Tema 05b_Resonancia Magnética Nuclear de Pozo

Cátedra de Geofísica Aplicada, U.N.P.S.J.B., Chubut, Argentina. Tema 5(b) Resonancia Magnética Nuclear de Pozo Pozo

preparado por N. Acosta

RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR DE POZO Es una herramienta relativamente moderna que ha tenido creciente aplicación en la evaluación de fluidos producibles de los yacimientos de hidrocarburos, con resultados generalmente muy buenos en la cuenca Golfo San Jorge. El principio de medida está basado en excitar magnéticamente núcleos de hidrógeno y analizar las señales que éstos emiten. La amplitud de estas señales será proporcional a la cantidad de núcleos de hidrógeno presentes en la zona de medida. Todas las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear (RMN) implican el uso de un campo magnético y de ondas electromagnéticas de amplitud, frecuencia y duración controladas pulsos (pulsos), que son emitidas por la antena de una herramienta de perfilaje. En condiciones muy particulares, los núcleos de hidrógeno responden emitiendo también ondas electromagnéticas de la misma frecuencia que la antena emisora, las que se denominan ecos y son detectadas por la misma antena. Los datos primarios obtenidos en cada ciclo de medida son trenes de ecos los cuales están caracterizados por su amplitud y y por la variación de ésta con el tiempo . Estos dos factores son muy importantes dado que la variación de la amplitud nos da una idea de la proveniencia de la señal (arcilla de la matriz o fluido neto en los poros); el valor de la amplitud a su vez depende del número de núcleos que pudo ser excitado en la zona de medida, el sistema esta calibrado de manera que este valor se expresa en unidades de porosidad.

Principios físicos generales La rotación de la carga eléctrica (momento magnético) del núcleo atómico de los hidrógenos alrededor de su eje genera un campo magnético de la misma manera que un imán con sus polos NS orientados sobre el eje de rotación del núcleo. En los fluidos los momentos magnéticos de los núcleos de H se ordenan de manera aleatoria, de manera que la suma de todos es nula. La manera de detectar los fenómenos magnéticos asociados a ellos es ordenándolos de alguna forma tal que sus momentos magnéticos se sumen en alguna dirección preferencial (la forma es aplicando un campo magnético exterior). En presencia de un fuerte campo magnético exterior, aplicado con un magneto, los H se orientan en dos direcciones paralelas y antiparalelas al mismo. Podemos imaginarnos los H como trompos que giran sobre sí mismos pero a su vez tienen un giro de precesión alrededor de un eje coincidente con la dirección del campo magnético externo. El vector de magnetización resultante es la componente en la dirección del campo magnético externo resultante de la composición de muchísimos momentos magnéticos en el fluido debidos en en esencia a la respuesta de los núcleos de H. 1

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Todas las componentes en el plano transversal se anulan entre sí, por lo cual podemos decir que la magnetización resultante en el plano transversal es nula. En este estado de magnetización estable se aplican los pulsos con la antena de la herramienta, los que tendrán una frecuencia (en realidad una banda de frecuencias) igual a la frecuencia de definida por Sir Joseph Larmor al inicio del pasado siglo, que es la única frecuencia a la cual es posible comunicar energía a los protones (fenómeno denominado resonancia magnética). El efecto de estos pulsos es un giro del momento magnético proporcional a la energía del pulso, por lo tanto una vez finalizado este primer pulso (de 90º) los momentos magnéticos se encuentran en el plano transversal girando a la frecuencia de Larmor. En el volumen investigado existe una banda de frecuencias de Larmor en lugar de una única y esto hace que rápidamente los más veloces tomen distancias de los más lerdos y se pierda la coherencia que permite detectarlos. En este punto se aplica un pulso con el doble de energía que el anterior (de 180º) provocando un giro también de 180º en el plano transversal alrededor de un eje. Esto provocará que al cabo de cierto tiempo los más rápidos alcancen a los más lerdos y en un instante todos los vectores pasen por el mismo lugar al mismo instante emitiendo una señal electromagnética que es detectada por la antena de la herramienta (primer eco). Este primer eco tiene la información de la cantidad de protones que participaron en nuestro experimento de RMN y como éstos están contenidos en los fluidos la amplitud de este eco es proporcional a la porosidad del medio que estamos midiendo.

