la resonancia magnética nuclear revela todo su...

4 Oilfield Review

La resonancia magnética nuclear revela todo su potencial

Ridvan AkkurtSaudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

H. Nate BachmanChanh Cao MinhCharles FlaumJack LaVigneRob LeveridgeSugar Land, Texas, EUA

Rómulo CarmonaPetróleos de Venezuela S.A.Caracas, Venezuela

Steve CraryAl-Khobar, Arabia Saudita

Eric DecosterBarcelona, Venezuela

Nick HeatonClamart, Francia

Martin D. HürlimannCambridge, Massachusetts, EUA

Wim J. LooyestijnShell International Exploration and Production B.V.Rijswijk, Países Bajos

Duncan MardonExxonMobil Upstream Research Co.Houston, Texas

Jim WhiteAberdeen, Escocia

Oilfield Review Primavera de 2009: 20, no. 4.Copyright © 2009 Schlumberger.AIT, CMR, MDT, MR Scanner, OBMI y Rt Scanner son marcas de Schlumberger.MRIL (Registro del generador de Imágenes de ResonanciaMagnética) es una marca de Halliburton.

Los avances en la tecnología de las mediciones, sumados al mejoramiento de las

técnicas de procesamiento, han generado nuevas aplicaciones para los registros de

resonancia magnética nuclear (RMN). Una nueva herramienta de RMN ofrece la

información convencional, además de la caracterización de las propiedades de

los fluidos. Estos datos RMN permiten identificar los tipos de fluidos, las zonas de

transición y el potencial de producción en ambientes complejos. La inclusión de esta

información en mapas de visualización multidimensionales provee a los analistas de

registros nuevos conocimientos sobre las propiedades de los fluidos en sitio.

La evaluación petrofísica requiere mucha cienciapero también un poco de arte. La base científicade una técnica de medición nueva a menudo sedesarrolla a partir de cambios radicales en las tec-nologías. El arte de la aplicación a veces tiene queponerse al tanto de las herramientas, mientrasque las herramientas de interpretación se desa-rrollan para explotar exhaustivamente las nuevasmediciones. Los intentos efectuados para integrarlas nuevas formas de datos en los flujos de trabajoexistentes pueden encontrar resistencia entrequienes se manifiestan escépticos acerca del valoragregado de la nueva información. Además, lacurva de aprendizaje inherente a la adopción deconceptos nuevos a menudo es pronunciada, locual puede reñir con las demandas de tiempo delos atareados geólogos y petrofísicos.

La tecnología de resonancia magnética nu -clear constituye un ejemplo de la física de la me-dición—la ciencia—conocida y desarrollada antesque el análisis petrofísico—el arte—integrara lasmediciones en los flujos de trabajo estándar. Sibien la tecnología de RMN fue introducida inicial-mente en la década de 1960, el desarrollo de unaherramienta de RMN que proveyera informaciónútil para los petrofísicos, insumió 30 años. La pri-mera herramienta de RMN por pulsos desplegadacon éxito fue introducida a comienzos de la década

de 1990 por NUMAR Corporation, ahora subsidia-ria de Halliburton. Equipadas con imanes de pre-polarización permanentes, estas herramientas deadquisición de registros utilizan pulsos de radio fre-cuencia (RF) para manipular las propiedades mag-néticas de los núcleos de hidrógeno en los fluidosde yacimientos. Schlumberger pronto hizo lo pro-pio e introdujo la herramienta de resonancia mag-nética combinable CMR.

En general, las mediciones de RMN no eranaceptadas con entusiasmo porque los datos nosiempre se asimilaban bien con los esquemas deinterpretación existentes. No obstante, quienesprimero adoptaron estas nuevas mediciones en-contraron aplicaciones para las mismas y, a me-dida que las herramientas evolucionaron, lospetrofísicos establecieron el valor de los registrosde RMN para los intérpretes; creando un nicho enproceso de expansión en la industria del petróleoy el gas. Hoy en día, la mayoría de las compañíasde servicios ofrecen algún tipo de dispositivo paraobtener registros de RMN, y se han desarrolladoherramientas de RMN LWD para proporcionar in-formación acerca de la calidad de los yacimientosen tiempo real o casi real.

