificación del trabajo en sí y en las limitaciones de potencia indicadas por el ciclo de trabajo de la herramienta. Si las propiedades relevantes de los fluidos y de la formación fueran parcial o totalmente desconocidas, se puede aún diseñar un robusto programa de adquisición de datos que cumpla con los objetivos iniciales utilizando estimaciones conservadoras de los parámetros desconocidos. La única desventaja de este método es que las activaciones resultantes pueden requerir largos tiempos de adquisición que se podrían haber reducido sustancialmente si hubiera más información disponible sobre la formación y sobre los fluidos.

Capítulo 8


167


Activación básica T2 Las herramientas MRIL-B y MRIL-C no eran capaces de captar el rapidísimo y temprano decaimiento de ecos inducido por el agua asociada con las arcillas ni de los sistemas porales muy pequeños. En consecuencia, los valores de la porosidad medida correspondían a una porosidad efectiva. Las herramientas actuales de RMN captan ahora este temprano decaimiento y miden la porosidad total. Una activación básica T2 es la activación por defecto en las herramientas MRIL-C/TP y MRIL-Prime. Con esta activación, se repite 50 veces una secuencia rápida, de monofrecuencia, de recuperación parcial; y los datos acumulados se transmiten a la superficie. La integración de estos datos con datos normales de T2 da la porosidad total. Las características por defecto de esta secuencia rápida de recuperación parcial son TE = 0.6 ms, TW = 20 ms, y NE = 10. El resto de las activaciones básicas utiliza valores deTE de 1.2 ms y 0.9 ms para las sondas de 6 pulg. y 47/8 pulg. respectivamente. Los diferentes valores de TE se usan para compensar las diferencias en el gradiente de campo magnético (medio) entre las sondas (15.6 y 20.0 gauss/cm para sondas anchas y delgadas respectivamente) y para mantener constante el producto (TE G ).13 Estas selecciones de TE aseguran tiempos de decaimiento T2 idénticos cuando se miden con cualquiera de las dos sondas. Como se observa en la Fig. 8.6, la polarización completa requiere, teóricamente, un TW infinitamente largo. Para aplicaciones prácticas, se usan niveles de polarización que exceden el 95%. Tal como demuestra la siguiente ecuación, esta polarización se logra cuando TW ≥ 3T1.

1 − e −TW / T1 ≥ 0.95 ⇒ TW ≥ 3 T1

(8.9)

En yacimientos de gas, este requerimiento puede exigir valores de TW mucho mayores de 10 s, lo cual pone serias restricciones en la velocidad del perfilaje y/o en el muestreo de profundidad. Se puede demostrar que con el procesamiento básico y con niveles favorables en la relación S/N , sólo se pueden resolver índices de relajamiento de hasta unas tres veces el tiempo de medición (NE TE ), llevando a la condición

3 NE TE ≥ T

⇒ NE ≥

2 ,max

T2, max 3 TE

(8.10)

La evaluación del T2,max para el agua de formación requiere un conocimiento local. Unos valores generales del T2 para el petróleo y el gas se pueden extraer del gráfico de la Fig. 8.7 , que fue computado utilizando la parametrización de fluidos presentada en la Tabla 8.1 y en las Ecs. 8.1 y 8.3 con un gradiente de campo magnético de 18 gauss/cm.

Ejemplo 1, 3er Paso: Determinar los parámetros de activación T2. (TW , TE, N E) apropiados para una activación básica Para este trabajo se puede elegir una activación básica T2 con un TE = 1.2 ms. Cuando se adquieren datos con un TE = 1.2 ms, las señales del gas y del filtrado del lodo base aceite aparecerán a 40 y 400 ms respectivamente en el espectro de T2 (usar T1,gas = 4.9 s y T1,mf = 1.1 s obtenidos en el primer paso de este ejemplo). El conocimiento local nos da T1, water ≈ 1 s y T2, water ≈ 400 ms. El número apropiado de ecos deberá ser

NE ≥

400 ≥ 110 3 1. 2

× de TW depende de los objetivos de la carrera de perfilaje. Si se debe recuperar La determinación completamente la señal del gas, TW debe ser mayor que 3×4.9 ≈ 15 s. Si sólo se debe recuperar completamente las señales del agua y del filtrado del lodo de base aceite, entonces un TW = 3 s es suficiente. 168


Capítulo8


Figura 8.6—La amplitud relativa de la polarización está en función de TW/T1. Para fines prácticos, se logra polarización total cuando TW ≥ 3T1.

5 3 9 0 0 0 m o

Figura 8.7— RelajamientoT2 del petróleo y gas observado por un instrumento NMR con un gradiente de campo magnético de 18 gauss/ cm en función del tiempo de relajamiento bruto T1.

6 3 9 0 0 0 m o

Activaciones Doble-TW Para efectuar una activación doble-TW, se deben especificar TWL, TWS, TE , y NE . Si se supone que el agua está completamente polarizada, entonces φa está dado por

φa

= φ {S w + S hc HI hc (1 − e −TW / T )} 1 ,hc

(8.11)

La Ecuación 8.12 define las constantes a, b, y c

TWS = a T1, w TWL = b TWS = a b T1, w T1, hc = c T1, w ( a ≥ 1, b ≥ 1, c ≥ 1) Capítulo 8

(8.12)


169


Combinando las Ecs. 8.11 y 8.12 se obtiene la porosidad aparente medida a tiempos de espera largos y cortos:

φa ,L φa ,S

= φ {S w + Shc HI hc (1 − e − a⋅b / c )} = φ {S w + Shc HI hc (1 − e − a / c )}

(8.13)

La señal diferencial, ∆φ, se deduce directamente al sustraer la señal de TW corto de la del TW largo. Para eliminar la respuesta asociada con el agua de formación de la señal diferencial, el agua debe estar totalmente polarizada tanto en tiempos de espera cortos como largos. Esta condición se logra cuando TWL ≥ TWS ≥ 3 × T 1,water, ó cuando a ≥ 3. ( T 1,water es el más largo T 1 asociado con el agua poral.)

∆φ = φ {S hc HI hc (e − a / c − e − a b / c )}

(8.14)

Para cualquier valor dado de a mayor que 3, la fracción de la señal completa del hidrocarburo que reside en la señal diferencial está en función de los parámetros no dimensionales b y c solamente, es decir en función de la relación entre TWLy TWS y la relación entre T1,hc y T1,w, que es el contraste de T1 entre el agua de formación y el hidrocarburo. Esta función se visualiza en la Fig. 8.8 para a = 3.

Ejemplo 1, 3er Paso: Determinar los parámetros de activación TW L, TW ( S, TE, y N E) apropiados para una activación DobleTW . Para este ejemplo se puede también seleccionar una activación doble-TW. Los tiempos de relajamiento T1 relevantes para este pozo en particular son T1,gas = 4.9 s, T1,mf = 1.1 s y T1, water ≈ 1 s (ver el 1er. Paso de este ejemplo), indicando un contraste gas-agua en T1 c = 4.9. Entrando al gráfico de la Fig. 8.8 a este contraste indica que la fracción máxima de la señal de gas puede estar en el rango de 0.5 a 0.6; las flechas indican cómo se determina la relación más favorable entre TWL / TWS , que es 5.5. Es decir que 5.5 resulta ser el valor más pequeño de TWL que produce una señal fraccional de gas en el rango de 0.5 a 0.6. Unos valores apropiados para TW son entonces

TWS = 3 T1, water = 3 s TWL =5.5 TWS = 16.5 s En el 2do. paso de este ejemplo, se determinó que las señales del agua de formación atraviesan el espectro de T2 hasta los 400 ms, y se esperaba que la señal de gas aparezca a 40 ms. El máximo tiempo de relajamiento por resolver es 400 ms, lo cual requiere por lo menos 400/(1.2 × 3) = 110 ecos. Entonces, los parámetros para la activación doble-TW son

170


Activación 1: TE = 1.2 ms

N = 110

TWL = 16.5 s

Activación 2: TE = 1.2ms

N = 110

TWS = 3 s

Capítulo8


Figura 8.8— La fracción de la señal de hidrocarburo totalmente polarizado en la señal diferencial es función de la relación entre TW largo y corto (b) y del contraste de T1 entre hidrocarburos y agua (c). ElTW corto es tres veces elT1 más largo del agua de formación (es decir, a = 3) para asegurar por lo menos el 95% de polarización del agua de formación.

7 3 9 0 0 0 m o

Esta activación doble-TW maximiza la señal diferencial de gas, pero los valores verdaderos de la porosidad, saturación de hidrocarburos en el volumen sensible, e índice de hidrógeno en condiciones in situ determinan si esta señal es suficientemente grande como para ser siquiera detectada. La porosidad neta promedio en este pozo es de aproximadamente 14 p.u., se supone que la saturación de gas de la zona invadida está al nivel residual del 30%, y el índice de hidrógeno del gas es de 0.52 (ver 1er. Paso de este ejemplo). Sustituyendo estos valores en la Ec. 8.14 da

∆φ = 14 × 0.3 × 0.52 (e −3 / 4.9 − e −16.5 / 4.9 ) = 2.2 × 0.51 = 1.1 p.u. Este nivel de la señal está justo por encima del límite de detección para esta técnica y aparecerá a 40 ms en el espectro diferencial. Todo este proceso se puede repetir para demostrar que esta activación doble-TW también remueve efectivamente del espectro diferencial la señal del filtrado de lodo de la zona invadida (T1, obmf = 1.1 s). Cuando disminuye el T1 del filtrado, el método esbozado requiere algunas modificaciones menores para determinar la señal del filtrado. El contraste de T entre el gas y el filtrado del lodo de base aceite debe ser evaluado para planificar valores de TW 1adecuados. Esta evaluación está demostrada en el Ejemplo 2.

Capítulo 8


171


Ejemplo 2: OBM (lodo de base aceite) y Doble TW Descripción del pozo Se planificó un trabajo RMN para un pozo con las mismas propiedades de yacimiento que el del Ejemplo 1, pero con diferentes propiedades en el filtrado del lodo de base aceite. Al igual que en el Ejemplo 1, el pozo era gasífero, había sido perforado con lodo de base aceite, había alcanzado su profundidad objetivo de 20,000 pies, y tenía una máxima temperatura y presión en el fondo de 8,700 psi y 300°F, respectivamente.

1er. Paso: Determinar las propiedades RMNde los fluidos. Las propiedades del gas y del agua de formación son las mismas que en el ejemplo anterior. Y también como en el ejemplo anterior, las propiedades del filtrado del lodo de base aceite se midieron en el laboratorio y se extrapolaron para las condiciones del yacimiento. Las propiedades del gas en cuestión, del filtrado del lodo de base aceite, y del agua de formación determinadas hasta ahora están resumidas en las primeras tres columnas de datos de la Tabla 8.2.

Tabla 8.2—Ejemplo

2: Propiedades RMN de los fluidos en condiciones de yacimiento

2º Paso: Evaluar la respuesta RMN esperada. Los tiempos de relajamiento T1 tabulados se utilizan en las Ecs. 8.5 a 8.7 para calcular la polarización en función de TW, mostrada en la Fig. 8.9 . El gráfico muestra que la polarización total del agua de formación, del filtrado, y del gas requiere valores para TW de 3, 8, y 15 s, respectivamente. Los valores de T2 perfilados con una herramienta MRIL con un gradiente de campo magnético de 18 gauss/cm y un espaciamiento entre ecos de 1.2 ms, se determinan a partir de la Fig. 8.7 y se tabulan bajo T2D en la Tabla 8.2.

3er. Paso: Determinar los parámetros de activación ( S, TE, N E ) apropiados TW L, TW para una activación DobleTW . La eliminación completa de las señales de agua de formación y de filtrado del lodo del espectro diferencial requiere una polarización total de ambas señales, imponiendo que TWL > TWS > 8 s. La relación crítica en este ejemplo no es el contraste de T1 entre el gas y el agua (es decir, c = 4.9), sino el contraste de T1 entre el gas y el filtrado del lodo base aceite (es decir,c = 2). Entrando al gráfico de la Fig. 8.8 por este bajo contraste indica que la fracción de la señal de gas no excederá el rango de 0.2 a 0.3, y la relación más adecuada de tiempo de espera TWL / TWS es de 3.5. Entonces, unos valores adecuados para TW son

TWS = 3 T1, OBMF = 8 s TWL =3.5 TWS = 28 s La Tabla 8.2 indica que el T2 más largo perfilado en este pozo es de 800 ms (filtrado de lodo de base aceite); el número de ecos requerido para resolver esta señal es de por lo menos 800/(1.2 × 3) = 220.

172


Capítulo8


Figura 8.9— En el pozo del Ejemplo 2, la amplitud relativa de la polarización se calculó en función del TW para el gas, el filtrado del lodo de base aceite, y el agua de formación. En los cálculos se utilizaron los valores de T1 de la Tabla 8.2.

8 3 9 0 0 0 m o

Entonces, los parámetros de activación doble-TW son Activación 1:

TE = 1.2 ms

N = 220

TWL = 28 s

Activación 2:

TE = 1.2 ms

N = 220

TWS = 8 s

La magnitud de las señales diferenciales de gas se calcula de modo similar al ejemplo anterior:

∆φ = 14 × 0.3 × 0.52 (e8 / 4.9 − e −28 / 4.9 ) = 2.2 × 0.19 = 0.42 p.u. Esta señal está bien debajo del de detección, y el método de adquisición propuestosusno es factible. Además, el por larguísimo TW límite requerido en esta adquisición propuesta no es práctico: consecuencias inmediatas son una velocidad de perfilaje extremadamente baja y una escasa resolución espacial. Bajo las condiciones dadas, es factible un método alternativo, que elimina la señal de agua y deja una considerable fracción tanto de gas como de filtrado de lodo base aceite en la señal diferencial. Entrando a la Fig. 8.8 por el contraste T1 de gas y agua de c ≈ 5 sugieren una relación TWL / TW S de 5 a 6; y que los valores apropiados paraTW son de 1.5 y 8 s respectivamente. La respuesta modelada en la Fig. 8.10 muestra una separación clara en el dominio de T2 entre la señal del gas y la del filtrado de lodo base aceite, facilitando una cuantificación independiente. La amplitud de la componente de gas se calcula como

∆φ = 14 × 0.3 × 0.52 (e −1.5 / 4.9 − e −8 / 4.9 ) = 2.2 × 0.54 = 1.2 p.u. La amplitud de la componente del filtrado del lodo base aceite se calcula como

∆φ = 14 × 0.3 (e −1.5 / 2.5 − e −8 / 2.5 ) = 4.2 × 0.51 = 2.1 p.u. Los parámetros de activación doble-TW sugeridos son ahora Activación 1:

TE = 1.2 ms

N = 220

TWL = 8 s

Activación 2:

TE = 1.2 ms

N = 220

TWS = 1.5 s

Capítulo 8


173


Figura 8.10—En el Ejemplo 2, una adquisición dobleTW con una relaciónTWL/TWS de 28/8 (los tres paneles superiores) elimina las señales del agua de formación y del filtrado del lodo del espectro diferencial y aumenta al máximo la señal diferencial del gas. Sin embargo, las señales diferenciales son pequeñas, y debido al largo tiempo de adquisición de datos, las velocidades de perfilaje son muy lentas. Alternativamente, adquisición dobleTW con una una relaciónTWL/TWS de 8/1.5 (los dos paneles inferiores) elimina sólo el agua de formación del espectro diferencial, pero las señales del gas y del filtrado del lodo de base aceite están lo suficientemente separadas en el espacio deT2 como para permitir una cuantificación independiente.

8 3 4 1 0 0 m o

Activaciones Doble-TE Para realizar una activación doble-TE, se deben especificar los valores de TE L, TE S, TW, y NE . El contraste marginal de T1 entre el filtrado del lodo de base aceite y el gas natural en el Ejemplo 2 obstaculizó la diferenciación de estos fluidos usando el método de doble- TW. Sin embargo, la amplia separación de las señales de gas y de filtrado de lodo en el dominio de T2, reflejo del considerable contraste de la difusividad entre los dos fluidos, permitió una determinación cuantitativa de los volúmenes de los fluidos. Más generalmente, si el contraste en la difusividad no es suficiente como para establecer una diferenciación en el dominio espectral cuando los datos fueron adquiridos bajo condiciones normales, entonces el contraste aparente se puede realzar adquiriendo datos a un TE incrementado (ver Fig. 8.3).

TE Ejemplo 3: WBM (lodo de ba se agua y petróleo sc vioso), Doble

Descripción del pozo Se iba a perforar un pozo con un sistema de lodo base agua en un yacimiento de petróleo viscoso.

174


Capítulo8


1er. Paso: Determinar las propiedades RMN de los fluidos. Las propiedades relevantes de los fluidos están resumidas en la Tabla 8.3. Las propiedades RMN del filtrado de lodo de base agua son idénticas a las del agua de formación. Notar que el T1 del agua de formación es más corto que su valor en bruto y no es un valor único sino una distribución, reflejando la distribución de tamaños porales de la roca. El valor de T1 listado en la tabla es la media logarítmica de esta distribución T1. Tabla 8.3—Ejemplo

3: Propiedad es RMN de los fluidos en condiciones de yacimiento

2do. Paso: Evaluar la respuesta RMN esperada. Los tiempos de relajamiento T1 tabulados se usan en las Ecs. 8.5 a 8.7 para calcular la polarización en función de TW, observado en la Fig. 8.11 . Las respuestas de T2 de las componentes individuales se presentan en la Fig. 8.12 (con un gradiente de campo magnético de 18 gauss/cm) para varios valores de TE.

3er Paso: Determinar los parámetros de activación TEL, (TES, TW, y N E ) apropiados para una activación DobleTE. Una inspección de las Figs. 8.11 y 8.12 ya indica que los perfiles básicosT2 y los perfiles doble-TW no serán suficientes para diferenciar los fluidos y determinar los volúmenes. Con una activación básica TE = 1.2 ms, todos los fluidos presentes tendrán tiempos de relajamiento T2 comparables (300 a 500 ms). La variación del TW reducirá las señales del filtrado del lodo base agua y del petróleo por igual, eliminando a ambas del espectro diferencial. Las Ecs 8.3 yy 8.4 se pueden usar pozo. para evaluar la diferencia en el Ten2 aparente en función para el agua “libre” el petróleo en este Los resultados, resumidos la Fig. 8.12, indican de unaTE completa separación entre la señal de petróleo de la del agua a espaciamientos entre ecos en exceso de 4.8 ms debido a la diferencia en difusividad entre los dos fluidos. La mayor difusividad del agua comparada con

9 3 4 1 0

Figura 8.11—En el pozo del Ejemplo 3, la amplitud relativa de la polarización se calculó en función delTW para el petróleo crudo, el filtrado del lodo de base agua, y el agua de formación. En los cálculos se utilizaron los valores deT1 de la Tabla 8.3. El filtrado y el agua de formación comparten las propiedades RMN en bruto, y por lo tanto sus curvas correspondientes en este gráfico son idénticas.

0 m o

Capítulo 8


175


Figura 8.12— En el Ejemplo 3, las respuestas delT2 del agua de formación, del petróleo, y del filtrado del lodo de base aguase desplazan hacia valores más bajos a medida queTE aumenta. El T2 aparente del petróleo “se rezaga” detrás de las respuestas de los otros dos fluidos debido a la menor difusividad del petróleo.