Las herramientas de perfilaje de resonancia magnética nuclear (o precesión protónica) utilizan una secuencia de pulsos que permite analizar la magnetización en el plano transversal, fundamentalmente cómo vuelve la magnetización a su estado de equilibrio inicial. Este proceso de recuperación sigue leyes exponenciales. La magnetización en el plano transversal comienza de un valor Mo y tiende a cero con una constante de tiempo de relajación T2. Esta secuencia comienza con un pulso de 90º que nos ubica en el plano transversal seguido de una secuencia de pulsos de 180º obteniendo después de cada uno de ellos un eco (momentos magnéticos en fase). Estos ecos son proporcionales a la magnetización total que va quedando en el plano transversal, por lo que su amplitud va decayendo según una exponencial decreciente con una constante del tiempo de relajación llamada T2. 2



Este tren de ecos obtenidos es la información primaria obtenida de la herramienta de perfilaje. De él no nos es posible obtener datos de utilidad práctica, por lo cual se realiza un proceso de inversión que consiste en obtener un espectro de constantes T2 a partir de los trenes de eco obtenidos. A estos trenes se los conoce también como datos en el dominio del tiempo, y a los espectros de T2 como datos en el dominio de T2. Es decir que en abscisas pasamos de unidades de tiempo a T2, y en ordenadas de amplitud de ecos a unidades de incremento de la porosidad. En las mediciones de porosidad utilizando RMN se asocian los poros grandes a T2 grandes y los poros pequeños a T2 chicos. Es posible fijar limites en el espectro de T2 de manera de dividir a la porosidad, que es el área del espectro de T2, en porciones que representen muy aproximadamente a las porosidades efectiva, irreducible y móvil, esto dependerá de una correcta elección del método de adquisición y de los valores T2 límite o de corte (cutoffs) elegidos.

PRONÓSTICOS DE FLUIDOS REALIZADOS EN BASE A LA RMN La evaluación de la información adquirida con un conjunto básico de perfiles de pozo abierto constituido por una herramienta resistiva, un calibre y la herramienta de Resonancia Magnética Nuclear MREX (de Baker, otras compañías tienen productos alternativos) provee indicadores tales como: 3



Porosidad Efectiva independientemente de la matriz rocosa. Indices de calidad petrofisica del reservorio Índice de permeabilidad de Coates, Kc: MBVM : Índice de porosidad asociada a fluidos móviles Estos dos últimos índices permiten caracterizar los reservorios de manera muy confiable, minimizando el punzado de capas “Sin Entrada” de fluido y facilitando la elección de capas que deberán ser estimuladas mediante fractura hidráulica. En el modo que se corre (POROPERM + OIL), además de los indicadores de calidad de reservorio, brinda tres espectros de T2 correspondientes a registros simultáneos, cuya interacción permite realizar certeros pronósticos del fluido presente en los reservorios.

Metodología de trabajo empleada La metodología de trabajo es muy simple, limitándose a la aplicación de valores límite a los índices de calidad petrofísica, resultando “buenos” reservorios aquellos que posean valores de Kc y MBVM mayores a los mismos, y “malos o pobres” reservorios aquellos cuyos valores estén por debajo de tales límites. La discriminación entre buenos y malos reservorios se realiza tomando como base el caudal obtenido durante el ensayo de terminación cuando éstos se han realizado de forma individual y no en conjunto. El histograma siguiente presenta estas consideraciones, nótese la relación de proporcionalidad directa entre indicadores y caudales. Con valores bajos de los indicadores se obtuvieron bajos caudales; los caudales bajos de capas que tienen indicadores con altos valores permiten inferir posibles daños de formación y permiten sugerir algún tipo de estimulación como una fractura hidráulica que permita remover el daño e incrementar el caudal obtenido en la terminación.

Esta conclusión está claramente indicada en el gráfico superior, el recuadro muestra el incremento del caudal post-fractura en capas con índices altos de calidad de reservorio. 4



Los gráficos para el índice de permeabilidad de Coates muestran un comportamiento similar a los de porosidad asociada a fluidos móviles, lo que permite sacar conclusiones similares. De esta manera se obtienen los valores límite que permiten discriminar entre reservorios de buena, regular o mala calidad.