Las herramientas de resonancia magnética nu-clear miden la porosidad, independiente de la lito-logía, y no requieren fuentes radioactivas. Además,

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proveen estimaciones de la permeabilidad y laspropiedades básicas de los fluidos. En un principio,las propiedades de los fluidos se limitaban al volu-men de fluidos libres y a los volúmenes inmóvilesde fluidos ligados a la arcilla y a los capilares. Sibien los físicos sabían que podían conseguir muchamás información sobre los fluidos a partir de losdatos RMN, era necesario contar con herramien-tas de fondo de pozo capaces de proveer técnicasmás avanzadas de adquisición y procesamiento dedatos para extraer las propiedades de los fluidosen un registro continuo.

Este artículo analiza los desarrollos produci-dos en las técnicas de medición que proporcionanlas propiedades de los fluidos de formación ensitio en base a la técnica de RMN. Se describe unaherramienta de fondo de pozo recién introducida,que posee la capacidad para obtener estas medi-ciones tanto en modo continuo como en modo es-tacionario, además de la teoría de registros deRMN aplicable a estas nuevas mediciones.1 Conestas nuevas capacidades de RMN, las medicionesde la caracterización de fluidos resuelven las am-bigüedades asociadas con la interpretación, talcomo lo demuestran algunos estudios de casos deAmérica del Sur, el Mar del Norte, Medio Orientey África Occidental.

Un poco de cienciaTodas las herramientas de RMN exhiben caracte-rísticas en común. Poseen potentes imanes per-manentes utilizados para polarizar los espines delos núcleos de hidrógeno que se encuentran en losfluidos de yacimientos. Las herramientas generanpulsos de radio frecuencia para manipular la mag-netización de los núcleos de hidrógeno y luego uti-lizan las mismas antenas que generan esos pulsospara recibir los ecos de RF extremadamente pe-queños que se originan en los núcleos resonantesde hidrógeno.

Debido a sus momentos magnéticos, los nú-cleos de hidrógeno se comportan como imanes mi-croscópicos de barra. Con la exposición al campomagnético estático, B0, de los imanes permanen-tes de la herramienta de RMN, los momentos mag-néticos del hidrógeno tienden a alinearse en ladirección de B0. El tiempo de exposición se deno-mina tiempo de espera, WT, y en el tiempo reque-rido para que se produzca la polarización incidendiversas propiedades de la formación y los fluidos.El incremento de la magnetización resultante esrepresentado por una curva exponencial de múlti-ples componentes, cada uno de cuyos componen-tes es caracterizado por un tiempo de relajación T1.

Luego de un tiempo WT dado, un tren de pul-sos de RF electromagnética manipula los momen-tos magnéticos de los núcleos de hidrógeno einclina su dirección, alejándola de la del campoB0. El proceso de envío de trenes largos de pulsosde RF se denomina secuencia CPMG.2 Una carac-terística clave de esta secuencia es la de alternarla polaridad de la señal recibida para eliminar lastransformaciones artificiales relacionadas con loscomponentes electrónicos. Durante el ciclo demedición CPMG, los núcleos de hidrógeno presen-tes en la formación generan ecos detectables de

Gas

AguaPetróleo

1. Para obtener más información sobre la teoría y losregistros de RMN, consulte: Kleinberg R, Straley C, Gubelin G y Morriss C: “NuclearMagnetic Resonance Imaging—Technology for the 21stCentury,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995): 19–33.Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W,Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P,Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: “How to UseBorehole Nuclear Magnetic Resonance,” Oilfield Review9, no. 2 (Verano de 1997): 34–57.Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, CastelijnsK, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, NorvilleMA, Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R:“Tendencias en registros de RMN,” Oilfield Review12, no. 3 (Invierno de 2001): 2–21.

2. La sigla CPMG alude a los físicos que desplegaron conéxito la secuencia de pulsos de RF utilizada en losdispositivos de RMN: Herman Carr, Edward Purcell, Saul Meiboom y David Gill.