0 4 4 1 0 0 m o

la del petróleo induce una compresión realzada de la respuesta de T2 aparente a medida que se incrementan los espaciamientos entre ecos. De manera análoga a los ejemplos anteriores, el número apropiado de ecos para resolver aún los componentes más lentos (T2 ˜ 800 ms) con un espaciamiento entre ecos normal es 800/(1.2 × 3) = 220. Aumentando el espaciamiento a 4.8 ms reduce el número requerido de ecos por el mismo factor a 220/4 = 55. Los parámetros de la activación doble- TE sugeridos son entonces

Activación 1:

TE S = 1.2 ms

NE = 220

TW = 3 s

Activación 2:

TE = 4.8 ms

NE = 55

TW = 3 s

L

Para efectuar un conjunto de activaciones dobleTW, doble-TE, se debe especificarTE L, TE S, TWL, TWS, y N .

176


Capítulo8


Doble-TW /Doble-TE (perfilaje en un área virgen) Los párrafos anteriores analizaron en detalle cómo preparar las estrategias de adquisición de datos más robustas y eficaces en el uso del tiempo, en áreas donde existe un conocimiento razonable de los parámetros del yacimiento, de las propiedades de los fluidos y de las condiciones in situ. Sin embargo, no hay motivo para restringir el perfilaje RMN a esas áreas solamente. La inclusión del perfilaje RMN en áreas de exploración se debe considerar siempre porque éste provee lecturas de porosidad independientes de la litología, estimaciones de la permeabilidad, indicadores de la factibilidad de producir, tipos de fluidos del yacimiento, y valores de saturación de hidrocarburos. El beneficio principal de tener un conocimiento a priori de las condiciones in situ es que la adquisición de datos se puede adaptar a estas condiciones para una mejor obtención de la información específica requerida, y se la puede diseñar para minimizar el tiempo de adquisición. El método de los tres pasos seguido en los ejemplos anteriores para determinar las especificaciones del perfilaje es igualmente adecuado en las “áreas vírgenes”, en las que ejecutar las activaciones doble-TW, dobleTE puede resultar el curso de acción más apropiado. A continuación, sigue un análisis del método de los tres pasos tal como se aplica a tales activaciones.

1er. Paso: Determinar las propiedades RMN de los fluidos. Ingresar la temperatura y la presión a la profundidad del yacimiento en la Fig. 8.2 y en la Tabla 8.1 para estimar los tiempos de relajamiento en bruto, difusividad, e índices de hidrógeno para los fluidos del yacimiento (petróleo, gas, agua). (Si se desconoce la temperatura y la presión, suponer un gradiente de presión hidrostática de 0.433 psi/pie y un gradiente detemperatura de 0.015°F/pie.) Obten er estos parámetros para el filtrado del lodo del abastecedor de fluidos de perforación según resulte apropiado. Para fines de planificación, y si no hay otra información disponible, se puede suponer razonablemente que en las areniscas limpias la distribución T2 del agua de formación está en un rango aproximado de 1 ms hastaT1,bulk/2.5. En yacimientos lutíticos o en formaciones que contienen impurezas paramagnéticas, estos valores se pueden reducir en un factor de 10. En T2 del agua indica que los valores de T2 están en carbonatos, una estimación conservadora para la distribución un rango de 1 ms hastaT1,bulk.

2do. Paso: Evaluar la respuesta RMN esperada. Los tiempos de relajamiento en bruto hallados en el 1er. Paso se utilizan a continuación para calcular el grado de polarización en función del TW para verificar la factibilidad de una adquisición de datos dobleTW y para TWpara suprimir una (o más) componentes en la señal diferencial. Este paso producirá valores apropiados . Las Ecs. 8.1 hasta 8.4 inclusive se utilizan para calcular los valores medios T2Ddepara los respectivos fluidos, es decir, los tiempos de relajamiento aparentes en funciónTE dely para un gradiente de campo magnético de 18 gauss/cm. Estos resultados se pueden evaluar para analizar la posibilidad de separar los fluidos en el dominio de T2 incrementando el TE (método del espectro corrido).

3er. Paso: Det erminar los parámetros de act ivaciónTW ( L, TW S, TEL, TES, N EL, y N E) apropiados. Los tiempos de polarización más adecuados para la activación doble-TW con espaciamiento entre ecos normal (TE = 1.2 ms) se deducen directamente de

TWS = 3 T1,max del agua de formación TWL = 3 T1, max de los hidrocarburos El valor más largo para T2D establecido en el 2do. Paso determina la cantidad apropiada de ecos para estas activaciones:

NE = T2D,max/(3 TE) Para utilizar contrastes de difusión, se debe adquirir un conjunto adicional de activaciones con un TE más largo (por ejemplo, 4.8 ms) y un número correspondiente de ecos. Una interpretación integrada de todos los datos así adquiridos revelará las propiedades tanto de la formación como de los fluidos.

Capítulo 8


177


Ejemplo 4: OBM (lodo de base aceite) y gas, Doble TW, TE Descripción del pozo Durante la perforación de un pozo exploratorio en búsqueda de petróleo se observaron altas lecturas de gas, indicando un pequeño depósito superior de gas. Los ripios (triturados por la broca) mostraban ser de arenisca y un poco de lutita. El pozo, perforado con un sistema de lodo de base aceite, alcanzó una profundidad de 12,000 pies, y no se observó ninguna indicación de presiones o temperaturas anormales.

1er. Paso: Determinar las propiedades RMN de los fluidos. La temperatura y la presión a la profundidad del yacimiento se estiman en 12,000 × 0.015 = 180°F (355° K) y 12,000 × 0.433 = 5,196 psi respectivamente. Una extrapolación para las condiciones del yacimiento de las propiedades del filtrado del lodo medidas en un laboratorio

T1,mf = 1.5 ( s )

D0, mf = 0.92 ×10 −5 (cm 2 / s ) HI mf = 1 La densidad del gas a 180°F y 5, 196 psi, tomado de la Fig. 8.2 es de 0.21 g/cm 3. Las otras propiedades del gas se calculan utilizando las ecuaciones listadas en la Tabla 8.1:

T1, gas = 2.5 ×10 4

ρ

T 1.17

D0 ,gas = 8.5 ×10 − 2

= 2.5 × 10 4

T 0.9

0.21 = 5. 4 ( s ) 3551.17

= 8.5 × 10 −2

3550.9

ρ

= 80 ×10 −5 (cm 2 / s )

0.21

HI gas = 2.25 ρ = 2.25 × 0.21 = 0.47 Según la experiencia en el área, el hidrocarburo líquido del yacimiento es muy probablemente petróleo negro con una baja relación gas/petróleo y con una viscosidad de aproximadamente 3 cp. Con esta información, las ecuaciones de la Tabla 8.1 proveen las propiedades del agua y del petróleo:

T1,oil = 3

T 3 × 355 = = 0.84 ( s) 298 η 298 × 3

D0,oil = 1.3 T1, water = 3

178


T 3 × 355 = = 0.52 × 10 −5 (cm 2 / s ) 298 η 298 × 3

T 3 × 355 = = 3. 6 ( s ) 298 η 298 ×1

Capítulo8


D0 ,water = 1.3

T 3 × 355 = = 1.5 × 10 −5 (cm 2 / s ) 298 η 298 ×1

HI oil ≈ HI water ≈ 1 Las propiedades RMN para este pozo están resumidas en la Tabla 8.4.

Tabla 8.4—Ejemplo 4: Propiedades RMN de los fluidos en

condiciones de yacimiento

(TE = 1.2 ms, G = 18 gauss/cm)

2do. Paso: Evaluar la respuesta de RMN esperada. Los tiempos de relajamiento en bruto establecidos en el 1er Paso se utilizan a continuación para calcular las curvas de polarización presentadas en la Fig. 8.13 . Notar que la relaxividad por superficie y los tamaños porales acortan el T1 del agua de formación a un nivel bien por debajo de su valor en bruto, y que el tiempo de relajamiento observado no es un valor único sino una distribución de valores, reflejando la distribución de tamaños porales de la roca. El valor de T1 listado en la tabla es la media logarítmica de esta distribución T1. Las Ecs. 8.1 hasta 8.4 inclusive también se usaron para calcular las respuestas de T2 típicas de estos fluidos a varios valores delTE , observado en la Fig. 8.14 .

Figura 8.13— En el pozo exploratorio del Ejemplo 4, la amplitud relativa de la polarización se calculó en función del TW para el gas, el petróleo, el agua de formación, y el filtrado del lodo de base aceite. En los cálculos se utilizaron los valores de T1 de la Tabla 8.4.

1 4 4

1 0 0 m o

Capítulo 8


179


Figura 8.14— Estas respuestas del T2 a varios valores deTE fueron calculados para el agua de formación, el petróleo, el gas, y el filtrado del lodo de base aceite del pozo exploratorio del Ejemplo 4.

2 4 4 1 0 0 m o

3er. Paso: Determinar los parámetros de activación ( i, N E i) apropiados. TW i, TE Una observación de la tabla y de las figuras calculadas para los fluidos en este pozo exploratorio muestran que el componente más lento se relaja a T2 = un índice de aproximadamente 500 ms (lodo base aceite a TE = 1.2 ms). El número apropiado de ecos por despejar, aún para estos componentes lentos, es

NE = 500 / (3 × 1.2) ≈ 133 El gran contraste de T1 entre el gas y todos los demás fluidos exige un espectro diferencial o un análisis de ecos diferencial (análisis en el dominio del tiempo). Los valores adecuados para TW son 16 y 5 s. Las propiedades RMN del petróleo nativo y del filtrado del lodo de base aceite son muy similares. Cualquier par de datos dobleTW reducirá ambos la mismade eliminar TE = 6 ms TW = 5 s y TWen=aproximadamente proporción. Adquiriendo los datos a un componentes 1.5 s ofrece la posibilidad la señal del agua de estos datos de difusión, lo cual puede simplificar la interpretación.

180


Capítulo8


Los conjuntos de activaciones sugeridos para este pozo exploratorio son entonces Activación 1:

TE = 1.2 ms

NE = 300

TW = 16 s

Activación 2:

TE = 1.2 ms

NE = 300

TW = 5 s

Activación 3:

TE = 6 ms

NE = 60

TW = 5 s

Activación 4:

TE = 6 ms

NE = 60

TW = 1.5 s

Otras consideraciones para la planificación de un trabajo MRIL Las condiciones in situ deben ser consideradas al planear las activaciones finales porque estas condiciones impondrán los tiempos de polarización verdaderos TW, el espaciamiento entre ecos TE , el número de ecos NE , la velocidad de perfilaje, y el número del promedio acumulativo RA . Los factores más críticos son los siguientes:

Tipo de formación (arenisca, carbonato, marga, diatomita) En la mayoría de los casos, el tipo de formación ha tenido sólo una influencia menor en la verdadera adquisición de datos, pero juega un papel importante en el análisis e interpretación de los datos. En general, la relaxividad por superficieρ2 en los carbonatos es más débil que en las areniscas, causando más lentos índices de relajamiento. En consecuencia, se deben utilizar valores de umbral de T2 diferentes para discriminar entre los fluidos asociados y los fluidos movibles (Típicamente, 33 ms en areniscas y 90 ms para carbonatos. Notar que estos valores se determinan empíricamente y pueden resultar inaplicables en algunas áreas). Las formaciones ricas en hierro o, más generalmente, cualquier formación que tenga impurezas paramagnéticas, puede realzar considerablemente el relajamiento por superficie, desplazando el espectro de T2 a tiempos de relajamiento muy cortos de modo que los valores de umbral normales no sean aplicables. Según la cantidad de material paramagnético, el relajamiento puede volverse demasiado rápido como para ser detectado, y la medición RMN subestimará la porosidad. En las formaciones de carbonatos aparecen frecuentemente poros relativamente grandes y aislados (es decir, poros que no están conectados entre sí y que por lo tanto restringen el libre flujo de los fluidos). En los perfiles RMN se leerán los valores correctos de la porosidad, pero las habituales ecuaciones para la permeabilidad no son apropiadas (los valores computados serán más altos que los valores reales). Los modelos normales de permeabilidad usualmente subestimarán la permeabilidad mejorada con fracturamiento. La existencia potencial de poros grandes y un ρ1 más pequeño significa que el máximo T1w puede ser algo más largo en los carbonatos que en las areniscas.

Humectabilidad En la mayoría de los análisis en este libro, se ha supuesto que la roca estaba humectada con agua. Para el caso de gas y agua, ésta es una suposición segura, pero para petróleo y agua, éste podría no ser el caso. En una humectabilidad mixta, tanto el petróleo como el agua se relajan tanto por relajamiento en bruto como por interacción superficial. Por lo tanto, ambos espectros serán complejos y ocurrirán a tiempos anteriores a los tiempos de relajamiento en bruto. Los espectros dependen de la relación entre el área de la superficie humectada con agua y el volumen de agua, y entre el área de la superficie humectada con petróleo y el volumen de petróleo. En este caso, la interpretación de los espectros de RMN es difícil y no tan bien comprendida como la del caso de la humectada con agua. Es casi seguro que una interpretación exhaustiva requiere activaciones de múltiple TE . No es probable que las activaciones de múltiple TW resulten útiles en un caso así.

Capítulo 8


181


Tipo de lodo de perforación (base aceite, base agua) La calidad de los datos RMN adquiridos en pozos con lodos de base aceite es generalmente superior a los datos obtenidos con lodos de base agua. La conductividad del lodo de base aceite es menor, lo cual reduce los efectos de carga eléctrica sobre el sistema transmisor-receptor. Esta reducción en la carga permite que más ecos sean medidos y reduce los niveles de ruido. Cuando el sistema de lodo de base agua es demasiado conductivo (es decir, la resistividad es demasiado baja) los efectos de carga eléctrica son serios e imponen restricciones en los modos de operación del instrumento. Se puede hasta alcanzar un valor tal que el instrumento no se puede utilizar, como se observa en la Fig. 8.15 . Según el diámetro del pozo, puede ser necesario un separador de fluido para operar el instrumento en ambientes más conductivos. El perfilaje RMN en pozos con lodo de base aceite no está restringido por problemas de conductividad, pero el filtrado del lodo de base aceite en el espacio poral produce una señal adicional de hidrocarburos, lo cual complica considerablemente la interpretación de los perfiles. Se aconseja una cuidadosa planificación previa al trabajo para reducir la interferencia de la señal del filtrado del lodo de base aceite con la respuesta proveniente de los fluidos nativos. La mayoría de los lodos de base aceite tienen tiempos de relajamiento T1 relativamente largos y su difusividad es comparable a la del agua, lo que hace difícil separarlos ya sea mediante el método del espectro corrido o mediante el método del espectro diferencial.

Figura 8.15—El área verde indica la resistividad del lodo mínima tolerable en un pozo dado en el cual operará una sonda MRIL-Prime de acuerdo a las especificaciones. Los datos adquiridos en la “Zona de operaciones limitadas” (en amarillo) pueden no estar dentro del rango de calibración del instrumento; también puede resultar problemático suministrar potencia adecuada a la herramienta. Instalando un separador de fluido en la herramienta de 6 pulg. expande considerablemente la “Zona de operaciones seguras” (parte superior a la derecha).

182


3 4 4 1 0 0 m o

Capítulo8


Compromiso entre velocidad de perfilaje ⇔ precisión (relaciónS/ N , densidad de muestreo) ⇔ tipo y minuciosidad de la información Cuando se planifica la perforación de cualquier pozo, se debe prestar atención al programa de perfilajes. La relación S/N está básicamente controlada por el tamaño del pozo y la resistividad del lodo. A medida que S/N disminuye, el promedio acumulativo (RA ) necesario para mantener un error especificado en la porosidad aumenta. Las prácticas generales requieren que la porosidad no tenga una desviación normal de más de una unidad de porosidad. El valor de RA combinado con la velocidad del perfilaje determina la resolución vertical. Estas relaciones están resumidas para la activación MAX4 de MRIL-Prime en la Fig. 8.16. La figura indica claramente que la resistividad del lodo tiene una gran influencia sobre la máxima velocidad de perfilaje. El valor RA aumenta exponencialmente cuando Rm queda por debajo de 0.1 ohm-m; la drástica reducción de la velocidad de perfilaje asociada con esto es evidente. Sacrificando resolución vertical en zonas menos interesantes o en intervalos muy homogéneos ayuda a acelerar el perfilaje. Lo mismo es válido para los requerimientos específicos de RMN: alta precisión y exactitud exigen operaciones de perfilajes lentos. Para las activaciones más comunes, se han desarrollado métodos que permiten velocidades de perfilajes más altas y comprometen sólo marginalmente la calidad del resultado.

Figura 8.16— Este gráfico de velocidades es aplicable a la activación MAX4 MRIL-Prime. Entrando al gráfico de la izquierda por Rm da el número de promedios acumulativos por utilizar. La intersección de la línea de tendencia en el gráfico inferior con la resolución vertical deseada señala la velocidad de perfilaje.

4 4 4 1 0

0 m o

Capítulo 8


183


Referencias 1. Akkurt, R., et al., 1995, NMR logging of natural gas reservoirs, paper N, 36 th Annual SPWLA Logging Symposium Transactions, 12 p. 2. Prammer, M.G., et al., 1995, Litho logy-independent gas detection by gradient-NMR logging, SPE 30562, presented at the 1995 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 12 p. 3. Akkurt, R., et al., 1998 , Enhanced Diffusion: Expanding the range of NMR direct hydrocarbontyping Applications, paper GG, presented at the 39 th Annual SPWLA Logging Symposium , 14 p. 4. Vinegar, H.J., 1995, Short course notes, SPWLA short course on NMR, Houston, Texas. 5. Log Interpretation Principles/Applications, 1987, Schlumberger Educational Services, Houston, Texas, p. 45. 6. Gerritsma, C.J., Oosting, P.H., and Trappeniers, N.J., 1971, Proton spin-lattice relaxation and selfdiffusion in methanes: II. Experimental results for proton spin-lattice relaxation times, Physica, v. 51, p. 381–394. 7. Oosting, P.H., and Trappeniers, N.J., 1971, Proton spin-lattice relaxation and self-diffusion in methanes: IV. Self-diffusion in methanes, Physica, v. 51, p. 418–431. 8. Dawson, R., Khory, F., and Kobayashi, R., 1970, Self-diffusion measurements in methane by pulsed nuclear magnetic resonance: AlChE Journal, v. 16, no. 5, p. 725–729. 9. Zhan, Q., et al., 1998 , Some exceptions to default NMR rock and fluid prop erties, paper FF, 39 th Annual SPWLA Logging Symposium Transactions, 14 p. 10. Yarborough, L., and Hall, K.R., Oil & Gas Journal , Feb. 1974, p. 86. 11. Craig, F.F., The Reservoir Engineering Aspects of Water Flooding, SPE Monograph Volume 3 of the Henry L. Doherty series, Dallas, 1993, p. 12. 12. Kleinberg, R.L., et al., 1993, Nuclear Mag netic Resonance of Rocks: T1 vs. T2, SPE 26470, presented at the 1993 SPE Annual Technical Conference and Exhibition , 11 p. 13. Prammer, M.G., et al., 1999, Theory and operation of a new, multivolume NMR logging system, paper DD, presented at the 40 th Annual SPWLA Logging Symposium , 12 p. 14. McCain Jr., W. D., 1990, Petroleum Fluids, Pennwell Books, Tulsa, Oklahoma, p. 330–331.