La clasificación de los fluidos diagnosticados se realiza aprovechando una propiedad característica de cada tipo de fluido llamada difusión, la cual es producida por un decaimiento adicional de los ecos en presencia de un campo magnético gradacional como el generado por el MREX . La existencia de un gradiente de campo magnético hace que la frecuencia de Larmor cambie espacialmente de acuerdo a como cambia el campo, lo que provoca en la secuencia de pulsos un desfasaje adicional de los H que en su movimiento desordenado se van del lugar donde fueron excitados cambiando su frecuencia de Larmor. Esto es análogo a una gota de tinta en un vaso de agua. Este fenómeno afecta mayormente a los fluidos de baja viscosidad y la propiedad es aprovechada para separar las señales de NMR provenientes de agua de las provenientes de petróleo, dado que las constantes de difusión de ambos fluidos son diferentes fundamentalmente a las diferencias de viscosidad. Para utilizar la propiedad de difusión de los fluidos en los registros de pozo se requiere realizar una adquisición con distintas frecuencias y a distintos valores de gradiente de campo magnético. El diagnostico de fluidos en los pozos se realiza por comparación visual de los espectros de T2 teniendo en cuenta las caracterizaciones que a continuación se exponen, las que se ajustan a medida que avanza un determinado proyecto. Cuando el fluido presente en el reservorio analizado es petróleo:

Los espectros deberán verse prácticamente iguales (sin desplazamientos relativos). El espectro de T2 correspondiente al GTE de 89 (ubicado a la derecha en la siguiente figura) no deberá estar desplazado hacia la izquierda respecto de los GTE de 36 y 17 (espectros ubicados a la izquierda). Esto se debe a la poca difusión que presenta este tipo de fluido. 5



Cuando el fluido es agua de formación:

Dado que el agua presenta mayor difusión, cuando sea éste el fluido contenido en el reservorio, el espectro de la derecha presentará un desplazamiento (“shift”) hacia la izquierda respecto a los del GTE: 36 y 17, tal como se muestra en la siguiente figura.

Nótese el valor bajo para el índice de movilidad asociado a fluidos móviles en las capas sin entrada de fluido en el ensayo de terminación. Otro elemento que es utilizado para el diagnóstico de petróleo y que aprovecha los efectos de la difusión es el valor de T2 máx del agua, el cual depende de los parámetros de adquisición, de la temperatura y de la viscosidad del agua.

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Este valor máximo está representado en el registro de MREX por una línea de color azul colocada en el espectro de T2 correspondiente al GTE de 89. Toda señal que esté por arriba de esta línea es producida por petróleo que se encuentre en la zona de lectura de la herramienta.

Dado que existe un gran contraste de la constante de difusión del gas respecto a la de los demás fluidos, esta propiedad podría haber sido utilizada para identificarlo, pero las bajas presiones a la que este se encuentra en nuestros reservorios hacen que el índice de hidrógeno asociado sea bajo, generando consecuentemente una señal de muy baja intensidad que normalmente queda enmascarada por la fuerte señal que producen las altas concentraciones de agua irreducible típicas de esta Cuenca.

Limitaciones del método de evaluación Expuestos ya los criterios utilizados para diagnosticar tipos de fluidos, a continuación se comentará acerca de las limitaciones de esta metodología de evaluación que pueden motivar prognosis desacertadas. En ocasiones los radios de invasión calculados por procesamiento de lecturas de resistividad a varias profundidades de investigación resultan bastante importantes. Por lo cual 7



muchas veces la lectura del MREX se produce en la zona lavada que está inmediatamente a continuación de la pared del pozo. La señal de petróleo que es detectada por la herramienta está producida por el petróleo que no fue desplazado por el filtrado del lodo de perforación. Así, un petróleo de baja viscosidad que sea casi completamente desplazado de la zona lavada, podrá ser interpretado como agua debido a que se observará un desplazamiento de espectros producido por el agua del filtrado. Esto motivará fallos en los diagnósticos de fluidos que harán confundir reservorios petrolíferos con capas acuíferas. La gran invasión de agua filtrada puede ser la razón de pronósticos desacertados. Por otro lado, un reservorio fundamentalmente acuífero que tiene alojado algo de petróleo en la zona de lectura, podrá producir diagnósticos erróneos que lo confundan con un reservorio petrolífero. Por fortuna el tipo de petróleo más común en la Cuenca del Golfo San Jorge (de viscosidad media), minimiza estos fallos permitiendo que esta metodología de evaluación de fluidos resulte bastante certera.