Agua ligada

a la arcilla

Agua ligada por capilaridad

Distribución de T2

Ampl

itud

Agua libre

Tiempo

Porosidad total

Poros pequeños Poros grandes

Ampl

itud

Ampl

itud

Tiempo

Inversión

Norte

Sur Antena

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS N

S

NS N

S

NS

NS

Incremento de T1

Decaimiento de T2

Eco TE

Secuencia CPMGWT

A B C D

E

F

G

> Teoría básica de la RMN. Los núcleos de hidrógeno se comportan como diminutos imanes de barra ytienden a alinearse con el campo magnético de los imanes permanentes, como los de una herramientade registros de RMN (A). Durante un tiempo de espera (WT) establecido, los núcleos se polarizan conuna tasa de incremento exponencial, T1, que comprende múltiples componentes (C). A continuación,un tren de pulsos de RF manipula los espines de los núcleos de hidrógeno haciendo que se inclinen90° y luego oscilan (o precesan) en torno al campo magnético permanente. Los fluidos de las forma-ciones generan ecos de RF entre los pulsos sucesivos que son recibidos y medidos por la antena de laherramienta de RMN (B). El tiempo transcurrido entre los pulsos es el espaciamiento entre ecos (TE)(D). Las amplitudes de los ecos decaen en una superposición de tiempos de relajación exponencial,T2, que son una función de la distribución del tamaño de los poros, las propiedades de los fluidos, lamineralogía de las formaciones y la difusión molecular (E). Una técnica de inversión convierte la curvade decaimiento en una distribución de mediciones de T2 (F). En general, para las rocas rellenas de salmuera, la distribución se relaciona con los tamaños de los poros de las rocas (G).

RF con la misma frecuencia que la utilizada paramanipularlos.3 Los ecos se producen entre los pul-sos de RF. El tiempo existente entre los pulsos esel espaciamiento entre ecos, TE.

La amplitud de los ecos es proporcional a lamagnetización neta en el plano transversal alcampo estático creado por los imanes permanen-tes. La amplitud del eco inicial se relaciona direc-tamente con la porosidad de la formación. Laintensidad de los ecos subsiguientes se reduce ex-ponencialmente durante el ciclo de medición. Lavelocidad de decaimiento exponencial, represen-tada por la velocidad de relajación, T2, es bási -camente una función del tamaño de poros perotambién depende de las propiedades del fluido pre-sente en el yacimiento, la presencia de mineralesparamagnéticos en la roca y los efectos de difusiónde los fluidos. En los casos típicos, el decaimientode las amplitudes de los ecos es regido por una dis-tribución de los tiempos T2, similar a los tiempos T1

de la curva de incremento. Una técnica de inver-sión ajusta la curva de decaimiento con solucionesexponenciales discretas. Estas soluciones son con-vertidas en una distribución continua de tiemposde relajación, representativos de los poros rellenosde fluidos de la roca yacimiento (arriba).4

Cuando el fluido presente en la región de inci-dencia de la medición es salmuera, la distribuciónde los tiempos T2 es por lo general bimodal, parti-cularmente en las areniscas. Los poros pequeñosy el fluido ligado poseen tiempos T2 cortos, y losfluidos libres presentes en los poros más grandesposeen tiempos de relajación más largos. La líneadivisoria entre el fluido ligado y el fluido libre esel punto de corte de T2. El petróleo y el gas pre-

sentes en los espacios de los poros introducenciertas complicaciones en el modelo.

Los tres mecanismos principales que incidenen los tiempos de relajación T2 son la relajaciónde la superficie granular, la relajación producidapor los procesos de fluidos volumétricos y la rela-jación resultante de la difusión molecular.5 La re-lajación de la superficie granular es una funciónde la distribución del tamaño de poros. Los efectosde la relajación producida por la difusión molecu-lar y las propiedades de los fluidos volumétricos serelacionan directamente con el tipo de fluido pre-sente en los poros.

El alquitrán (bitumen) posee un tiempo de re-lajación extremadamente corto y puede no ser me-dible con herramientas de RMN de fondo de pozo.Los petróleos pesados poseen tiempos de relaja-ción cortos, similares a los de los fluidos ligados ala arcilla y a los capilares, pero también puedenser demasiado cortos para la técnica de RMN (pró-xima página). Los petróleos más livianos poseentiempos T2 más largos, similares a los asociadoscon los fluidos libres. El gas posee un tiempo derelajación aún más largo que el petróleo. Duranteel proceso de medición, se detectan las señales in-dicadoras de petróleo y gas además de las señalesdel agua móvil e irreducible. Si bien es probableque los tiempos T2 de las señales indicadoras depetróleo y gas no tengan ninguna relación con laproducibilidad de los hidrocarburos, ayudan acaracterizar el tipo de fluido. Se han desarrolladotécnicas para explotar la respuesta del fluido eidentificar la presencia y el tipo de hidrocarburos.