184


Capítulo8


Capítulo 9

El control calidad es esencial para obtener con el perfil MRIL. Se de utiliza un sistema de indicadores deinformación la integridadprecisa del instrumento y de la calidad del perfil para asegurar el más alto nivel de calidad de los datos. El procedimiento de control de calidad de MRIL consiste en calibración, verificación (antes y después del registro), montaje operativo, grabación de perfiles, presentación de los indicadores de calidad, y una inspección final de calidad. Este capítulo se divide en cinco secciones: conceptos y definiciones necesarias para comprender el sistema de garantía de la calidad de los perfiles, calibración y verificación, control de calidad durante el perfilaje, presentación de la calidad del perfilaje, y verificación de la calidad después del perfilaje.

Control d e calidad delos perfiles MRIL

Conceptos y defini ciones Ganancia y niv elQ La ganancia refleja la reacción del sistema al nivel de carga eléctrica aplicada al circuito del transmisor del instrumento MRIL por el fluido del pozo y por la formación. La ganancia se mide en tiempo real utilizando una bobina de prueba (bobina B1) incorporada al instrumento. La bobina de prueba transmite una señal deamplitud RF, la cual recibida por la en antena de RF. es la de relación entre la de es la señal inducida la antena de La RFganancia y la amplitud la señal en la bobina de prueba. Se efectúa una medición de la ganancia como parte de cada secuencia de pulsación. La ganancia es dependiente de la frecuencia. La frecuencia operativa de una herramienta debe ser dispuesta como para lograr una máxima ganancia. La ganancia medida cuando la herramienta está en el pozo incluye efectos provocados por las condiciones externas y también por el mismo circuito del transmisor. Los factores externos que afectan la ganancia son principalmente la resistividad del fluido que hay en el pozo y, hasta cierto punto, la resistividad de la formación. Los lodos o las formaciones con baja resistividad producen una mayor atenuación de la señal que los lodos o las formaciones con alta resistividad, y entonces producen una ganancia más baja. Como la resistividad del fluido que hay en el pozo no cambia drásticamente durante el transcurso de un perfilaje típico, toda vez que se utiliza un lodo conductivo los cambios en la ganancia son usualmente el resultado de cambios en la resistividad de la formación o en el diámetro del pozo. La ganancia nunca debe ser cero. Por lo general, cambios súbitos o picos en la ganancia indican problemas con el instrumento. Las activaciones MRIL están diseñadas para funcionar a un cierto nivel de Q: Q alto, Q mediano, ó Q bajo. El valor de la ganancia determina cuál nivel Q hay que usar, como se indica en la Tabla 9.1.

Capítulo 9

Control de calidadde perfilesMRIL

185


Tabla 9.1—Determin ación

del nivelQ

1 B 1mod B B1 esyla intensidad de la pulsación CPMG que produce la inclinación y el refasaje de los protones.

Como parte de cada secuencia de pulsación, B 1 se mide utilizando la bobina de pruebas. La curva de B1 debe ser relativamente constante pero debe mostrar alguna variación con los cambios en la conductividad del fluido que hay en el pozo y de la formación. B1 disminuirá a través de sectores invadidos conductivos y de formaciones conductivas. Los cambios en los valores de B 1 deben variar conjuntamente con la ganancia en la misma dirección, y siguiendo los cambios en la conductividad total. El valor de B1 corregido por temperatura del pozo se denomina B1mod. La relación entre B1mod y B1 está dada por:

B1 mod = B1[1 + 0.0033(Tmagnet − Tcalibration )]

(9.1)

siendo Tmagnet la temperatura del imán en las condiciones del pozo, y Tcalibration la temperatura del imán en el tanque de calibración durante la calibración. Ambas temperaturas se expresan en grados centígrados. Para obtener el máximo valor de la señal durante un perfilaje, se debe controlar a B1 de modo que B1mod permanezca dentro de un 5% del valor pico determinado durante la calibración de taller. Si B1mod n o permanece en este rango, se producirán los siguientes efectos: • •

Los protones quedarán sub o sobreinclinados. La relación señal a ruido del ins trumento y la precisión de la medición de porosidad disminuirán.

Cualquier cambio repentino o picos en la curva de B1mod indica usualmente problemas con el instrumento y debe ser investigado.

Chi Chi es una medida de la calidad de la regresión entre la curva de decaimiento calculado y las amplitudes de eco registradas. Chi es uno de los indicadores primarios de calidad vigilados durante los perfilajes. En general, el valor de Chi debe ser de menos de 2, pero en ciertas situaciones de Q bajo, podría promediar ligeramente por encima de 2. Los cambios repentinos o los picos en Chi usualmente indican problemas con el instrumento y deben ser investigados, aún si Chi permanece por debajo de 2.

Indicadores de rui do: UMBRAL DC, RUIDO, MAGNETOVIBRACIÓN, e IERuido El ruido para cada experimento CPMG se describe mediante cuatro medidas: umbral DC (UMBRAL DC), ruido (RUIDO ), magnetovibración (MAGNET OVIBRACIÓN), y ruido entre ecos (IERuido), como se observa en la Fig. 9.1 . Antes del comienzo de cada experimento CPMG, se determinan UMBRAL DC y RUIDO con un análisis de la señal ambiente. UMBRAL DC es la media de esta señal, y RUIDO es su desviación normal. La técnica de los pares alternantes en fase (PAP) analizada en los Capítulos 2

186

Control de calidad de perfiles MRIL

Capítulo9


y 5 se utiliza para determinar MAGNETOVIBRACIÓN e IERuido. La sumatoria de los ecos de PAP hasta la primera aproximación no contiene ninguna señal. La media de esta suma es la MAGNETOVIBRACIÓN y la desviación normal de esta suma es el IERuido. El IERuido debe ser aproximadamente igual al RUIDO , y cualquier diferencia significativa entre ellos es una indicación de ruido generado internamente durante las pulsaciones del transmisor. Las cuatro medidas del ruido sirven como indicadores de calidad. Ellas se calibran y corrigen según las condiciones externas de la misma manera que los ecos, y por lo tanto, se las mide con unidades de porosidad. RUIDO e IERuido son inversamente proporcionales a la ganancia. MAGNETOVIBRACIÓN está influida por el espaciamiento entre ecos (TE ): MAGNETOVIBRACIÓN es mucho más intensa para TE cortos que para TE largos. Por ejemplo, la máxima MAGNETOVIBRACIÓN para un TE = 1.2 ms es de aproximadamente unidades,Semientras que para un = 0.6 ms, la máxima CIÓN puede ser de 6040unidades. debe seleccionar la TE frecuencia operativa del MAGNETOVIBRAinstrumento para mantener MAGNETOVIBRACIÓN en el valor mínimo. Los valores de estos indicadores deben quedar consistentemente dentro de sus rangos admisibles como se observa en la Tabla 9.2. RUIDO e IERuido no deben presentar picos abruptos. Cuando se utiliza el modo de multi-frecuencia, se proveen características de ruido para cada frecuencia.

Sensoresde bajo voltaje El procedimiento de control de calidad de MRIL provee un conjunto de datos de sensor de bajo voltaje para asegurar que la sección electrónica funciona bien. Cada sensor de bajo voltaje debe tener valores dentro de los rangos presentados en la Tabla 9.3.

Figura 9.1—Aquí se observan las características del ruido para un solo experimento CPMG.

UMBRAL DC, RUIDO, MAGNETOVIBRACIÓN IERuido

5 ,e son 4 4 1 utilizados como indicadores 0 0 m calidad (Las amplitudes de o

de

pulsaciones y ecos CPMG no están en escala).

Tabla 9.2—Rangos

Capítulo 9

admisibles para los indica dores de calida d de ruidos


187


Tabla 9.3—Mnemot écnica

y rango de datos para los sensores de bajo voltaj e

Sensores de alto voltaje El sistema de superficie MRIL intenta mantener 600 voltios de corriente continua sobre el banco de capacitores que provee la alta corriente necesaria para producir pulsaciones CPMG. Normalmente, la corriente transmitida desde la superficie es insuficiente para mantener los capacitores totalmente cargados durante un tren de ecos, y como consecuencia, el voltaje de salida de los capacitores disminuye durante un tren de ecos de CPMG. El instrumento de MRIL puede compensar por cambios en el voltaje. El voltaje del capacitor se mide al principio y al final del tren de pulsaciones (ecos), y ambos valores se reportan en tiempo real. El voltaje al comienzo del ciclo se define como HVmax , y el voltaje al final del ciclo se define comoHVmin . En un ambiente de Q alto con 50 ecos y un TW ≥ 1500 ms, el HVmax debe ser aproximadamente igual al voltaje indicado en el medidor de voltaje en el panel de la fuente de energía. Para las activaciones básica T2, doble-TW, y doble-TE , el HVmin debe permanecer por encima de los 400 voltios de corriente continua. Si esto no sucede, el instrumento será incapaz de compensar por este reducido voltaje y B1 quedará reducido. La reducción en B1 generalmente hace que la porosidad sea subestimada, especialmente para las componentes más largas de T2. Cuando se utiliza la activación de porosidad total, se ejecutan dos conjuntos de activación en tándem: una activación básica T2 para medir la porosidad efectiva y una activación de polarización parcial para medir el agua asociada con la arcilla. En este caso, como la activación de polarización parcial sigue inmediatamente a la activación básica T2, el HVmin reportado no es sólo el voltaje al final del CPMG para una activación de porosidad efectiva, sino también el voltaje al comienzo del CPMG para una activación de polarización parcial. Por lo tanto, cuando se perfila con una activación de porosidad total, no se puede dejar caer el HVmin por debajo de los 450 voltios de corriente continua.

Información de correcc ión de fase:PHER , PHNO , y PHCO La señal de RMN proveniente de la antena se alimenta a un detector sensible a la fase que genera dos canales de datos (Canal 1 y Canal 2) 90° aparte. Los datos de ambos canales se pueden graficar en función del tiempo de ecos, como se observa en la Fig. 9.2a para un solo experimento y en la Fig. 9.2b para ocho experimentos acumulados. Los datos de ambos canales se pueden también representar ortogonalmente, como se observa en la Fig. 9.3a para un solo experimento y en la Fig. 9.3.b para ocho experimentos acumulados.

188


Capítulo9


La magnitud del tren de ecos se puede calcular como

E amp (i ) = E x 2 (i ) + E y 2 (i )

(9.2)

siendo Eamp(i) la amplitud calculada para el i eco, y Ex(i) y Ey(i) las amplitudes del i eco para los Canales 1 y 2, respectivamente. Sin embargo, este cálculo está influido por la rectificación, y todos los ruidos contribuyen como señales positivas. Por lo tanto, la curva de decaimiento nunca llega a cero pero permanece en algún valor pequeño, que el ajuste de ecos convertirá en una componente larga de T2. mo

mo

La magnitud del ruido. tren deEste ecosmétodo se puede calcular conpara un método para de eliminar de la rectificación está diseñado producirdiferente dos canales datos:elunproblema canal consiste principalmente en una señal RMN, la que será utilizada para un procesamiento más detallado, y el otro canal consiste principalmente en ruido con una media de cero. En este método, cierto ángulo ϕ se calcula a partir de k

ϕ

= tan −1

∑ E (i ) ∑ E (i ) y

i =2 k

(9.3)

x

i=2

siendo i el imo eco en el tren de ecos, y k el número de ecos a utilizar para el cálculo del ángulo de fase. Típicamente, 2 ≤ k ≤ 9. Este cálculo se efectúa después de haber aplicado un promedio acumulativo. Este ángulo se aplica entonces a los datos de ambos canales como un ángulo de corrección de fase. Esta corrección de fase es equivalente a rotar los datos del Canal 1 y del Canal 2 a través de un ángulo ϕ. Después de la rotación, un canal tendrá principalmente la señal de RMN (cuya amplitud es la parte real del tren de ecos), y el otro canal tendrá principalmente ruido (cuya amplitud es la parte imaginaria del tren de ecos), como se observa en la Fig. 9.4 . La parte real del tren de ecos se convierte en una distribución T . 2

PHER es la media de la parte imaginaria del tren de ecos y es, idealmente, cero. En la práctica, PHER debe ser de menos de uno para obtener buenos datos. PHNO es la desviación estándar de la parte imaginaria del tren de ecos y debe tener un tamaño comparable al de los otros indicadores de ruido. Además, el ángulo calculado para la corrección de fase, denominado PHCO, se puede exhibir también como un indicador de calidad. Si la señal medida es demasiado pequeña, entonces PHCO presentará cambios aleatorios con la profundidad. Si la señal medida tiene una amplitud suficiente, entonces PHCO debe permanecer estable a medida que aumenta la profundidad. Para perfilajes con doble-TW o doble-TE , PHCOA , que es el PHCO para un TW largo o un TE corto, debe ser aproximadamente igual al PHCOB , que es el PHCO para un TW corto o un TE largo.

Temperatura Durante un perfilaje se reportan tres indicadores de temperatura: Temp1, Temp2, y Temp3. Temp1 es la temperatura del matraz de la sección con componentes electrónicos, Temp2 es la temperatura del módulo del transmisor, y Temp3 es la temperatura del imán.

Capítulo 9


189


Figura 9.2—Después que un detector con sensibilidad de fase ha separado los datos de antena en dos canales 90º aparte, los datos (puestos aquí en escala de unidades de porosidad) se pueden graficar en función del tiempo de ecos (puesto aquí en milisegundos). En el panel(a), los datos en cada canal no están acumulados y parecen ser ruidosos. En el panel(b), los datos de ocho experimentos están apilados en cada canal, lo cual tiene como resultado una mejora considerable de la relación señal a ruido.

6 4 4 1 0 0 m o

7 4 4 1 0 0 m o

190


Capítulo9


Figura 9.3—Los dos canales de datos de antena que difieren en 90º se pueden graficar ortogonalmente como se muestra aquí para los datos de la Fig. 9.2. En el panel (a), los datos no fueron acumulados antes de graficar. En el panel (b), cada punto representa datos de ocho experimentos que fueron acumulados antes de graficar ortogonalmente.

8 4 4 1 0 0 m o

9 4 4 1 0 0 m o

Capítulo 9


191


Figura 9.4— Los datos del Canal 1 y del Canal 2 provenientes de la antena se pueden rotar para reducir el problema de la rectificación del ruido. Los datos básicos utilizados aquí son los mismos que se usaron para las Figs. 9.2 y 9.3. Después de la rotación, los datos graficados(a) a partir de los dos canales se aglomerarán alrededor de una línea horizontal quecorresponde a una amplitud de cero el Canal 2. Después de lapara rotación, la amplitud de los datos del Canal 1 (b) es la parte real del tren de ecos y se usa para adaptar los ecos. Después de la rotación, la amplitud de los datos del Canal 2 es la parte imaginaria del tren de ecos.

0 5 4 1 0 0 m o

1 5 4 1 0 0 m o

192


Capítulo9


Calibración y verificación previas al perfilaje El instrumento del MRIL se calibra antes de cada trabajo de perfilaje en un tanque de calibración, como se observa en la Fig. 9.5 . La calibración completa no se efectúa necesariamente antes de cada trabajo de perfilaje, pero sí por lo menos una vez por mes. El procedimiento de calibración se debe efectuar para cada activación. El tanque de calibración está hecho de fibra de vidrio y está revestido con un recubrimiento metálico delgado. El tanque sirve de recipiente para la muestra de agua y de caja de Faraday para no dejar pasar señales de RF de fondo indeseables. En su forma srcinal, el tanque de calibración tenía tres cámaras concéntricas con un eje a lo largo del cual se coloca la antena. Para calibrar la herramienta de 6 pulg., la cámara externa se llena con agua que ha sido tratada con sulfato cúprico. El sulfato cúprico reduce considerablemente el tiempo de relajamiento T1 del agua. Con esta preparación, el volumen sensible contiene un 100% de agua, y como el agua tiene un tiempo de relajamiento relativamente rápido, el tiempo de calibración es corto. Las cámaras intermedia e interior se pueden llenar con agua de diferente salinidad para simular las condiciones del pozo. En la calibración de las herramientas de 4½-(C) y 47/8-(Prime) pulg., la cámara intermedia se llena con agua tratada, y la cámara interior se puede llenar con salmuera para simular la carga de la antena. Las versiones más modernas del tanque de calibración tienen sólo una cámara, y una carga simulada imita artificialmente las condiciones del pozo. Los parámetros determinados durante la calibración de taller son •

La intensidad de la pulsación B1 necesita producir el máximo A0, siendo A0 la amplitud del tren de ecos a un tiempo cero. (Las pulsaciones tanto a 90° como a 180° tienen la misma amplitud pero diferentes longitudes.)

•

La relación entre B1 y A0 que es necesaria para efectuar una “corrección de intensidad.”

•

La corrección para los Ecos 1 y 2, que es consecuencia del así llamado efecto del eco estimulado.

La relación entre A0 y la porosidad. (La A0 máxima está calibrada para un 100% de porosidad en el tanque de calibración.)

Figura 9.5— Las cámaras de este tanque de calibración del MRIL están llenas de agua acondicionada para simular el fluido del pozo y un volumen sensible con 100% de porosidad.

2 5 4 1 0 0 m o

Capítulo 9


193


Procedimiento de calibración El procedimiento de calibración de taller incluye una prueba de barrido de frecuencias, una Calibración Maestra, y una revisión estadística de tanque. Sólo la revisión estadística de tanque se debe efectuar antes de cada trabajo de perfilaje.

Barrido de frecuencias El barrido de frecuencias se realiza para determinar la frecuencia a la cual se da la ganancia más alta. Durante un barrido de frecuencias, se usa un programa para cambiar la frecuencia del transmisor sobre un rango bastante amplio en la bobina de prueba mientras se mide simultáneamente la ganancia en la antena de RF. Como se ilustra en el gráfico de frecuencias de la Fig. 9.6 , se puede hallar una frecuencia a la cual tiene lugar la máxima ganancia. Entonces, el transmisor se ajusta para operar a esa frecuencia. El barrido de frecuencias es esencial para la operación adecuada del instrumento. La frecuencia operativa afecta los circuitos transmisores y receptores del instrumento de dos maneras. Primero, si los circuitos transmisor y receptor no están sintonizados a la misma frecuencia y la potencia de la transmisión no es eficiente, entonces la herramienta puede calentarse excesivamente y volverse inoperable. Segundo, la eficiencia del circuito receptor disminuye marcadamente fuera de una banda de frecuencias muy estrecha centrada en la frecuencia resonante de la antena. En consecuencia, si se selecciona una frecuencia operativa incorrecta, las amplitudes de los ecos se reducen artificialmente y la relación señal a ruido disminuye. Del mismo modo, si la herramienta está calibrada a una frecuencia incorrecta, los perfiles posteriores tendrán datos incorrectos.