Interpretación de mapas de difusión Una imagen de 2D NMR (mapa de difusión) es análoga a los gráficos que son usados en análisis de pozo abierto. Por ejemplo los que usan conjuntamente datos de densidad y de neutrón para determinar tipo de roca y porosidad.

En forma similar nosotros graficamos en 2D los datos de MREX (Difusión vs. T2 Intrínseco) para de esta manera diferenciar fluidos con el mismo T2 pero distinta difusión. El T2 es el tiempo de relajación que corresponde a la constante de tiempo del decaimiento del tren de ecos y la difusividad D es la medida de la habilidad de las moléculas para moverse aleatoriamente en el fluido. Se grafican líneas para el agua y para el petróleo. El gas ocupará la esquina superior derecha. El volumen de cada fluido está representado por un color distinto. 8



En la Cuenca del Golfo San Jorge estas técnicas de identificación de fluidos han permitido predecir con un promedio de acierto de más de 75% qué zonas son probablemente más productivas de hidrocarburos. Esto ha eliminado la necesidad de ensayos de prueba, ahorrando a las operadoras mucho dinero y tiempo de terminación. En el ejemplo se muestra un mapa de difusión de una zona productora de petróleo. La misma muestra petróleo móvil tal cual lo demostró el ensayo posterior de terminación.

CONSIDERACIONES PARA PROGNOSIS DE FLUIDOS

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CONSIDERACIONES TENIDAS EN CUENTA PARA ESTIMACIÓN DEL PORCENTAJE DE ACIERTOS EN PROGNOSIS DE FLUIDOS 

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La zona de lectura de la herramienta corresponde a la zona invadida (4 pulgadas de profundidad de investigación) lo cual no hace factible hacer cuantificaciones que permitan estimar porcentajes de fluidos en los ensayos. No se consideran los resultados de los ensayos en los siguientes casos: 

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Ensayos en conjunto que involucran capas con diferentes prognosis Bajos caudales obtenidos en los ensayos (por ej: menos de 160 lts.) de capas de alta calidad de reservorio (MBVM alto), en esos casos se infiere probable daño de formación y de nos ser estimuladas no se consideran. El resultado sin entrada en una capa con prognosis de fluido y en la cual la calidad de reservorio sugiera una estimulación no se considera en la estadística dado que un probable daño de formación podría ser la causa del resultado y sin estimulación NO es posible conocer el fluido que se encuentra en el reservorio.

En caso de capas estimuladas mediante fractura hidráulica se considera el resultado del ensayo post-fractura

CUESTIONARIO BÁSICO - ¿En qué se fundamentan los perfiles de resonancia magnética nuclear en pozo? - ¿Qué indicadores provee esta metodología? - ¿Cómo evaluamos el potencial de un reservorio con RMN? - ¿Qué son los mapas de Difusión?

Bibliografía Específica: -

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S. Chen, D. Beard, M. Guillen, S. Fang and G. Zhang: MR Explorer Log Acquisition Methods: Petrophysical-Objective_Oriented Approaches, SPWLA 44th Annual Logging Symposium, June 22-25, 2003. S. Chen, C.M. Edwards, and H.F. Thern. Western Atlas Logging Services. Advances in NMR Log Processing and Interpretation. Delia C. Diaz, Eduardo Breda, YPF, S.A. Comodoro Rivadavia , Argentina, Carlos Minetto, Baker Atlas, Comodoro Rivadavia, Argentina, Songhua Chen, SPE, Baker Atlas, Houston, USA. SPE 56425. Use of NMR Logging for Formation Damage Prevention: Water-Flooding Case Study in Cañadón Seco, San Jorge Basin. Songhua Chen, SPE, Western Atlas Logging Services, Houston, USA; Oscar Olima, YPF S. A., Héctor Gamín YPF S.A., Comodoro Rivadavia, Argentina; Daniel T. Georgi, SPE, Western Atlas Logging Services, Houston, USA; J. Carlos Minetto, Western Atlas Logging Services, Comodoro Rivadavia, Argentina SPE 49009 Estimation of Hydrocarbon Viscosity with Multiple TE Dual Wait-Time MRIL Logs. M. Altunbay, C.M. Edwards and D.T. Georgi, Western Atlas Logging Services SPE 38027 Reducing Uncertainty in Reservoir Description with NMR-Log Data.

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