En el pasado, existían dos técnicas principa-les en las cuales se utilizaban los datos RMN para

identificar los fluidos: la técnica de espectro dife-rencial y la técnica de difusión asistida.6 La técnicadel espectro diferencial combina las medicionescon dos tiempos de espera diferentes. Los tiemposWT cortos polarizan insuficientemente los fluidosde las formaciones, tales como el gas y el petróleoliviano, que poseen tiempos de incremento y decai-miento largos. Las mediciones de los fluidos contiempos de relajación cortos no son afectadas porlos cambios en el tiempo WT. Las diferencias exis-tentes entre las pasadas secuenciales de adqui -sición de registros identifican la presencia dehidrocarburos livianos, lo cual hace que la técnica

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del espectro diferencial sea más efectiva en losambientes de gas o condensado. Además, se handesarrollado secuencias de grabación que registranlos datos en una sola pasada.

La técnica de difusión asistida explota los cam-bios producidos en la respuesta del fluido cuandose utilizan espaciamientos entre ecos, o TE, dife-rentes.7 El agua y el petróleo generalmente poseentiempos de relajación similares cuando las medi-ciones se obtienen utilizando espaciamientos TEcortos; sin embargo, el agua a menudo se relajamás rápido que el petróleo cuando se utilizan espa-ciamientos TE más largos. Para aislar la señal indi-cadora de petróleo, se compara una medición conun espaciamiento TE corto con un tren de ecos conun espaciamiento TE más largo, escogido para me-jorar las diferencias de difusión de los fluidos pre-sentes en la formación. La señal indicadora deagua se reduce con los espaciamientos TE más lar-gos, dejando principalmente la señal indicadora depetróleo. Esta sensibilidad de la difusión provee

una indicación cualitativa de la presencia de pe-tróleo, si bien a veces la medición también puedeser cuantitativa.8

Tanto la técnica de espectro diferencial comola de difusión asistida, se basan en las medicionestradicionales de los tiempos de relajación T2 paraidentificar la presencia de hidrocarburos. Esto li-mita los resultados a un aspecto unidimensionalde los fluidos, y el tipo de fluido sólo puede ser in-ferido, no cuantificado directamente. Además, esnecesario el conocimiento previo de los fluidosprevistos para elegir los parámetros de adqui -sición correctos. La limitación principal de larelajación es la dificultad asociada con la dife -renciación del agua respecto del petróleo (véase“Las dimensiones en la tecnología de registros deRMN,” próxima página). Pero el hecho de quelas señales indicadoras de petróleo y gas se inclu-yan con la señal indicadora de agua en la distri-bución total, introduce una dimensión explotableen las distribuciones de los tiempos de relajación.

Si se remueve la contribución del agua, sólo quedala señal indicadora de hidrocarburo.

La difusión molecular es la clave para revelarlas propiedades de los fluidos derivadas de losdatos RMN. El gas y el agua poseen velocidades dedifusión características que pueden ser calcula-das para determinadas condiciones de fondo depozo. El petróleo posee un rango de valores de di-fusión basados en su estructura molecular. Esterango también puede ser pronosticado utilizandodatos empíricos obtenidos de muestras de petró-leo muerto.

La medición de los tiempos T2 provee el volu-men total de fluido; ligado y libre. El agregado dela difusión permite discriminar el tipo de fluidopresente. Una presentación gráfica—el mapa dedifusión-T2, o D-T2—despliega estos datos en unespacio 2D formado por la difusión y la relajación.La señal indicadora de agua puede separarse de lade los hidrocarburos. La intensidad de los compo-nentes en el mapa D-T2, provee las saturaciones delos fluidos. También pueden generarse mapas uti-lizando los datos de los tiempos de relajación T1.

Esta cuantificación de la difusión es posiblegracias a una nueva técnica de adquisición, la edi-ción de la difusión (DE) que reduce las limitacio-nes de los métodos previos, tales como la difusiónasistida y el espectro diferencial. La diferenciacióndel agua y los hidrocarburos por sus diferencias

3. Durante la secuencia CPMG, los átomos de hidrógenoson manipulados mediante pulsos cortos de RFprovenientes de un campo electromagnético oscilante.La frecuencia de los pulsos de RF es la frecuencia deLarmor.