Calibración maestra La Calibración Maestra determina la amplitud de las pulsaciones CPMG y también las relaciones para correcciones por intensidad y eco estimulado1. Las amplitudes E1 y E2 del Eco 1 y del Eco 2, respectivamente, son registradas, y se calcula la amplitud A0 del tren de ecos a un tiempo cero utilizando la curva de ajuste de decaimiento exponencial determinada desde el Eco 3 hasta el último eco. Luego se calculan y se presentan los tres multiplicadores A0mul, E1mul, y E2mul con la amplitud B1, como se observa en la Fig. 9.7 . El A0mul es el factor necesario para normalizar la curva de decaimiento de modo que ésta indique un 100% de porosidad en el tanque de agua. El E y el E son los factores de corrección 2mul necesarios para eliminar el efecto de eco estimulado. A0mul1mul y E1mul están en función de B1. Estos multiplicadores están definidos por

A0 100 E E1mul = 1fit E1 E E2 mul = 2 fit E2 A0mul =

(9.4)

siendo E1fit y E2fit los valores para el Eco 1 y el Eco 2 calculados a partir de la curva de ajuste determinada desde el Eco 3 hasta el último eco. La amplitud necesaria para que las pulsaciones CPMG produzcan una inclinación a 90° y un refasaje a 180° se determina a la A0 máxima. La relación de corrección de intensidad se encuentra con la regresión de B1 y de A0mul (curva roja). La relación para la corrección de eco estimulado para el Eco 1 se encuentra con la regresión de B1(asteriscos y de E1mul (curva mente una constante negros).verde). La corrección de eco estimulado para el Eco 2 es normal-

194


Capítulo9


Figura 9.6—Este barrido de frecuencias revela la frecuencia operativa a la cual se logra la máxima ganancia.

7 2 6 1 0 0 m o

Figura 9.7— Presentación de una Calibración Maestra: la amplitud para que las pulsaciones CPMG produzcan una inclinación a 90° y un refasaje a 180° se determina a la A0máxima. La relación de la corrección de intensidad se encuentra con la regresión de B y 1 de A0mul (curva roja). La relación de corrección por eco estimulado para el Eco 1 se encuentra con la regresión de B1 y de E1mul (curva verde). La corrección por eco estimulado para el Eco 2 es una constante (asteriscos negros). 3 5 4 1 0 0 m o

Las correcciones de B1 para A0 y E1 se amoldan, por regresión, a un polinomio de segundo grado de la siguiente forma

A0 mul = A0− A B12 + A0− B B1 + A0−C 2

(9.5)

E1mul = E1− A B1 + E1− B B1 + E1−C

para determinar A0-A, A0-B, A0-C, B1-A, B1-B, y B1-C. De ahí se pueden calcular las correcciones para un rango de valores de B1.

Capítulo 9


195


La porosidad MRIL calibrada está dada por

φ MRIL

=

A0 A0 mul

(9.6)

Todos los factores y las relaciones multiplicadoras son también reportados con el informe de Calibración Maestra (Tabla 9.4). El T2R en la tabla se calcula con un decaimiento uniexponencial ajustado al tren de ecos medido porque el tanque de calibración está lleno de agua. Se ajusta el valor de B 1 mediante cambios a un parámetro del programa llamado amplitud global, como se observa en la columna izquierda de la Tabla 9.4. Para la herramienta tipo C, la amplitud global para una sonda de 6 pulg. tiene un rango de valores entre 70 y 135, y la amplitud global para una sonda de 4 1/2 pulg. puede estar entre 40 y 80. Tabla 9.4—Informe

de Calibración Principal

Revisión est adística de anq t ue La revisión estadística de tanque verifica la respuesta del instrumento en un tanque de agua con 100% de porosidad. Se efectúa antes de cada carrera de perfilaje para cada combinación de TE , frecuencia, y nivel de Q esperado. Diferentes TW y número de ecos no requieren calibraciones adicionales. La revisión se hace con el instrumento dentro del tanque de calibración y con los valores determinados durante el barrido de frecuencias y la Calibración Maestra. La Fig. 9.8 es un ejemplo de un informe para una revisión estadística de tanque. La media de la porosidad medida en el tanque debe quedar dentro de un 2% de las 100 p.u. (unidades de porosidad, por su abreviatura en inglés). Después del trabajo de perfilaje, se obtiene una validación final de la respuesta del instrumento revisándolo en el tanque después de haber sido devuelto al taller. Para verificar la consistencia a largo plazo de la respuesta del instrumento, siempre se recomienda una comparación de los datos de calibración actuales con los del pasado.

196


Capítulo9


Figura 9.8—En el informe de una revisión estadística de tanque, la porosidad medida MPHI debe quedar dentro de un 2% de las 100 p.u. Todos los indicadores de calidad, tales como las características del ruido y datos del sensor de voltaje, deben quedar dentro de sus rangos admisibles.

8 2 6 1 0 0 m o

Los resultados de la calibración y de la revisión estadística de tanque están incluidos en los perfiles y deben ser cotejados con sus valores de referencia. Para preparar un trabajo MRIL, el instrumento de perfilaje se calibra para cada una de las activaciones básicas y para las condiciones externas esperadas pozo abajo.

Verificación de as l funciones elect rónicas Después de la calibración en el taller, se efectúa una verificación básica de que los componentes electrónicos del instrumento están funcionando adecuadamente. En esta verificación, se conecta un verificador de campo al circuito electrónico para observar las respuestas de varios parámetros internos del instrumento. La Tabla 9.5 presenta los parámetros de verificación y sus rangos admisibles. Las desviaciones estándar admisibles para todas las características del ruido se deben cotejar con la Tabla 9.5 y se utilizan como un patrón de admisión o rechazo. Como la verificación es sólo una revisión de las

Capítulo 9


197


Tabla 9.5—Ran gos

y Tolerancia s d e verific ación de campo para el MRIL

funciones electrónicas del instrumento, la verificación exitosa por sí misma no asegura necesariamente respuestas correctas de perfilaje. Sin embargo, si la revisión falla, el instrumento no se debe utilizar en el pozo. Las mediciones de verificación se repiten en el pozo antes y después del perfilaje para obtener valores de verificación previos y posteriores al sondeo. Estos dos conjuntos de valores se deben comparar entre sí, y los valores anteriores al sondeo se deben comparar también con los valores de la verificación primaria. En una sola verificación, A1MAGNETOVIBRACIÓN y A1UMBRAL DC, que son MAGNET OVIBRACIÓN y UMBRAL DC para los modos Frecuencia 1 y multifrecuencia respectivamente, deben ser aproximadamente iguales. Una diferencia de más de 5 unidades indica un problema en el verificador o en los componentes electrónicos del instrumento. A1RUIDO y A1IERuido, que son el RUIDO y el IERuido para los modos Frecuencia 1 y multifrecuencia respectivamente, son dependientes de GANANCIA y variarán entre uno y otro sistema. Sus valores deben ser consistentes dentro de cada sistema, y cada cambio mayor de 2 entre el valor de verificación primario y el valor previo al sondeo, o entre el valor previo al sondeo y el valor posterior al sondeo, puede indicar un problema con el instrumento. La Tabla 9.6 es un ejemplo de un informe de verificación de taller, que muestra los valores medidos de B 1, GANANCIA , RUIDO , IERuido, MAGNET OVIBRACIÓN , UMBRAL DC , HVmin , HVmax, y temperatura del transmisor y sección, sus rangos esperados, desviaciones estándar, y desviaciones admisibles.

198


Capítulo9


Tabla 9.6—Ejemplo

de un informe de verificac ión de taller con rangos admisible s

Control decalidad duranteperfilajes Frecuenc ia operativa La frecuencia operativa del MRIL es la frecuencia central del campo B 1. Antes de perfilar, al igual que antes de calibrar, se efectúa un barrido de frecuencias en el pozo. El transmisor se ajusta entonces para funcionar a la frecuencia a la que se consiguió la máxima ganancia durante el barrido de frecuencias. Los instrumentos MRIL-C se pueden disponer como para operar a dos frecuencias en modo de frecuencia doble, y ambas se deben seleccionar de entre uno de dos rangos de frecuencias: frecuencia estándar (700 a 750 kHz) y baja frecuencia (600 a 650 kHz). El instrumento MRIL-Prime se prepara para funcionar en nueve frecuencias: por ejemplo, en 760, 686, 674, 656, 644, 626, 614, 596, y 584 kHz. Para cambiar el rango de frecuencias operativas de un instrumento se requiere modificaciones considerables de algunos componentes, y el cambio se debe realizar en el taller.

Velocidad de per filajes y promedio acumulativo La velocidad del perfilaje MRIL está influida por muchos factores. Las gráficas de velocidad, que determinan la velocidad de perfilaje, se basan en •

ganancia

•r esoluciónverticaldeseada

•

activación

• frecuenciaoperativa

•

tiempo de polarización

•

tipo de instrumento (C ó Prime)

•

tamaño del instrumento

Capítulo 9


199


La información de la gráfica de velocidad es esencial para seleccionar el promedio acumulativo (mínimo) correcto en base a la ganancia del instrumento. La Fig. 9.9 presenta ejemplos de gráficas de velocidad para el instrumento MRIL-C. Se diseña un gráfico de velocidades diferente para cada resolución vertical deseada, y se observan gráficos de alta resolución y de baja resolución en la Fig. 9.9. La Fig. 9.10 muestra cómo usar el gráfico de velocidad de la Fig. 9.9. En este ejemplo, se supone que la ganancia del instrumento es de 470, se desea efectuar una carrera con alta resolución, y el TW es de 3000 ms. Comenzando a 470 en el eje horizontal (Ganancia de Doble Frecuencia), se proyecta verticalmente una línea hasta alcanzar la curva roja de Promedio Acumulativo. En este punto, se lee un valor de 8 sobre la escala de Promedio Acumulativo de la derecha. Cuando la línea de proyección vertical se continúa hacia arriba, se alcanza la curva de Resolución Vertical con puntos verdes . En este punto

Figura 9.9—Esta carta de velocidad está diseñada para ser usada con un instrumento MRILC de 6 pulg. operando en el modo de doble frecuencia a alta frecuencia, a saber, 700 a 750 kHz. La sección superior del gráfico se utiliza cuando se adquiere un perfil de alta resolución. (Un perfil de alta resolución es aquel que tiene una resolución vertical de aproximadamente 4 pies para cualquier ganancia.) La sección inferior se utiliza para perfiles de resolución normal. (Un perfil de resolución normal es aquel que tiene una resolución de aproximadamente 6 pies para cualquier ganancia.) Los gráficos de velocidad, tales como el observado, están disponibles para instrumentos de 6 pulg. y de 4 1/2 pulg.; para modos de mono, doble, y triple frecuencias; y para las activaciones básica T2, doble-TW, doble-TE, y de porosidad total.

4 5 4 1 0 0 m o

200


Capítulo9


Figura 9.10— Esta carta de velocidades muestra que si la ganancia del instrumento es de 470, TW es de 3000 ms, y se desea una carrera de alta resolución, entonces se debe utilizar una velocidad de perfilaje de 17 pies/min. y un promedio acumulativo de 8. Como indica el gráfico, en este caso se logra una resolución vertical de 4 pies.

5 5 4 1 0 0 m o

se lee un valor de 4 sobre la escala de Resolución Vertical de la izquierda. Cuando se continúa de nuevo hacia arriba la línea de proyección vertical, se alcanza la curva azul de Velocidad de Perfilaje correspondiente a TW=3000. En este punto, se alcanza un valor de 17 sobre la escala de Velocidad de Perfilaje del lado izquierdo. Una nota al fondo del gráfico explica cómo ajustar los valores de velocidad de perfilaje y promedio acumulativo obtenidos a partir del gráfico cuando se utiliza el modo de baja frecuencia.

Ajuste de 1Bpara las condiciones pozo abajo Un ajuste muy importante que se requiere durante la preparación del perfilaje es el de B1. B1 es la intensidad de las pulsaciones CPMG que producen la inclinación a 90° y el refasaje a 180° de los protones. El valor de B1 se debe corregir por temperatura del pozo. B 1 debe ser ajustado y controlado para que B1mod permanezca dentro de un 5% del valor del pico de B 1 determinado durante la calibración de taller.

Control de la calidad durante la adquisición de datos La ventana principal del MRIL en el monitor del sistema de adquisición de superficie Halliburton Excell-2000 exhibe la mayoría de los indicadores de calidad en tiempo real durante la adquisición CPMG de trenes de ecos (Fig. 9.11) . La ventana tiene tres columnas con valores de parámetros, un gráfico de trenes de ecos sin procesar, y gráficos de distribuciones y celdas de T2. La sección superior de la primera columna da los parámetros que describen la adquisición datos, tales número de serie del instrumento, nombre básicos de la activación, frecuencia operativa,deintensidad decomo las pulsaciones CPMG (en amplitud global), TW, número de ecos, y promedio acumulativo. La sección inferior de la primera columna tiene factores de corrección básicos, tales como corrección de la intensidad, corrección de la temperatura, y correcciones del Eco 1 y del Eco 2.

Capítulo 9


201


Figura 9.11— La ventana principal del MRIL muestra la mayoría de los indicadores de calidad de manera que se pueda controlar la calidad del perfil durante la adquisición de un tren de ecos de CPMG. Los valores observados en esta figura son de una adquisición de trenes de ecos en un tanque de agua de calibración con100 p.u.

9 2 6 1 0 0 m o

La sección superior de la segunda columna muestra la porosidad medida (MPHI), la BVI calculada, y el FFI basado en un T2cutoff por defecto (que es de 33 ms para la arenisca y de 92 ms para los carbonatos). La sección inferior de la segunda columna tiene los indicadores primarios de control de calidad, tales como Chi, ganancia, B1, B1mod, y características del ruido (UMBRAL DC , MAGNETOVIBRACIÓN , RUIDO , e IERuido). La tercera columna muestra los sensores auxiliares, tales como temperaturas (Temp1, Temp2, y Temp3) de la sección de componentes electrónicos, del transmisor, y del imán respectivamente; y todos los datos del sensor de voltaje de los componentes electrónicos. Cuando el valor de cualquiera de estos indicadores de calidad queda afuera de su rango admisible, esta ventana comenzará automáticamente a mostrar una luz roja intermitente bajo el rótulo con su nombre para alertar al ingeniero de campo.

Perfil de co ntrol de calidad Todos los indicadores de calidad se registran en el archivo de datos sin procesar y están disponibles para ser revisados o reproducidos cuando resulte necesario. La calidad del perfil de MRIL se puede desplegar de varias maneras y formatos diferentes, uno de los cuales se observa en la Fig. 9.12 . La Pista 1 tiene Rayo Gama (GR ), velocidad del cable (CS ), y tensión (TENS ). La Pista 2 tiene ganancias para dos grupos de trenes de ecos descritos en el siguiente párrafo (GANANCIAA y GANANCIAB ), amplitudes de las pulsaciones CPMG correspondientes (B1A y B1B ), y amplitudes de las pulsaciones CPMG correspondientes corregidos por temperatura ( B1MODA y B1MODB ). La Pista 3 tiene todos los datos del sensor de voltaje. La Pista 4 muestra las temperaturas del transmisor (TXTA), de la sección electrónica (ECTA), y de la antena (ANTA). La Pista 4 muestra también los parámetros de corrección de fase, tales como los ángulos de fase (PHCOA y PHCOB ), las medias de las partes imaginarias de los trenes de ecos ( PHERA y PHERB ), y las desviaciones estándar de las partes imaginarias de los trenes de ecos (PHNOA y PHNOB ). La Pista 5 tiene RUIDO e IERuido para los Grupos A y B y para las Frecuencias 1 y 2 ( N1A , N1B , N2A , N2B , IEN1A , IEN1B , IEN2A , y IEN2B , siendo por ejemplo N1A, el RUIDO para el Grupo A y la Frecuencia 1). La Pista 6 tiene UMBRAL DC y MAGNETOVIBRACIÓN para los Grupos A y B y las Frecuencias 1 y 2. La Pista 7 tiene Chi para los Grupos A y B, MPHI de los Grupos A y B, y el BVI del Grupo A.

202


Capítulo9


Figura 9.12— La demostración de calidad de perfil de MRIL incluye GANANCIA, B1, B1MOD, datos del sensor de voltaje, tipos de fase del tren de ecos, características del ruido, Chi, y MPHI yBVI medidos, para diferente grupo y diferentes frecuencias. Si el valor de cualquier indicador está afuera de su rango admi-sible, el indicador será matizado con un cierto color.

0 3 6 1 0 0 m o

La representación en la Fig. 9.12 se puede utilizar para diversas activaciones tales como C/TP, doble TW y doble TE . Cuando se usa una activación C/TP, el Grupo A representa trenes de ecos adquiridos con un TW completamente polarizado y un TE de 1.2 ms, mientras que el Grupo B representa trenes de ecos adquiridos con un TW parcialmente polarizado y un TE de 0.6 ms. Cuando se usa una activación doble-TW, el grupo A comprende los trenes de ecos con un TW largo, y el Grupo B comprende los trenes de ecos con un TW corto. Cuando se usa la activación doble- TE , el Grupo A contiene los trenes de ecos con un TE corto, y el Grupo B contiene los trenes de ecos con un TE largo. Todos los indicadores de calidad se deben revisar según los principios y criterios analizados en las secciones anteriores. Los indicadores, tales como datos del sensor de voltaje, características del ruido, y Chi, tienen un cierto matiz si sus valores están afuera de sus rangos admisibles. Además, es importante prestar mucha atención a la diferencia en el valor del mismo indicador proveniente de grupos diferentes. Normalmente, sus valores deben ser muy similares.

Capítulo 9


203


La Fig. 9.13 es un ejemplo de una presentación con calidad de grado perfil para un perfilaje doble-TW. Revisando el perfil, no hay ningún matiz anormal para los datos del sensor de voltaje, características del ruido, y Chi. Todos los indicadores para los Grupos A y B a Frecuencias 1 y 2, están dentro de sus rangos admisibles. Los parámetros de corrección de fase—PHCOA , PHCOB , PHERA , PHERB , PHNOA , y PHNOB —son pequeños y estables. B1 y B1mod varían con los cambios de la GANANCIA . B1mod deberá ser cotejado con el informe de calibración del taller y debe quedar dentro de un 5% del valor pico de la pulsación CPMG determinado durante la calibración. La velocidad del cable es de aproximadamente 6 pies/min. Esta velocidad y promedio acumulativo se deben cotejar con la velocidad del gráfico según la ganancia, TW, y la resolución vertical. La Pista 7 indica que existe un contraste en T1 entre los fluidos en la formación perfilada porque el MPHIA es considerablemente mayor que el MPHIB. Los de ecos sinojeada procesar y las distribuciones deT2 se también seen pueden en presentan el sitio deldatos pozodatos para una rápida y revisión de calidad, como observa la Fig.exponer 9.14 . Se agrupados a partir del perfilaje doble-TW para el mismo pozo y para el mismo intervalo que el presentado en la Fig. 9.13. Los datos de la tensión están graficados en la pista de profundidad. Las Pistas 1 y 2 muestran los datos de celdas para los Grupos A y B respectivamente. Las Pistas 3 y 5 tienen trenes de ecos de los Grupos A y B respectivamente. Las Pistas 4 y 6 son distribuciones de T2 para los Grupos A y B respectivamente. Las Pistas 7 y 8 son Chi, ganancia, MPHI, y MBVI para los Grupos A y B respectivamente. Los trenes de ecos pueden clarificar algunos de los problemas de ruido, como el alto Chi. Figura 9.13— Este ejemplo de una demostración de calidad del perfil para un perfilaje de dobleTW no muestra ningún matiz de anormalidad para los datos del sensor de voltaje, características del ruido, y Chi. Todos los indicadores para los Grupos A y B y para las Frecuencias 1 y 2 están dentro de sus rangos admisibles. B1 y B1mod varían con los cambios en la GANANCIA. MPHIA, en la Pista 7, es mayor queMPHIB, lo cual significa que existe un contraste enT1 entre los fluidos en la formación perfilada. La calidad del perfil se puede verificar completamente si el B1mod se coteja con elB1 observado en la calibración y si la velocidad del perfilaje se corrobora con el gráfico de velocidades y con la ganancia medida.

1 3 6 1 0 0 m o

204


Capítulo9


Figura 9.14— Este dato agrupado, que presenta el perfilaje de doble-TW para el mismo pozo y el mismo intervalo que el observado en la Fig. 9.10 está disponible en el sitio del pozo tanto para una rápida mirada como para una revisión de la calidad. Los datos de tensión se grafican en la pista de la profundidad. Las Pistas 1 y 2 muestran los datos de celdas para los Grupos A y3By respectivamente. Las Pistas 5 tienen trenes de ecos de los Grupos A y B respectivamente. Las Pistas 4 y 6 son distribuciones deT2 para los Grupos A y B respectivamente. Las pistas 7 y 8 son para Chi, GANANCIA, MPHI, y MBVI para los Grupos A y B respectivamente. Algunos de los problemas del ruido, tales como Chi alto, se pueden clarificar desplegando los trenes de ecos.

2 3 6 1 0 0 m o

Capítulo 9


205


Verificación de calidad después del perfilaje Las respuestas del MRIL deben ser cotejadas con las de otros perfiles cuando estos están disponibles. Hay dos ecuaciones esenciales para comprender las respuestas del instrumento MRIL y sus relaciones con parámetros petrofísicos:

MPHI = φe HI [1 − e

−( TW T1 )

]

(9.7)

MSIG = MPHI + MCBW siendo MPHI

=

porosidad efectiva medida por el instrumento MRIL

φe

=

porosidad efectiva de la formación

(9.8)

HI

=

índice de hidrógeno del fluido en el sistema de porosidad efectiva

TW

=

tiempo de polarización utilizado durante el perfilaje

T1

=

tiempo de relajamiento longitudinal del fluido en el sistema de porosidad efectiva

MSIG

=

porosidad total medida por el perfilaje MRIL de porosidad total

MCBW

=

agua asociada con la arcilla medida por el instrumento MRIL con un TE = 0.6 ms y una activación de polarización parcial

MPHI puede no ser igual a la porosidad efectiva debido a los efectos tanto del índice de hidrógeno como de las componentes largas del T1. El proceso de medición del MRIL-Prime usualmente elimina la subestimación de la porosidad que proviene de los efectos del T1. Las mediciones están aún influidas por el HI .

Relación entreMPHI y M SI G en los perfiles de porosidad al tot La porosidad efectiva MRIL (MPHI) es siempre menor que la porosidad total MRIL (MSIG), excepto en formaciones muy limpias. En este último caso, la porosidad ocupada por el agua asociada con la arcilla (CBW) es cero; y entonces, MPHI es igual a MSIG. En general, MPHI ≤ MSIG.

Relación entreM PH I TW S y M PH I TW L en perfiles de Doble-TW La porosidad medida con un tiempo de polarización corto(MPHITW S ) está usualmente subestimada y entonces será menor que la porosidad medida con un tiempo de polarización más largo (MPHITW L ). Esto es así aún en el caso en que TWL no es suficientemente largo como para una polarización completa. Esta subestimación prevalece especialmente en las zonas que contienen hidrocarburos. De modo que, en general, MPHI TW S ≤ MPHI TW L .

M PH I TE S y M PH I TE L en perfiles de DobleRelación entre TE Debido a los efectos de la difusión, una distribución de T2 obtenida con un TE largo parecerá estar corrida hacia la izquierda de una distribución obtenida con un TE más corto. Como algunas de las componentes de T2 pueden estar corridas afuera de las mismas celdas tempranas, algo de la porosidad en estas celdas no serán registradas con un TE largo. Por lo tanto, en general, MPHI TEL ≤ MPHI TES.

206


Capítulo9


Concordanciaentre elM PH I y la porosidad por grá fico ortogonal Neutrón-Densidad En formaciones limpias, llenas de agua, el MPHI debe ser aproximadamente igual a XPHI, la porosidad por gráfico ortogonal entre Neutrón y Densidad. En zonas limpias de gas, los valores del MPHI obtenidos a partir de mediciones fijas deben quedar cercanos a los valores de porosidad por Neutrón calculados con la matriz correcta. En arenas lutíticas, el MPHI debe ser aproximadamente igual a la porosidad por densidad calculada con la densidad de granos correcta. El conocimiento del tipo de lodo es esencial para analizar la respuesta de un instrumento MRIL. Debido a lo relativamente somero de la profundidad de investigación del instrumento, éste investiga principalmente la zona invadida.

Influencia del Índice de hidrógeno del y tiempo de polarización sobre elM PH I El MPHI puede no ser igual a la porosidad efectiva debido a los efectos tanto del índice de hidrógeno como de las componentes largas de T1. El proceso de mediciones del MRIL Prime usualmente elimina la subestimación de la porosidad que proviene de los efectos de T1. Las mediciones están aún afectadas por el HI . En zonas limpias con gas, los valores de MPHI obtenidos a partir de mediciones fijas deben quedar muy cerca de los valores de porosidad por Neutrón calculados con la matriz correcta.

Referencia 1. Goelman, G., and Prammer, M.G., 1995, The CMPG pulse sequence in strong magnetic field gradients with applications to oil-well logging:Journal of Magnetic Resonance , Series A, v. 113, p. 11-18.

Capítulo 9


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208


Capítulo9


Glosario A Activación Secuencia de comandos programados que controlan cómo las herramientas de MRIL polarizan las formaciones y miden las propiedades RMN de las mismas. Una activación puede contener secuencias CPMG únicas o múltiples. Activación, Básica T 2 Una activación genérica que permite la adquisición de un tren de ecos CPMG con un TW tal que los fluidos de formación pueden polarizarse totalmente, y con un TE con el cual los efectos de difusión sobre T2 sean eliminados. Los valores típicos para esta activación son TE = 1.2 ms, 3 s ≤ TW ≤ 6 s, y NE = 300. Esta activación se usa principalmente para la determinación de porosidad “efectiva” y permeabilidad. Activación, Doble-TE Una activación que permite la adquisición de dos trenes de ecos de CPMG a diferentes espaciamientos entre ecos ( TE ) pero con idénticos tiempos de repolarización ( TW ). Los datos adquiridos mediante las activaciones con doble-TE se usan para la identificación de hidrocarburos. La técnica de identificación de hidrocarburos aprovecha las diferentes difusividades de los diversos fluidos de yacimiento. Como la herramienta de MRIL produce un campo magnético con gradiente, el T2 de cada fluido tiene una componente que depende de su difusividad y del TE utilizado en las mediciones de RMN. Incrementos en TE harán que el espectro de T2 se desplace hacia valores más pequeños de T2, y ese desplazamiento será distinto para cada tipo de fluido. La separación en el dominio de T2 se deriva del término de relajamiento por difusión: T2diffusion

D (γ G TE ) 2 12 Esta activación se ha usado exitosamente para detectar y cuantificar petróleos de viscosidad mediana.

Activación, Doble- TW Una activación que permite la adquisición de dos trenes de ecos CPMG con diferentes tiempos de espera ( TW) e idénticos espaciamientos entre ecos (TE ). Los datos adquiridos con activaciones doble-TW se usan para mejorar la detección de gas y petróleos livianos. La detección se basa en el hecho de que, en una formación, el T1 de gas y de los petróleos livianos es mucho más grande que el T1 del agua. La polarización p es proporcional a TW, por ejemplo, -TW

p ∝ 1− e Glosario

T1

209

Registros Eléctronicos RMN, Principios y Aplicaciones

El TW más corto se elige de modo que la señal RMN del agua de formación se polariza completamente, pero las señales de aceite y/ó gas sólo parcialmente. El TW más largo se escoge de modo que la mayor parte de las señales de hidrocarburos se polaricen. La señal que queda después de la sustracción de los dos trenes de ecos o de las dos distribuciones resultantes de T2 contiene solamente señal del hidrocarburo. Este método se puede usar para cuantificar volúmenes de petróleo y gas.

Activación, Porosidad Total Una activación que permite la adquisición de dos trenes de ecos CPMG con diferentes espaciamientos entre ecos (TE ) y diferentes tiempos de espera (TW). Un tren de ecos se adquiere con TE = 0.6 ms y TW = 20 ms (sólo se logra una polarización parcial)parcialmente y se usa para la cuantificación poros pequeños, los cuales están por lo menos asociados con agua de asociada con la arcilla. El otro tren de ecos se adquiere con TE = 0.9 o 1.2 ms y con un TW que es suficientemente largo como para lograr polarización completa. Este segundo tren de ecos se usa para determinar la porosidad efectiva, y la suma de las dos porosidades (la ligada a arcilla y la efectiva) provee información de porosidad total. La combinación de TE y TW utilizada para adquirir este último tren de ecos constituye una activación básica T2.

Agua irreductible Término algo vagamente definido que puede referirse a agua que no puede producirse o agua que no puede ser desplazada por hidrocarburos. Agua irreductible incluye el agua retenida por capilaridad y también el agua asociada con la arcilla.

B B0

Campo magnético estático generado por la herramienta de RMN. También se lo puede llamar Bz. Los símbolos B0 y Bz se usan al referirse al valor escalar del campo.

B1

Campo magnético oscilatorio generado por un circuito resonante de radiofrecuencia (RF). Este campo se aplica en el plano perpendicular a B0 y se usa para rotar la magnetización en 90º y 180º. B1 se refiere a la magnitud del campo.

B VI (Volumen de agua irreductible)

La fracción del volumen de formación que está ocupado por agua inmóvil, retenida por capilaridad. B VM (Volumen de fluidos movibles)

La fracción del volumen de formación ocupada por fluidos móviles, también llamado índice de fluido libre (FFI). Puede ser agua, petróleo, gas, o una combinación. B VW (Volumen de agua total)

La fracción del volumen de formación ocupada por agua. BVW es el producto de saturación de agua y porosidad total.

Bz

Ver B0

C CBVI (Volumen de agua irreductible por umbral) El BVI se estima integrando la distribución T2 de MRIL hasta el umbral llamado T2cutoff .

210

Glosario


CBW (Agua asociada con la arcilla) Agua inmóvil estructuralmente ligada en la superficie de minerales de arcilla. Las superficies de las arcillas están cargadas eléctricamente debido a sustituciones iónicas en la estructura de la arcilla, lo que les permite mantener unas cantidades sustanciales de agua ligada iónicamente. Esta agua es también llamada agua de absorción o agua ligada a la superficie. El agua asociada con la arcilla incluye también el agua de condensación capilar en los microporos en agregados de arcilla. CBW es función tanto de la superficie específica de la arcilla como de la densidad de cargas en su superficie. La arcilla consiste en partículas extremadamente finas, de modo que tiene una superficie específica muy elevada. CBW contribuye a la conductividad eléctrica de la arena pero no a su conductividad hidráulica. El agua asociada con la arcilla no puede ser desplazada por hidrocarburos y tampoco fluirá. Posee tiempos T1 y T2 muy cortos.

CMR ™ (Herramienta de registros de Resonancia Magnética Combinable)* La herramienta de registros de Resonancia Magnética Combinable (CMR) de Schlumberger fue introducida al mercado en 1995. La herramienta CMR es un dispositivo de tipo patín con un volumen sensible que se extiende aproximadamente una pulgada frente a la cara del patín. Esta profundidad de investigación muy somera hace a la herramienta muy sensible a la invasión, al revoque de lodo, y a la rugosidad de la pared del pozo. La antena de CMR, de 6 pulgadas de largo, viene instalada sobre el centro de un imán de 12 pulgadas de largo. Esta configuración provee 3 pulgadas de longitud de imán para polarizar los protones antes de medirlos. El volumen sensible de la herramienta CMR es un cilindro de 1 pulgada de diámetro por 6 pulgadas de largo. La herramienta CMR funciona en modo mono-frecuencia.

CPMG (Secuencia de pulsación de Carr-Purcell-Meiboom-Gill) Una secuencia de pulsación utilizada para medir el tiempo de relajamiento T2. La secuencia comienza con una pulsación a 90º seguida por una serie de pulsaciones a 180º. Las primeras dos pulsaciones están separadas por un período de tiempo τ, τ mientras lasdel pulsaciones restantes están espaciadas Los ecos lugar a laque mitad camino entre las pulsaciones de 180º2en aparte. los tiempos 2 τ, 4tienen τ, … , siendo 2τ igual a TE , el espaciamiento entre ecos. Los datos de decaimiento se recogen en estos tiempos de eco. Esta secuencia de pulsación compensa los efectos de la heterogeneidad del campo magnético y de los gradientes en la condición de nodifusión, y también reduce la acumulación de los efectos de las imperfecciones en las pulsaciones de 180º.

D D (Coeficiente de difusión) También conocida como difusividad. D expresa el cuadrado del desplazamiento medio de moléculas observado durante un período. D varía según el tipo de fluido y la temperatura. Para gas, D varía también con la densidad y es, por lo tanto, dependiente de la presión. D se puede medir con técnicas de RMN, en particular adquiriendo varios trenes de ecos con diferentes espaciamientos entre ecos en un campo magnético de gradiente. DIFAN (Análisis de difusión) Un método de interpretación basado en mediciones con doble-TE . DIFAN se basa en los contrastes de difusividad entre agua para y petróleo de se viscosidad mediana para clasificar y cuantificar petróleos. Loseldatos DIFAN adquieren a través de registros con doble-TE con un tiempo de polarización único, largo. *Marca registrada de Schlumberger Technology Corporation

Glosario

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Difusión Proceso por el cual moléculas u otras partículas se entremezclan y migran debido a sus movimientos térmicos aleatorios.

Difusión, Relajamiento por Un mecanismo de relajamiento causado por difusión molecular en un campo magnético con gradiente durante una secuencia de pulsación CPMG. La difusión molecular durante una secuencia CPMG, u otra secuencia de pulsaciones de eco de rotación, provoca la atenuación de la señal y una disminución T2 aparente. en el Esta atenuación se puede cuantificar y el coeficiente de difusión del fluido se puede medir si el gradiente del campo magnético es conocido durante la secuencia de pulsaciones. La difusión afecta solamente la medición de T2, no la medición de T1 . Difusión restringida Efecto de confinamiento geométrico de paredes porales sobre el desplazamiento difusivo molecular. Las mediciones de difusión de RMN hacen una estimación de la constante de difusión a partir de la atenuación causada por el movimiento molecular durante un intervalo de tiempo muy preciso. Si el intervalo de tiempo (TE en la secuencia de CPMG) es suficientemente largo, las moléculas se encontrarán con una pared poral u otra barrera y quedarán “restringidas”. La constante de difusión aparente entonces disminuirá.

DSM (Método del espectro diferencial) Un método de interpretación basado en mediciones con doble-TW. DSM se basa en el contraste de T1 entre agua e hidrocarburos livianos para clasificar y cuantificar hidrocarburos livianos. El espectro diferencial es la diferencia entre las dos distribuciones de T2 (espectros) obtenidas a partir de mediciones con doble-TW y con idénticos TE . La interpretación de DSM se realiza en el dominio de T2.

E Eco de momento rotacional Reaparición de una señal RMN luego de que el FID ha desaparecido. Un eco de momento rotacional es el resultado del cambio efectivo del desfase de los momentos nucleares. Una vez que los momentos rotacionales están excitados por una pulsación de RF, éstos experimentan FID por las heterogeneidades de B0. Los isocromátidos del giro, que son grupos de momentos rotacionales que hacen precesión a exactamente la misma frecuencia de Larmor, pierden coherencia de fase durante el FID. Sin embargo, durante este decaimiento, los isocromátidos no experimentan muchas interacciones momento-momento y retienen aún memoria de fase. Si se aplica una segunda pulsación (a 180º) al tiempo τ después de la primera pulsación de RF, los isocromátidos de momento rotacional se volverán a poner en fase en la misma cantidad de tiempo τ.. Una señal macroscópica (el eco de momento rotacional) tiene entonces lugar precisamente a TE = 2 τ. Aunque la segunda pulsación no sea a 180º, se puede observar un momento rotacional, pero éste será de menor amplitud. Una tercera pulsación repetirá el proceso.

Eco estimulado El eco formado después de que la magnetización evoluciona primero en el plano x-y, luego en la dirección z, y otra vez en el plano x-y. Se observa un eco estimulado después de una secuencia de tres pulsaciones. Debido a las heterogeneidades de B1, los ecos estimulados ocurren durante CPMG herramientas de perfilaje a los mismos tiempos que las los secuencias ecos regulares y seusadas deberánencompensar durante la calibración.

EDM (Método de difusión realzada) Un método de interpretación basado en los contrastes de difusión entre diferentes

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Glosario


fluidos. El realce del efecto de difusión durante la adquisición de ecos permite que el agua y el petróleo sean separados en una distribución T2 generada a partir de los datos adquiridos con un TE largo. Para clasificar petróleos de viscosidad mediana, EDM usa mediciones de CPMG adquiridas a través de registros de T2 normales con un TE largo. Para cuantificar fluidos, EDM necesita datos adquiridos a través de registros con doble-TW y con un TE largo, o de registros con doble-TE y con un TW Largo.

F F F I (Índice de fluido libre)

La fracción del volumen de formación ocupada por fluidos que pueden fluir libremente. Se debe establecer una distinción entre fluidos que pueden ser desplazados por fuerzas capilares, y fluidos que pueden producirse a una cierta saturación. En registros (o perfiles) de MRIL, FFI es la estimación de BVM obtenida al integrar la distribución de T2 sobre valores de T2 mayores o iguales que el umbral T2cutoff.

FID (Amortiguación de inducción libre) El FID es la señal transitoria de RMN que resulta de la estimulación de los núcleos a la frecuencia de Larmor, usualmente después de una sola pulsación de RF. La constante de tiempo característica para la amortiguación de la señal de FID se llama T2*. T2* es siempre considerablemente más corta que T2.

G G

La magnitud del gradiente del campo magnético vista por la medición con RMN.

Ganancia Representa

la amplificación relativa de voltaje del sistema: tanto ganancia de antena como ganancia electrónica. Como la ganancia electrónica es bastante estable,deésta es sensible a la carga de lamedida antena,deQ.bajo Al nivel comienzo cada secuencia pulsación, se envía una señal desdedeuna antena de prueba (conocida como el anillo B1) a la antena principal, y la señal recibida se procesa tal como se procesarían los ecos. La señal recibida entonces se mide y compara con la entrada de la señal srcinal. Esto provee la ganancia. La ganancia se usa para compensar por las pérdidas de señal debidas a los efectos de carga de Q del hueco del pozo y debidas al desplazamiento del sistema.

Gauss

Unidad de intensidad de campo magnético. 10,000 gauss = 1 tesla. La intensidad del campo magnético terrestre es de aproximadamente 0.5 gauss.

Giromagnética, Constante ( γ ) Relación entre el momento magnético y el momento angular de una partícula. Una medida de la intensidad del magnetismo nuclear. Es una constante para un tipo dado de núcleo. Para el protón, γ = 42.58 MHz/Tesla. Gradiente Cantidad y dirección de la velocidad de cambio de alguna cantidad en el espacio, tal como la intensidad de campo magnético. Gradiente, Campo magnético de Un campo magnético cuya intensidad varía con la dirección. La herramienta de MRIL genera un campo magnético de gradiente que varía en la dirección radial. Dentro del pequeño volumen sensible de la herramienta MRIL, este gradiente se puede considerar lineal y se expresa normalmente en gauss/cm o Hz/mm.

Glosario

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H, I H I (Índice de Hidrógeno)

La relación entre el número de átomos de hidrógeno por unidad de volumen de un material y el número de átomos de hidrógeno por unidad de volumen del agua pura a igual temperatura y presión. El HI del gas es una función de la temperatura y de la pres ión.

Humectabilidad La capacidad de la superficie de un sólido de ser humectada cuando está en contacto con un líquido. Un líquido humecta (moja) una superficie sólida cuando la tensión superficial del líquido se reduce de modo que el líquido se puede extender sobre la superficie. Sólo el fluido humectante en el poro de una roca tiene mecanismo de relajamiento por efecto de superficie. Por lo tanto, la humectabilidad afecta las propiedades RMN de los fluidos en rocas de yacimiento. Humectado con agua Una superficie sólida está humectada con agua cuando la atracción adhesiva de las moléculas de agua por la sustancia sólida es mayor que la atracción entre las moléculas de agua, es decir: fuerza adhesiva > fuerza cohesiva. El ángulo de contacto de una gota de agua sobre la superficie de un sólido humectado con agua será de menos de 90º (medidos dentro de la fase acuosa). Una fase aceitosa móvil no humectante avanzaría sobre la capa adhesiva de agua. Sólo el agua posee un mecanismo de relajamiento por efecto de superficie en una formación humectada con agua. Inversión, Recuperación de la Una secuencia de pulsación empleada para medir el tiempo de relajamiento T1. La secuencia es “180° - ti 90° - Adquisición - TW,” siendo i = 1 … N. La primera pulsación a 180º invierte la magnetización 180º en relación con el campo magnético estático. Luego de un tiempo específico de espera (ti , el tiempo de inversión), una pulsación a 90º rota la magnetización hacia el plano transversal, y se mide el grado de recuperación de la magnetización inicial. Después de un tiempo de espera TW para volver a la polarización total, la secuencia se repite. A objeto de tener suficientes datos para la medición de T1, esta secuencia se debe repetir muchas veces con ti diferentes y por lo tanto consume muchísimo tiempo.

L Larmor, Ecuación de f = γB0/2 π. Esta ecuación establece que la frecuencia de precesión, f , del momento magnético nuclear en un campo magnético es proporcional a la intensidad del campo magnético, B0, y a la constante giromagnética, γ. Larmor, Frecuencia de La frecuencia a la cual los giros nucleares hacen precesión alrededor del campo magnético estático, o la frecuencia a la cual se puede excitar la resonancia magnética. Esta frecuencia se determina a partir de la ecuación de Larmor. Límite de difusión, régimen lento El caso en que protones transportados a través de un poro por difusión a la capa superficial de los granos pierden magnetización en ella a una velocidad limitada no por los relajadores en la superficie sino por la velocidad con que los protones llegan a la superficie. Pornecesitan lo tanto, entonces la difusión no hace homogénea la magnetización espacio poral. Se decaimientos multiexponenciales para en el caracterizar el proceso de relajamiento dentro de un solo poro.

Límite de difusión, régimen rápido El caso en que los protones transportados por difusión a la capa superficial de los granos a través de un poro pierden magnetización en ella a una velocidad limitada 214

Glosario


por los elementos relajantes en la superficie y no por la velocidad con que los protones llegan a la misma. El proceso de difusión ocurre mucho más rápido que el de los protones del fluido que se relajan en un poro. Por lo tanto, la magnetización en el poro permanece uniforme, y se puede usar un único T1 o T2 para describir la polarización o decaimiento de la magnetización para un poro individual. Esta suposición es la base de la transformación de las distribuciones de T1 y T2 a distribuciones de tamaños porales.

M M M0

Vector de magnetización neta. Ver Magnetización. Valor de equilibrio del vector de magnetización neta dirigido a lo largo del campo magnético estático.

Magnetización (M) Una cantidad vectorial macroscópica que resulta de la alineación del momento magnético nuclear con el campo magnético estático. Este vector, proyectado en el plano perpendicular al campo magnético estático, es conocido como la magnetización transversal. Esta es la cantidad observada por la medida RMN. Magnetización longitudinal (M z) Componente del vector de magnetización neta a lo largo del campo magnético estático B 0 (ó Bz). Magnetización transversal (M x ) Componente del vector de magnetización neta a ángulos rectos respecto del campo magnético estático. Magnetovibración La respuesta oscilatoria de un imán a la aplicación de pulsaciones de RF de alta intensidad. Cuando se activa la antena de RF del MRIL con pulsaciones de RF de alta energía, el imán de MRIL resuena o “auto-oscila”. El imán de MRIL actúa como un cristal piezoeléctrico, generando un voltaje oscilatorio acústico que interfiere con la señal de la formación. La magnetovibración es dependiente de la frecuencia, y cada imán tiene una ventana de vibración diferente (típicamente de 20 a 40 kHz de ancho) en donde el efecto de magnetovibración es menor que en otras frecuencias. La frecuencia operativa ideal es una que esté ubicada en el medio de una amplia ventana de vibración. MAP

Un programa de computación desarrollado por NUMAR para transformar los datos del tren de ecos a una distribución de T2. El algoritmo de inversión utilizado en MAP se basa en la descomposición del valor singular de una matriz matemática (SVD).

CBW obtenida integrando la distribución de T2 obtenida a partir de trenes de eco CPMG parcialmente polarizados con un TE = 0.6 ms y TW = 20 ms.

M CB W Estimación de

Momento magnético Una medida de las propiedades magnéticas de un objeto o partícula (por ejemplo, un protón) que hace que el objeto o partícula se alinee con el campo magnético estático. Momento Rotacional Momento angularElintrínseco una partícula elemental por o sistema de partículas, tal como un núcleo. momentoderotacional es responsable el momento magnético de la partícula o del sistema.

MPERM Estimación de permeabilidad obtenida a partir de las mediciones de MRIL. Hay muchas fórmulas en uso para determinar permeabilidad partiendo de las mediciones Glosario

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de RMN. Las dos más comúnmente usadas son la ecuación de Coates y la ecuación de Schlumberger-Doll Research (SDR). Según la ecuación de Coates, 4

 φ   FFI  k =      C   BVI 

2

siendo C una constante determinada empíricamente. Según la ecuación de SDR,

k = aφ 4T22gm Siendo T2gm la media geométrica de la distribución de T2 , a es constante, y φ es porosidad. MP H I

La estimación de porosidad obtenida al integrar la distribución de T2 sobre valores de T2 mayores o iguales a 4 ms y menores o iguales al valor más alto deT2 en la distribución, por ejemplo, 1024 ms. A MPHI frecuentemente se le refiere como la porosidad efectiva.

MR (Resonancia magnética, por sus siglas en inglés) La resonancia magnética describe un grupo de fenómenos más generales que el RMN. También incluye la resonancia cuádruple nuclear (NQR) y la resonancia paramagnética de electrones (EPR). Como el término nuclear se relaciona a menudo con radioactividad, se usa el término MR para evitar esta connotación. (RMN significa resonancia magnética nuclear, es decir que el término nuclear se refiere solamente a la resonancia magnética de un núcleo atómico.) MRI (Imágenes por resonancia magnética) Se refiere a la representación de imágenes con técnicas de RMN. La mayoría de las máquinas de MRI usan un campo magnético pulsante que le permite localizar las señales de en el espacio. MRI se usa en núcleos y en anegación de núcleos o estudios deRMN mecanismos de flujo.

MRIAN (Análisis de MRIL) Método de interpretación que consolida datos de Resistividad profunda, mediciones normales de T2 con MRIL, y el modelo petrofísico del Agua Doble. MRIAN determina la porosidad ocupada por agua en la zona virgen, lo que se puede comparar con los resultados obtenidos en la zona invadida con métodos que usan MRIL únicamente, tales como TDA, EDM, y DIFAN. MRIL-C, Herramienta Segunda generación de herramientas de MRIL de NUMAR introducida en 1994. Esta herramienta es capaz de efectuar experimentos múltiples simultáneamente + (por ejemplo, la MRIL-C tiene capacidad de frecuencia doble, y la MRIL-C tiene capacidad para frecuencia triple). La herramienta MRIL-C/TP, introducida al mercado por NUMAR en 1996, provee una estimación de la porosidad total y de la porosidad efectiva. La herramienta C/TP tiene la capacidad de medir porosidad total porque puede usar un TE reducido (0.6 ms). Además, como la herramienta experimenta magnetovibraciones reducidas, el primer eco contiene información valiosa. Como las herramientas MRIL-C trabajan en modo de frecuencia doble o triple, se pueden Cada hacer frecuencia medicionesdesucesivas a frecuencias mucho diferentes más rápidamente. MRIL excita una señaldiferentes en sitios físicos y por lo tanto no es necesario esperar a que ocurra una repolarización en un sitio antes de hacer una medición en otro. La alternancia entre frecuencias permite que se realicen más mediciones durante un tiempo dado, permitiendo así incrementar la

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velocidad del registro sin reducir la relación señal/ruido(S/N) o, alternativamente, permitiendo una ganancia en S/N sin reducir la velocidad de perfilaje.

MRIL, Corrección por temperatura para B1 La pulsación de B1 a 90º se determina durante la calibración maestra de MRIL hecha a temperatura ambiente. Debido a la diferencia entre temperatura ambiente y temperatura pozo abajo, la energía de la pulsación B1 necesaria para una inclinación de 90º pozo abajo será diferente de la energía determinada en superficie; por lo tanto, es necesaria una corrección de temperatura para B1. MRIL, Dependencia de B 0 de la distancia radial El campo magnético estático B0 de la herramienta MRIL es un campo de gradiente, cuya intensidad B0 disminuye a medida que la distancia desde el eje de la herramienta aumenta. La dependencia radial es B0 ∝r -2, siendo r la distancia desde el eje de la herramienta. MRIL, Dependencia de B 0 de la temperatura El campo magnético estático B0 de la herramienta de MRIL está generado por un imán permanente. La dependencia de la temperatura de la intensidad B0 proviene del hecho de que la magnetización del imán permanente es dependiente de la temperatura. La aproximación matemática de campo promedio revela una dependencia inversa con la temperatura como T -1 en el régimen de temperaturas típico del ambiente de pozo, siendo T la temperatura absoluta. MRIL, Efecto de ensanchamiento del diámetro del pozo Un perfil de MRIL mostrará el efecto de un ensanchamiento excesivo del diámetro del pozo cuando el volumen sensible de la herramienta intercepta el pozo. Se observará un incremento en MPHI y BVI en la respuesta del perfil. La herramienta de MRIL responde al lodo de base agua como si fuera fluido asociado a una formación debido al gran contenido de partículas finas proveniente de las arcillas dispersas y al agua de hidratación relacionada. Lodos de base aceite exhiben tiempos cortos de relajamiento debido a la gran cantidad de emulsificantes que se usan para controlar el agua. Para determinar si los ensanchamientos pueden estar afectando la medida de MRIL, verificar si: • Una comparación de las medidas del calibre con el diámetro de investigación para la temperatura apropiada pozo abajo indica que el diámetro del pozo se está cruzando con el volumen sensible de la herramienta. • Se observa un BVI anormalmente grande. • Un incremento en MPHI se corresponde con un incremento en el calibre y MBVI = MPHI.

MRIL, Espesor del Volumen Sensible El espesor de la zona espacial de la cual proviene la información entregada por la medición MRIL. El espesor del volumen sensible para la herramienta de MRIL es de aproximadamente 1 mm y es una función de la intensidad del gradiente del campo B0 y del ancho de banda del campo B1. MRIL, Profundidad de investigación Es la profundidad de la cual proviene la información entregada por la medición MRIL. Como la frecuencia de Larmor es una función de B0 y B0 es dependiente del radio, la frecuencia de Larmor es también dependiente del radio y como tal es define la profundidad dede investigación de laseherramienta de MRIL. Además, B también dependiente la temperatura, concluye que la frecuencia de como 0 Larmor yla profundidad de investigación también son dependientes de la temperatura cuando se usa una frecuencia fijada para B1, como ocurre siempre. A medida que la temperatura del imán aumenta, B0 disminuye, y la profundidad de

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investigación por consiguiente disminuye (por ejemplo, una profundidad de investigación de unas 16 pulgadas a 25ºC disminuye a unas 14 pulgadas a 150ºC). La variación de la profundidad de investigación con la temperatura para herramientas de MRIL se discute y exhibe en impresos y cartas oficiales publicadas por NUMAR.

MRIL (Perfil de resonancia magnética) El nombre de la herramienta específica de registros de RMN desarrollada por la compañía NUMAR a mediados de la década de 1980. La herramienta MRIL utiliza un campo magnético permanente (con gradiente) y un campo magnético de RF ortogonal (para generar secuencias de pulsación CPMG) a fin de proporcionar secciones de volumen cilíndricas y concéntricas para las mediciones de RMN. MRIL-Prime, Herramienta Última generación de herramientas MRIL de NUMAR introducida a la industria en 1998. Esta herramienta es capaz de realizar experimentos múltiples hasta en nueve frecuencias. Alternando entre nueve frecuencias, las mediciones se pueden hacer a una velocidad mucho mayor. La MRIL-Prime provee mediciones de agua asociada con la arcilla, porosidad efectiva, agua capilar, e identificación de hidrocarburos en una sola corrida. Además de ahorrar tiempo y adquirir todos los datos en una sola corrida, elimina errores de desplazamiento por profundidad. La herramienta MRIL-Prime tiene imanes pre-polarizadores adicionales ubicados por encima y por debajo de la antena para lograr una polarización completa de los fluidos en un menor tiempo. Este diseño de pre-polarización puede proveer 12 s de polarización a velocidades de registro de hasta 24 pies/minuto. Además, la capacidad de la herramienta de polarizar totalmente fluidos a altas velocidades de registro y de obtener una distribución completa de T2 sin necesidad de correcciones posteriores hace que el registro resulte mucho menos sensible a ciertos parámetros relacionados con el diseño del trabajo. La planificación de los trabajos de registros para las herramientas anteriores requería algún conocimiento del tiempo necesario para polarizar fluidos. La herramienta MRIL-Prime puede simplemente manejar los tiempos de polarización más largos sin reducir la velocidad de registro. Por lo tanto, esta herramienta se puede utilizar de manera muy similar a la de herramientas de combinación triple simplemente bajando la herramienta al fondo del pozo y efectuando registros sin pasadas especiales en el pozo y sin tener que posteriormente combinar datos de carreras diferentes. Ésta es la razón por la cual la herramienta MRIL-Prime es el primer dispositivo que puede considerarse verdaderamente como un instrumento para la “evaluación fundamental de formaciones”. M SI G

Estimación de porosidad obtenido al combinar datos de registros con doble-TE como TE = 0.6 y 1.2 ms. MSIG debe coincidir bien con la porosidad total medida en núcleos. MSIG = MCBW + MPHI.

NE

Número de ecos en un tren de ecos CPMG.

N NML ™ , Herramienta de* La herramienta de Registro Magnético Nuclear, una herramienta RMN obsoleta que utilizaba el campo magnético terrestre. La herramienta NML medía la precesión de protones de hidrógeno en el campo magnético terrestre tras la alineación de protones con un cilíndrica campo magnético El volumen del yNML no era una sección delgada, sobrepuesto. sino un volumen cilíndricosensible encerrado centrado alrededor de la herramienta; por lo tanto, la medición contenía también señales *Marca Registrada de Schlumberger Technology Corporation.

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provenientes del pozo. La operación del NML requería tratamientos especiales de los fluidos en el pozo con objeto de eliminar la componente de señal de pozo.

P PAP (Pares alternantes en fase) Un método para adquirir dos trenes de ecos que están desfasados 180º. El cambio en la fase del tren de ecos se logra cambiando en 180º la fase de la pulsación inicial a 90º en la secuencia de CPMG. El efecto de este cambio es el de invertir la polaridad del tren de ecos. Durante el procesamiento, los dos trenes de ecos se restan para eliminar los efectos de magnetovibración y desplazamiento de la línea de base. Paramagnéticos, materiales Materiales con susceptibilidad magnética pequeña pero positiva. Agregar una pequeña cantidad de material paramagnético a una sustancia puede reducir considerablemente los tiempos de relajamiento de la misma. La mayoría de las sustancias paramagnéticas poseen un electrón no apareado e incluyen átomos o iones de elementos de transición (por ejemplo, manganeso y vanadio) o elementos denominados tierras raras. El oxígeno (O 2) también es paramagnético y contribuye al relajamiento del agua. Se utilizan sustancias paramagnéticas como agentes de contraste en imágenes MRI médicas y para tratar los fluidos de pozo en algunas aplicaciones de perfilaje RMN. El sulfato de cobre (CuSO 4) se usa para tratar el agua en un tanque de calibración a fin de reducir los tiempos de relajamiento del agua, logrando así reducir considerablemente el tiempo de calibración de la herramienta MRIL.

Permeabilidad, Absoluta Una medida de la capacidad de una roca para conducir un fluido o gas a través de sus poros interconectados cuando los poros están saturados al 100% por ese fluido. Se mide en darcies o milidarcies (md). Permeabilidad, Efectiva La capacidad de una roca para conducir un fluido en presencia de otro fluido, no miscible con el primero, se llama permeabilidad efectiva de ese fluido. La permeabilidad efectiva no sólo depende de la permeabilidad de la roca misma, sino también de las cantidades relativas de los diferentes fluidos en los poros. Permeabilidad, Relativa La relación entre la permeabilidad efectiva a un fluido dado, a una saturación parcial, y la permeabilidad a una saturación del 100% del mismo fluido. Permeabilidad relativa es la relación entre la cantidad de fluido que fluirá a una saturación dada, en presencia de otros fluidos, y la cantidad que fluiría a una saturación del 100%, si los demás factores permanecen iguales. Polarización, tiempo de Ver TW (Tiempo de espera) Porales, distribución de tamaños (derivada de la distribución T 2) Una roca consiste generalmente en un gran número de poros de tamaños diferentes. No teniendo en cuenta el intercambio de fluidos entre los poros, el relajamiento en una roca saturada con un fluido de fase única se puede visualizar como el relajamiento de un conjunto de poros aislados de tamaños diferentes. La distribución de relajamientos es una superposición de las velocidades de relajamiento de los poros individuales. En el límite de difusión rápida, el T2 de un fluido en un poro único se determina así:

1 S 1 = ρ2 + T2 V T2 B

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Siendo T2B la velocidad de relajamiento del fluido en bruto. Para poros menores, como los que se encuentran en la mayoría de las areniscas,

S 1 << ρ 2 T2 B V

y se puede ignorar..

Cuando se encuentran presentes dos o tres fases de fluidos, sin embargo, las fases no humectantes ocupan los poros más grandes mientras que la fase humectante ocupa los poros más pequeños debido al efecto capilar. Además, la velocidad de relajamiento de fluidos no humectantes es menor que la de los fluidos humectantes 2 porque el TTanto de unelfluido humectante el término de cortos superficie. efectono capilar como elnodeincluye superficie resultandeenefecto T2 más para fluidos de fase humectante comparados con los T2 para los mismos tipos de fluidos en bruto. Mucho menos cambio se espera para el T2 de un fluido no humectante. Por lo tanto, las diferentes fases de los fluidos se pueden identificar analizando cuidadosamente la distribución de T2 o usando técnicas de ponderación del relajamiento (tales como el doble-TW y doble- TE ) para casos de saturación múltiples.

Porosidad efectiva Un término algo arbitrario usado a veces para referirse a la fracción del volumen de formación ocupado por porosidad conectada y excluyendo el volumen de agua asociado con la arcilla. En registros de RMN, el término se ha asociado usualmente con porosidad que decae con T2 mayores de 4 ms. Porosidad efectiva se refiere a menudo el volumen poral interconectado ocupado por fluidos móviles, excluyendo los poros aislados y el volumen poral ocupado por agua de absorción. La porosidad efectiva contiene fluido que puede ser inmóvil a una cierta saturación o presión capilar. Para arenas arcillosas, porosidad efectiva es la fracción del volumen de una formación ocupada sólo por fluidos que no están ligados a la arcilla y cuyos índices de hidrógeno son 1.

Porosidad total El volumen poral total ocupado por los fluidos en una roca. Incluye poros aislados no conectados y volumen ocupado por fluidos de absorción inmóviles. Para una formación de arena arcillosa, porosidad total es la fracción del volumen de una formación ocupada tanto por fluidos ligados a la arcilla como por fluidos no ligados a la arcilla. Precesión El movimiento del eje de un cuerpo rotatorio como para trazar un cono. Está causado por la aplicación de un momento de torsión que tiende a cambiar la dirección del eje rotatorio. La precesión del eje rotatorio de un protón alrededor del eje del campo B0 ocurre a la frecuencia de Larmor. Promedio acumulativo Representa el número total de experimentos individuales (por ejemplo, trenes de ecos completos) necesarios para producir una relación señal a ruido alta. Dado que se usa la técnica de PAP durante las mediciones de CPMG, el promedio acumulativo es de por lo menos dos. Protón Partícula elemental positivamente cargada que provee la carga en un núcleo atómico. El núcleo de hidrógeno contiene un protón. El símbolo 1H se usa para designar el núcleo de hidrógeno.

Protones, Densidad de La concentración de átomos móviles de hidrógeno por unidad de volumen. Se pueden corregir los datos de RMN por cambios de densidad de hidrógeno dividiendo la porosidad aparente de RMN por el índice de hidrógeno apropiado.

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Pulsación, a 90º Una pulsación de RF diseñada para rotar el vector de magnetización neta 90º respecto de su dirección inicial en el marco rotatorio de referencia. Si los giros están inicialmente alineados con el campo magnético estático, esta pulsación produce magnetización transversal y decaimiento de inducción libre (FID). Pulsación, a 180º Una pulsación de RF diseñada para rotar el vector de magnetización neta 180º en el marco rotatorio de referencia. Idealmente, la amplitud de una pulsación a 180º multiplicada por su duración es el doble de la amplitud de una pulsación a 90º multiplicada por su duración. Cada pulsación a 180º en la secuencia CPMG crea un eco. Pulsación, Blanda Pulsaciones de RF de baja potencia y larga duración, usadas en mediciones de RMN. Pulsaciones blandas en el dominio del tiempo son pulsaciones rectangulares en el dominio de la frecuencia. En aplicaciones médicas de MRI una pulsación blanda a 90º tiene típicamente una duración de unos pocos milisegundos. Aunque las pulsaciones blandas no precisan ajustarse a alguna forma particular, tienen usualmente envolventes elaboradas, por ejemplo, pulsaciones sincrónicas truncadas (envolventes con forma de campana), para mejorar la selectividad en frecuencia. Ver Pulsación, forma de para selectividad en frecuencia. Pulsación, Dura Término usado para describir una pulsación de RF de alta potencia y corta duración, utilizada en secuencias de pulsación de RMN. Por contraste, pulsaciones blandas son usualmente pulsaciones de RF de baja potencia y larga duración. Las pulsaciones duras tienen usualmente forma rectangular en el dominio del tiempo y excitan anchos de banda amplios a menudo extendiéndose más allá de la frecuencia de resonancia deseada. Las pulsaciones duras generalmente utilizan bien la potencia de RF disponible pero exhiben poca selectividad en frecuencia. Debido al ancho más angosto del pulso, las pulsaciones duras son más adecuadas para secuencias de pulsaciones que requieren un corto espaciamiento entre ecos (TE ). Ver Pulsación, forma de para selectividad en frecuencia. Pulsación, Forma de la La amplitud, la forma y el ancho de las pulsaciones de RF definen la selectividad en frecuencia de una medición de RMN (ver también Pulsación dura y Pulsación blanda ). Las pulsaciones blandas se forman para mejorar sus selectividades en frecuencia y también otros parámetros. La manera cómo la forma del pulso brinda esas mejoras se puede entender fácilmente tomando la transformación de Fourier de pulsaciones de RF. Una pulsación dura tiene forma rectangular y excita un amplio rango de frecuencias lejanas al lóbulo principal. Por lo tanto, la selectividad en frecuencia de una pulsación dura es pobre. Una pulsación blanda tiene mayor dilatación en el dominio del tiempo, pero excita un rango estrecho y uniforme de frecuencias. Por lo tanto, la selectividad en frecuencia de una pulsación blanda es buena.

R Regularización El proceso matemático que se usa para estabilizar la inversión del decaimiento de los ecos medidos a los espectros deT2. Hay varios métodos en uso, uno de los cuales es el MAP. Todos producen un espectro suavizado, que varía dependiendo del método y la cantidad de regularización. La necesidad de usar regularización significa que no existe un espectro único de RMN o distribución de poros. En la mayoría de los casos, el carácter principal de los espectros es independiente del método de regularización.

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Relajamiento en Bruto (T 1 o T 2), tiempo de, para un fluido El relajamiento producido por la interacción del fluido con si mismo. Para la T1 y T2 son iguales. Para gas, sin embargo, como la mayoría de los casos de interés, difusividad del gas es mucho mayor que la de los líquidos, el T2 aparente del gas medido con la técnica de CPMG en un campo magnético de gradiente puede ser mucho menor que T1. Relajamiento Longitudinal (T 1), tiempo de Tiempo de relajamiento longitudinal, o de la estructura del momento rotacional. Esta constante de tiempo caracteriza el alineamiento de los momentos rotacionales con el campo magnético estático externo. Relajamiento Transversal (T 2), tiempo de Tiempo de relajamiento transversal, o momento-momento. Esta constante de tiempo caracteriza la pérdida de coherencia de fase que ocurre con los husos orientados a un ángulo del campo magnético principal y que se debe a interacciones entre momentos rotacionales. T2 nunca es mayor que T1. Tanto T2 como T1 han sido exitosamente relacionados con propiedades petrofísicas de interés, tales como tamaño poral, relación superficie a volumen, permeabilidad de una formación, y presión capilar. Relajamiento, Tiempo de Una constante de tiempo asociada con el retorno de los giros nucleares a sus posiciones de equilibrio después de una excitación. Se definen varios tiempos de relajamiento en las mediciones de RMN. Cada uno de ellos está relacionado con mecanismos de interacción molecular diferentes. Los tiempos de relajamiento más frecuentemente medidos son T1 y T2. Para agua en bruto, T1 y T2 sonaproximadamente 3 s. Los tiempos de relajamiento del agua en rocas son mucho menores y tienen generalmente menos de 300 ms. Relaxividad (capacidad de relajamiento) de una superficie (ρ) Una medida de la capacidad que tiene una superficie para hacer que los protones se relajen, es decir, que pierdan orientación o coherencia de fase. Esta cantidad depende de la intensidadde delalassuperficie interacciones y matriz. varíade según la humectabilidad de la entre roca. fluido La intensidad deTambién relajamiento una superficie ρ tiene un rango de aproximadamente entre 0.003 y 0.03 cm/s para rocas clásticas. ρ es menor para carbonatos.

Residual, Petróleo Petróleo que permanece en la roca del yacimiento después de un lavado o un proceso de invasión, o al final de un proceso de recuperación específico o proceso de migración. Resonancia Vibración en un sistema mecánico o eléctrico causada por un estímulo periódico, cuando el estímulo tiene a una frecuencia igual o muy cercana a la frecuencia natural del sistema. RF (Radiofrecuencia) Radiación electromagnética de una frecuencia en el mismo rango general que el usado para transmisiones de radio. La frecuencia de Larmor para 1H está típicamente dentro de este rango. Para una herramienta de MRIL, la frecuencia de Larmor está en el rango de 580 a 750 KHz. RMN, Resonancia Magnética Nuclear RMN, comoen fenómeno físico, es la absorción o emisión de energía por núcleos un campo magnético estático, tras la excitación por electromagnética un campo magnético de RF estable. RMN, como herramienta de investigación, es un método que usa el fenómeno de RMN para observar aspectos estáticos y dinámicos del magnetismo nuclear. El método requiere un campo magnético estático para orientar

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los momentos rotacionales de los núcleos, y un campo oscilatorio ortogonal (a frecuencias de RF) para excitar los husos nucleares. La frecuencia del campo oscilatorio debe satisfacer la condición de resonancia de Larmor. RMN se puede usar para detectar estructuras moleculares y sondear interacciones moleculares. Es una técnica espectroscópica química de mucha relevancia en muchas aplicaciones, incluyendo el análisis de las propiedades de fluidos en medios porosos. A pesar del término nuclear , RMN no es un proceso radioactivo.

Rotatorio, Marco de referencia Un referencia quea rota alrededor del eje de de un RF campo magnético (B0)marco a una de frecuencia igual la del campo magnético aplicado ( B1). estático

S S/N (Relación Señal a Ruido)

La relación entre la amplitud de la señal y la amplitud del ruido. Señal se refiere a la parte deseable de una señal detectada; Ruido se refiere al resto de la señal detectada e incluye ruido aleatorio.S/N es una medida de la calidad de los datos. La S/N de las mediciones RMN pueden mejorarse promediando varios trenes de ecos, tomando muestras de volúmenes mayores, o incrementando la intensidad del campo magnético B0. Si el ruido es sólo ruido aleatorio (estadístico), entonces promediando n mediciones mejora la S/N por un factor n1/2.

SBVI (Volumen de agua irreductible, espectral) El BVI se obtiene por el método espectral de MRIL. Esta estimación de BVI es determinada por un modelo que asigna un porcentaje de la porosidad en cada celda espectral al agua irreductible. Hay varios modelos disponibles para ser usados con este método. Señal, promedio de Un método de mejoramiento de la relación señal a ruido mediante el promedio de trenes de ecos SSM (Método del espectro corrido) Un método de interpretación basado en mediciones de doble-TE con TW idénticos. El SSM se basa en el contraste de difusiones entre fluidos con diferentes difusividades para clasificar hidrocarburos viscosos. El espectro corrido se refiere a la observación de que la distribución de T2 se corrió a valores de T2 menores cuando TE se incrementó. Los gases tienen una difusividad mucho más alta que el petróleo o el agua, y son más sensibles a cambios del desplazamiento del eco ( TE ). Petróleos pesados tienen difusividad muy baja, y son los menos sensibles a cambios de TE . El SSM se realiza en el dominio de T2 y utiliza la diferencia del corrimiento entre fluidos de diferente difusividad para identificar fluidos..

T

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T1

Ver Relajamiento longitudinal

T2

Ver Relajamiento transversal

T 2*

Constante tiempo que la pérdida de del coherencia de fase queprincipal ocurre y entre girosde orientados a uncaracteriza cierto ángulo respecto campo magnético que se debe a una combinación de heterogeneidad de campo magnético y de interacción magnética. T2* es siempre mucho más corto que T2. En el límite de no difusión, la pérdida de coherencia producida por la heterogeneidad del campo se

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puede revertir con la aplicación de pulsaciones a 180º, las que resultan en la formación de momentos rotacionales. T 2cutoff

Un valor de T2 que está empíricamente relacionado con las propiedades capilares del fluido humectante en una roca. Se utiliza para diferenciar tamaños porales diferentes y cuantificar el contenido de agua irreductible. Típicamente, porosidades asociadas con valores de T2 de menos de aproximadamente 33 milisegundos (T2cutoff = 33 ms) se suman para obtener BVI para rocas clásticas y, de la misma manera, T2cutoff de aproximadamente 90 ms para carbonatos. Es importante notar que estos valores son empíricos y pueden ser específicos para cada tipo de roca.

T 2S

Constante de tiempo que describe la contribución de la relaxividad por efecto de superficie al tiempo de relajamiento transversal del fluido en una roca. Cuando un solo fluido humectante ocupa los poros, T2S domina el proceso de relajamiento. Entonces, T2 es proporcional a (S/V )-1 de un poro, siendo S/V la relación entre superficie y volumen. Si se supone un poro esférico, T2 es proporcional al radio del poro.

TDA (Análisis en el dominio del tiempo) Un método alternativo al método del espectro diferencial para procesar trenes de ecos con doble-TW. La interpretación se hace en el dominio del tiempo en lugar de en el dominio de T2. Las características clave del TDA son la sustracción de un tren de ecos del otro, y el procesamiento de las diferencias de ecos en el dominio del tiempo usando valores previstos o medidos de los tiempos de relajamiento de petróleo, gas, y agua y del índice de hidrógeno. En el DSM, los trenes de ecos con doble-TW primero se convierten a los espectros de T2 y luego se sustrae uno del otro. La interpretación se hace en el dominio del espectro de T2. El efecto de dilatación del espectro de T2 debido al ruido y a la regularización interfiere con las porosidades parciales de las celdas adyacentes, y el espectro diferencial resultante puede contener amplitudes negativas que son obviamente incorrectas. El método de TDA tiene menos problemas con la dilatación del espectro de T 2 inducido por el ruido y, debido a que hay menos parámetros libres queecos necesiten la solución es más estable. Sin embargo, el sustraer los reduceserladeterminados, S/N . TE (Espaciamiento entre ecos)

En una secuencia de pulsación CPMG, el tiempo entre pulsaciones a 180º. Este tiempo es idéntico al tiempo entre ecos adyacentes.

Tratamiento del Lodo La práctica de agregar magnetitas al lodo de perforación. Con la ya obsoleta herramienta NML, este tratamiento era esencial para eliminar la componente de señal proveniente del pozo. Sin embargo, tratar el lodo con una sustancia paramagnética para cambiar las propiedades RMN del filtrado de invasión puede aún considerarse deseable. Por ejemplo, si el filtrado contiene abundantes iones paramagnéticos, el tiempo de relajamiento del agua en bruto se acorta y las señales del agua pueden ser eliminadas. Así, sólo quedan señales de petróleo, y con mediciones de RMN se puede determinar la saturación de petróleo residual. Recientemente el MnCl2 ha demostrado ser un agente de tratamiento efectivo y económico para esta aplicación. TW (Tiempo de espera)

El tiempo entre la última pulsación CPMG a 180º y la primera pulsación CPMG del siguiente experimento a la misma frecuencia. Este tiempo es el tiempo durante el cual tiene lugar la polarización magnética o la recuperación T1. Se lo conoce también como tiempo de polarización .

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V, W Viscosidad Resistencia de un fluido a fluir. La viscosidad se debe a fricción interna causada por cohesión molecular en el fluido. El coeficiente de difusión D es inversamente proporcional a la viscosidad.

Nomenclatura γ ρ

Ver Radio giromagnético. Ver Relaxividad de una superficie.

χ

Ver Susceptibilidad magnética.

η

Ver Viscosidad

φ

Porosidad

Referencias Glossary of Magnetic Resonance Imaging Terms, in Bushong, S.C., Magnetic Resonance Imaging, Physical and Biological Principles , Second Edition, Mosby, 1996.

Glossary of Terms and Expressions Used in Well Logging , Second Edition, SPWLA, Houston, 1984. NMR Terminology Glossary, Western Atlas, 1996.

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Índice A

A0, 193 A0mul, 194 A1IERuido, 198 A1MAGNETOVIBRACIÓN, 198 A1RUIDO, 198 A1UMBRAL, 198 activación, 4, 104, 114, 199 básica T2, 104, 166, 168, 188 de porosidad total, 25, 104, 148, 188 doble-TE, 104, 123, 167, 174, 175, 176 doble-básica, 166, 168 doble-TW, 104, 114, 167, 172 polarización parcial, 106 activación de polarización parcial, 106 activación de porosidad total, 25, 104, 148, 188 activación normal T2 , 104, 166, 168, 188 activación normal, 166, 168 activaciones activaciones,avanzadas, conjunto de,166 166 acumulación, 104 agua, 36, 46, 47, 48, 84, 89, 121 altura sobre el agua libre, 57 asociada con la arcilla (MCBW), 4, 7, 11, 25, 65, 66, 101, 135, 139, 140, 142, 148, 152 conductividad aparente del agua C ( wa), 137 contacto gas/agua, 22 contactos petróleo/agua, 121 distribución T2 del agua de formación, 177 humectación con agua, 78, 84, 85 irreductible por capilaridad, 4, 11, 25, 65, 121, 142, 148 irreductible, 142 irreductible, 45 libre, 11, 152 lodo de base agua, 147, 182 modelo del agua doble, 4, 135, 136 movible, 4, 11, 22 producible, 16, 59 salinidad, 146

Índice

saturación de agua irreductible, 142 saturación total de agua, 136 saturación, 5, 16 volumen bruto de agua irreductible, 57 agua asociada con la arcilla (MCBW), 4, 7, 11, 25, 65, 66, 101, 135, 139, 140, 142, 148, 152 agua asociada, 45 agua doble, modelo del, 4, 135, 136 agua irreductible por capilaridad, 4, 11, 25, 65, 121, 142, 148 agua irreductible, 142 agua irreductible, saturación de, 142 agua libre, 11, 152 agua movible, 4, 11, 22 agua producible, 16, 59 altura por encima del agua libre, 57 amplitud global, 196 análisis de difusión cuantitativo (DIFAN), 124 análisis del espectro corrido/difusión, 104 análisis 146, en el167, dominio 180 del tiempo (TDA),15, 113, 114, ángulo de corrección de fase, 189 ángulo de fase, cálculo del, 189 ángulo de inclinación, 38 ANTA, 202 antena, 93, 94 antena, espira de la, 102 Archie, Ley de, 64 arcilla, 7, 66 arena lutítica, 7, 16, 207 arenas tobáceas, 148, 150 areniscas, 55, 181 Argentina, 147 Australia, 16 de RF, 185

B B , 34, 96 B01 coil, 185 B1, 93, 96, 186, 193, 194, 199, 201, 202, 204 B1A, 202 B1B, 202

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B1mod, 186, 201, 202, 204 baja resistividad, 159 bobina de prueba (bobinaB1), 185 de lodos, 185 en el pozo, 104 yacimiento, 22 zonas productivas, 16, 26, 142 BVI espectral (SBVI), 57, 60 BVI, 9, 16, 25, 55, 57, 60, 64, 66, 96, 124, 142, 202

correlación, 53 Cotton Valley, 152 CPMG, 33, 40, 42, 46, 48, 50,51, 94, 98, 104 CS, 202 Cuenca del Golfo de San Jorge, Argentina, 147 Curie, Ley de, 35 Cwa, 137

D

calibración, 185 calibración antes del perfilaje, 193 calibración de taller, 186 calidad del perfil, 204 calibración maestra, 194 campo magnético, 91 capacitor, voltaje del, 188 capacitores, 108, 188 capilar, curvas de presión, 57, 64 capilar, presión, 9,16, 59 carbonatos, 55, 177, 181 carga simulada, 193 Carr, 40 Carr, Purcell, Meiboom, y Gill, 40 cavidades, 5 CBVI, 64

D, 5, 6, 49, 82, 83, 84 D0, 159, 160 D0,mf, Da, 122 datos de la combinación cuádruple, 135 datos del sensor de voltaje, 202 decaimiento de inducción libre (FID), 33, 39 decaimiento multiexponencial, 8, 11, 51 desfasaje, 39, 93 desfasar, 39 detector sensible a la fase, 188 Dg, 49 Dg, 162 Dgas, 82 diámetro de investigación, 26 diatomita, 181 DIFAN, 113, 124, 127, 167 diferencial, espectro, 85, 121, 180

CBVWE C , 136 , 139 cw cementación, exponente de, 136 centralizadores, 108 centrífuga, 58 centrifugación, 9 Chi (χ), 186, 202 Coates, 64 Coates, ecuación de, 150 Coates, modelo de, 9, 142 coeficiente de difusión aparente (Da), 122 componente de la matriz, 4 conductividad aparente del agua C ( wa), 137 conductividad de agua asociada, 136 conductividad del agua de formación, 136 conductividad de una formación, 136 configuración de la herramienta, 108 constante giroscópicaγ, 122 contactos petróleo/agua, 121 contraste en relajamiento deT1, 80 contraste enT1, 88, 165, 170, 172 control de calidad, 185 corrección de la intensidad, 201

diferencial, 170 difusión, 11,señal, 26, 40, 46, 48, 50,78, 85, 163 Do, 49, 163 Dw, 49 Análisis de Difusión (DIFAN), 113, 122, 167 análisis de difusión cuantitativo (DIFAN), 124 análisis de espectro corrido/difusión, 104 coeficiente de difusión aparenteDa, 122 coeficiente de difusión, 78, 124 contraste en la difusión, 85, 127, 149 fenómeno de difusión, 124 límite de difusión rápido, 48 método de la difusión realzada (EDM), 13, 127, 129, 147, 148, 149, 150, 167 relajamiento de la difusión, 127 relajamiento inducido por difusión, 48 T2diffusion, 46, 48, 82, 87 T2diffusion,w, 129 difusión realzada, método de la (EDM), 13, 127, 129, 147, 148, 149, 150, 167 difusión sin restricciones, 160 difusividad (D), 5, 6, 11, 176 difusividad, contraste en, 174

C

228

Índice


dilatación espectral, 116 dirección longitudinal, 35 distribución deT2 , 9, 53, 54, 78, 80, 84, 85, 86, 114, 121, 124, 127, 142, 159 distribución de tamaños de poros, 26, 45, 54, 55 distribuciónT2 del agua de formación, 177 distribución, 7, 201 doble TE, 26, 78, 82, 83, 85, 104,106, 123, 140, 150, 177, 188 doble TW, 25, 78, 80, 84, 88, 89, 104, 106, 113,114, 121, 140, 148, 169, 188 doble-TE, activación, 104, 123, 167, 174, 175, 176 doble-TE, perfilaje de, 123, 124, 206 doble-TW, activación, 104, 114, 167, 172 doble-TW, perfilaje de, 116, 142, 204 Doil, 82 DSM, 16, 113, 116, 167 Dw, 82

F

E

G

E1mul, 194 E2mul, 194 Eamp(i), 189 eco de momentos rotacionales, 6, 33, 39 eco diferencial, análisis de, 180 ecos, número de (NE), 106 ecos, señal de, 2

G, 49, 82, 122 GANANCIA, 198, 202 ganancia, 185, 194, 199 ganancia, corrección de la, 201 gama, rayos (GR), 202 gas, 5, 26, 36, 46, 47, 48, 52, 65, 77, 78, 87, 89, 113, 121, 150, 162, 168, 178 contacto gas/agua, 22 contactos gas/petróleo, 121 cruzamiento, 22 densidad, 47, 161 gas natural, 11 inyección, 146 pozo, 161 yacimientos, 26 gas natural, 11 Gill, 40 giromagnética, relación, 34, 162 Golfo de México, 22, 142 GR, 202 gradiente, 48, 122 campo de gradiente, 96 campo de gradiente magnético, 35, 98 intensidad de gradiente, 89 gradiente de presión hidrostática, 177 gradientes internos, 50

ecos, espaciamiento decorto los (Tentre E), 106 espaciamiento ecos T ( ES), 123 espaciamiento entre ecos (TE), 6 espaciamiento largo entre ecos T( EL), 123 ecos, transformación de los, 53 EDM, 113, 127, 129, 147, 148, 149, 150, 167 efecto de carga, 96 efectos de los fluidos del pozo, 96 efecto del eco estimulado, 193 eje de precesión, 35 ensanchamiento, 26, 96 espaciamiento largo entre ecos (TEL), 123 engrosamiento hacia arriba, secuencia de, 25 espaciamiento entre ecos, 50 espaciamiento entre ecos (TE), 6 espaciamiento entre ecos corto T ( ES), 123 espectro deT2 ,53, 162 espectro del petróleo, 163 Espectro Diferencial/Análisis en el Dominio del Tiempo, 104 Este de Texas, 152 exploración, áreas de, 177 Ey(i), 189 Ex(i), 189 Índice

FFI, 58, 202 FID, 39 fluido, propiedades del, 45, 159, 161 fluido poral, 46 fluidos asociados, 11 fluidos de yacimiento, 11 fluidos libres (MFFI), 9, 25, 64, 142 fluidos movibles, 148 fluidos, saturación de, 11665 formaciones fracturadas, formaciones ricas en hierro, 181 fracturas, 5 frecuencias, barrido de, 194 frecuencia operativa, 199 frecuencia resonante, 2 función compensadoraW(T2,i), 60, 62

gradiente de campo magnéticoG, 49, 122, 163 gradiente de temperatura, 177 gradiente de campo magnéticoG, 49, 122, 163 gradiente de presión hidrostática, 177

229


gradientes internos, 50 gráfica ortogonal densidad/neutrón, 140 gráficas de velocidad, 199, 200 gráfico de distribución de celdas, 8 grano más fino hacia abajo, 142 granos, tamaño de, 25

H herramienta de descripción de yacimiento (RDT), 28 heterogeneidad, 39, 40 hidrocarburos livianos, 25, 82, 150 hidrocarburos, identificación de, 28, 104, 166 hidrocarburos, volumen poral con φ( h), 139 HI, 6, 7, 66, 124, 159, 160, 164, 207 hidrógeno átomo de hidrógeno, 33 hidrógeno subpolarizado, 114 índice de hidrógeno (HI), 6, 22, 64, 78, 88, 160, 207 núcleos de hidrógeno, 6 hidrógeno subpolarizado, 114 humectabilidad, 85 humectación, 57 humectado con agua, 78, 84, 85 humectado con petróleo, 85 fluido humectante, 45 humectabilidad mixta, 85 humectado HVmax , 188con petróleo, 85 HVmín, 188

I IERuido, 186, 187, 198, 202 imagen, formato de la, 8 imágenes con resonancia magnética, 33 imán permanente, 96 impurezas paramagnéticas, 181 inclinación de la pulsación, 33 indicadores de calidad, 185 indicadores de la calidad del perfil, 185 índice de fluido libre (MFFI, FFI), 8 información útil de un vistazo, 116 irregularidad (rugosidad) del hueco, 26

L

laboratorio, 4, 7 Larmor, frecuencia de, 34, 37, 91, 96, 98 límite de difusión rápido, 48

230

lodo alta resistividad, 185 de base aceite liviano,116 de base aceite, 85, 88, 121, 161,182 de base agua, 147, 182 filtrado del, 66, 88 resistividad del, 148 lodo de base aceite liviano, 116 lodo de base aceite, 85, 88, 121, 161, 182 lodos de alta resistividad, 185 Luisiana, 152 lutita, 148 LWD, 28, 146

M M0, 36 magnético, 102 magnetismo nuclear, 33 magnetización M0, 35 magnetización transversal, 93 magnetovibración, 102 MAGNETOVIBRACIÓN, 186, 187, 198, 202 magnetovibración, efecto de, 102 magnetovibración, ruido de,102 marga, 60, 80, 181 MCBW, 7, 8, 16, 25, 66, 135 Meiboom, 40 metano,del 78 espectro corrido (SSM), 124, 164, 167 método Método del Espectro Diferencial (DSM), 113 MFFI, 8, 25, 66, 124 Mgas, 52 MICP, 55 microporos, 4 microporosidad, 4, 60 mineralogía, 48 modelo multiexponencial, 53 Moil, 52 MPERM, 22, 116, 124 MPHI, 7, 8, 25, 64, 66, 96, 124, 135, 137, 206 MPHI TEL, 206 MPHI TES, 206 MPHI TWS, 206 MPHITWL, 206 MRI, 33 MRIAN, 16, 25, 137, 138, 139, 140, 142, 146, 147, 150, 152 MRIL, 35, 96 MRIL, perfilaje, 116 MRIL, porosidad con, 152 MRIL-Prime, instrumento, 101, 106 Índice


MSIG, 8, 25, 137, 206 Mx(t), 40

N NE, 39, 42, 104, 106, 159, 168, 177, 181 nivel Q, 185 núcleo, porosidad de, 16 núcleos de hidrógeno polarizados, 7

O OBM, filtrado del, 172 OBM (lodo base aceite), 168, 182

P PAP, 42, 102 PAPS, 102, 103, 104 par de fase alterna (PAP), 42 perfilaje calibración previa al perfilaje, 193 doble-TE, 123, 124, 206 doble-TW, 116, 142, 204 perfilaje mientras se perfora (LWD), 28, 146 porosidad total, 140 velocidad del, 94, 99, 168, 181, 183, 199 perfilaje de porosidad total, 14045, 57, 59, 64, 65, permeabilidad, 4, 9,16, 22, 28, 113, 116, 142, 148, 152, 166 permeabilidad relativa, 57 petróleo, 4, 36, 46, 52, 65, 78, 142, 168 crudo, 78, 85, 163 de viscosidad mediana, 5, 11, 48, 82, 123, 124, 147, 148, 149 inerte, 47, 77 liviano, 5, 11, 48, 84, 89, 113 negro, 17 pesado, 5, 11, 82, 87 petróleo crudo, 78, 85, 163 petróleo de viscosidad mediana, 5, 11, 48, 82, 123, 124, 147, 148, 149 petróleo inerte, 47, 77 petróleo liviano, 5, 11, 48, 84, 89, 113 petróleo negro, 178 petróleo pesado, 5, 11, 82, 87 petróleo viscoso, 26, 85, 113 petróleos, 11, 64, 127 PHCO, 188, 189 PHCOA, 189, 202

Índice

PHCOB, 189, 202 PHER, 188, 189 PHERA, 202 PHERB, 202 PHNO, 188, 189 PHNOA, 202 PHNOB, 202 placa porosa, 58 planificación de trabajos, 83, 106, 159 polarización, 34, 33, 36, 106 activación de polarización parcial, 106 polarización completa, 42, 91 prepolarización acelerada, 106 repolarización, 42 subpolarización, 116 tiempo de polarización (TW), 6, 104, 199 polarización completa, 42, 91 poros aislados, 181 porosidad, 3, 7, 9, 16, 22, 26, 45, 52, 65, 113,116, 146, 148, 166, 193, 196, 202, 207 acumulativa, 159 aparente, 164, 165, 170 con agua irreductible MCBW ( ), 135 de núcleos, 16 efectiva, 4, 7, 139, 148 gráfico ortogonal neutrón-densidad, 152, 207 incremental, 58 microporosidad, 4, 60 MRIL,(φ152 total ), 4, 25, 104, 135, 136, 137, T 168, 206 porosidad acumulativa, 159 porosidad aparente, 164, 165, 170 porosidad con agua asociada con la arcilla(MCBW), 135 porosidad, distribución de la, 26 porosidad efectiva, 4, 7, 139, 148 porosidad, herramientas de, 4 porosidad incremental, 58 porosidad por gráfico ortogonal neutrón-densidad, 152, 207 porosidad total (φT), 4, 25, 104, 135, 136, 137, 168, 206 porosimetría con mercurio, 54 potencial espontáneo (SP), 139 pozo de resistividad mediana, 104 precesión, 48 prepolarización acelerada, 106 presentación en forma ondular, 8 presión, 48, 177, 178 procesos del fluido en bruto, 46 productividad, 166 231


profundidad de investigación, 5, 25, 91, 93, 96, 135, 146 programas de terminación, 152 promedio acumulativo (RA), 95, 104, 106,183 propiedades petrofísicas, 45 Purcell, 40

R RA, 95, 104, 106, 183 RDT, 28 receptor, 93 regularización, 54 relación señal a ruido, 54, 91, 95, 104 relajamiento, 9, 33, 45, 48 contraste en relajamientoT1, 80 difusión, 127 fluido en bruto, 78 inducido por difusión, 48 petróleo bruto, 163 superficie, 48, 51, 59, 78 T2, 163 tiempo de relajamiento longitudinal T ( 1), 6, 36 tiempo de relajamiento longitudinal en bruto (T1), 160 tiempo de relajamiento transversal T( 2), 6, 7, 40 relajamiento del fluido en bruto, 78 relajamiento del bruto, relajamiento porpetróleo superficie, 48, 163 51, 59, 78 relaxividad, 55 relaxividad efectiva, 55 repolarización, 42, 98 RF, antena de, 185 RF, señal de, 98, 185 RMN, 33 RUIDO, 186, 187, 198, 202 Ruido, 186 ruido, rectificación del, 189 resistividad de una formación (Rt), 135, 185 resistividad, 16, 142 de formación (Rt), 135, 185 del fluido en el pozo, 185 instrumentos, 4 perfiles, 22 profunda, 135, 147 verdadera de una formación, 137 resistividad del fluido en el pozo,185 resistividad profunda, 135, 147 resistividad verdadera de una formación, 137 resolución vertical (VR), 5, 91, 94, 95, 199 resonancia magnética nuclear, 37 232

respuesta multiexponencial, 165 resultados producidos en el sitio del pozo, 140 revisión estadística de tanque, 196 Rt, 135 Rw, 139

S S/N, relación señal a ruido, 104, 183 saturación, exponente de, 136 saturación de agua asociada con la arcilla, 136 saturación irreductible, 59 saturación parcial, estado de, 9, 52 saturación total de agua, 136 SBVI, 57, 60, 64 sección de acumulación de energía (capacitores),108 secuencia de pulsación alternante en fase (PAPS), 102 sedimentos de lecho marino, 22 sensor de bajo voltaje, 187 señal ambiente, 187 separadores, 108 SP, 139 SSM, 124, 164, 167 StiMRIL, 135, 150, 152 subpolarización, 116 susceptibilidad magnética, 50 (S/V)pore, 48 Sw,,58, 127, S 135, 137142 wb SwT, 137, 139

T T2 medio, 65 t, 39 T1, 6, 36, 42, 45, 46, 78, 84, 87, 94, 160, 165 T1,bulk, 46, 159 T1/T2, 163 T1,gas, 168 T1,mf, 168 T1surface, 46 T2, 6, 7, 40, 42, 45, 46, 48, 51, 53, 67, 78, 201 T2,bulk, 46, 159 T2*, 39, 43 T2diffusion, 46, 48, 82, 87 T2diffusion,w, 129 T2DW, 129, 149 T2,g, 162 T2gas, 52 T2gm, 64 T2i, 52 Índice


T2L, 124 T2,max, 168 T2,o, 163 T2,o,bulk, 163 T2oil, 52 T2S, 124 T2surface, 46 tamaño de garganta poral, 57 tamaño del cuerpo del poro, 57 tamaño poral, 8, 9, 51 TC, 95 TDA, 15, 16, 25, 78, 113,114, 116, 121, 129, 146, 167 TDA, procesamiento de, 116 TE, 6, 7, 25, 39, 42, 49, 67, 82, 89, 106, 122, 123, 127, 159, 164, 169, 174, 181 TE corto, 7 TE largo, 7 TElong, 82, 83 TEshort, 82 Temp1, 189 Temp2, 189 Temp3, 189 temperatura, 47, 48, 96, 177, 178, 189, 202 temperatura, corrección para, 201 temperatura, gradiente de, 177 temperaturas tensión (TENS), 202

U

ciclo (TC), tiempo de espera (TW95 ), 42, 106 tiempo de relajamiento longitudinal T ( 1), 6, 36 tiempo de relajamiento longitudinal en bruto T( 1), 160 tiempo de relajamiento transversal T( 2), 6, 7, 40 tiza (marga), 60, 80, 181 TK, 47 transmisor, 93 tratamientos de estimulación, 150 Travis Peak, 152 trenes de ecos de momentos rotacionales, 6 TW, 6, 7, 25, 42, 80, 94, 98, 104, 106, 123,124, 159, 165, 166, 168, 169, 175, 181, 201 TW corto, 114, 116 TW largo, 114, 116 TW ,bulk, 163 TWL, 169, 177 TWlong, 80, 82, 85 TWS, 169, 177 TWshort, 80, 82, 85 TXTA, 202

Y

Índice

UMBRAL, 186, 198, 202 umbral, 187 umbral de T2 (T2 cutoff), 9, 26, 57, 58, 59, 124, 202 uniformidad, 54

V velocidad del cable C ( S), 202 verificación,5,197 viscosidad, 11, 47, 49, 78, 85, 86, 113, 122, 161 viscosidades del petróleo, 123 viscosidad del petróleo, 161 volcánico, 148 volumen de agua irreductible en bruto, 57 volumen irreductible en bruto (BVI), 9, 25 volumen sensible, 91, 93, 96, 98, 101 VR, 94

W W, 138 W(T2,i), 60 Waxman-Smits, modelo de, 5, 135 WQ, 139 Ww, 138

yacimiento gas, 26 yacimientos de litología mixta, 159 yacimientos de petróleo viscoso, 174 yacimientos de petróleos medianos a pesados, 159 yacimientos de litología mixta, 159 yacimientos de petróleo mediano a pesado, 159 yacimientos lutíticos, 177

Z zeolita, 148, 150 zona de investigación, 5 zona invadida, 25, 98 zonas productivas de bajo contraste, 16, 26, 159 zonas vírgenes, 16, 88, 135, 147

233

Registros Electricos RMN - Principios y Aplicaciones

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