4. Freedman R y Heaton N: “Fluid Characterization UsingNuclear Magnetic Resonance Logging,” Petrophysics 45,no. 3 (Mayo–Junio de 2004): 241–250.

5. Kleinberg RL, Kenyon WE y Mitra PP: “On the Mechanism of NMR Relaxation of Fluids in Rocks,” Journal of MagneticResonance 108A, no. 2 (1994): 206–214.

6. Akkurt R, Vinegar HJ, Tutunjian PN y Guillory AJ: “NMRLogging of Natural Gas Reservoirs,” The Log Analyst 37,no. 6 (Noviembre–Diciembre de 1996): 33–42.

7. Akkurt R, Mardon D, Gardner JS, Marschall DM ySolanet F: “Enhanced Diffusion: Expanding the Range of NMR Direct Hydrocarbon-Typing Applications,”Transcripciones del 39° Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Houston, 26 al 29 de mayo de 1998, artículo GG.

8. Looyestijn W: “Determination of Oil Saturation fromDiffusion NMR Logs,” Transcripciones del 37° SimposioAnual de Adquisición de Registros de la SPWLA, NuevaOrleáns, 16 al 19 de junio de 1996, artículo SS.

> Efectos del petróleo sobre las distribuciones de T2. Para los poros rellenos de salmuera, la distribución de T2 generalmente refleja la distribución del tamañode los poros de la roca. Esta distribución a menudo es bimodal, representando los poros pequeños y grandes (izquierda). Los poros pequeños contienenfluidos ligados a la arcilla y ligados por capilaridad, y poseen tiempos de relajación cortos. Los poros grandes contienen agua libre móvil y poseen tiempos derelajación más largos. La línea divisoria entre el fluido ligado y el fluido libre es el punto de corte de T2. Cuando los espacios de los poros del yacimiento estánrellenos de petróleo, la distribución medida de T2 está determinada por la viscosidad y la composición del petróleo (centro). Debido a su estructura mole-cular, el alquitrán (bitumen) y los petróleos pesados viscosos poseen velocidades de decaimiento rápidas, o tiempos T2 cortos. Los petróleos más livianos y el condensado poseen un espectro de tiempos T2, que se superponen con los de los poros más grandes rellenos de salmuera. La mezcla de petróleo yagua en el yacimiento produce una combinación de tiempos T2 que se basa tanto en el tamaño de poros como en las propiedades de los fluidos (derecha).

Distribuciones de T2 para la salmuera

Punto decorte de T2

Agua ligada

a la arcilla

Alquitrán+ agua

ligada a la arcilla

Petróleo liviano

+ agua libre

Petróleo pesado+ agua

ligada por capilaridadAlquitrán

Petróleoliviano

Petróleo pesado

Petróleointermedio

Petróleosintermedios+ agua libre

Agua ligada por capilaridad Agua libre

Tamaño de los poros Viscosidad y composición

Distribuciones de T2 para el petróleo Distribución Total

(continúa en la página 13)

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Los seres humanos generalmente visualizamosen tres dimensiones, y las relaciones geomé-tricas se entienden como el agregado de nive-les de complejidad con cada dimensión. Porejemplo, una imagen 1D puede poseer longi-tud, la 2D agrega el ancho, la 3D agrega la pro-fundidad y la 4D agrega el tiempo.1 En formaanáloga a las relaciones espaciales, las medi-ciones de RMN pueden describirse utilizandola dimensionalidad, en la que cada dimensiónadiciona un grado de complejidad.

La distribución RMN 1D se refiere a las me-diciones del tiempo de relajación transversalT2. Las distribuciones de T2 se obtienen me-diante la inversión de las señales crudas dedecaimiento del eco RMN. Las distribucionescontienen información acerca de las propieda-des de los fluidos y la geometría de los poros.No obstante, las señales indicadoras de fluidosdiferentes a menudo se superponen y no siem-pre es posible distinguir el agua del petróleo,

o el agua del gas, estrictamente sobre la basede la distribución de los tiempos T2.

La medición del tiempo de relajación T1, obtenida del incremento de la polarización,también provee una distribución 1D. Se ad-quiere un solo eco (o un número pequeño deecos) para una serie de tiempos de espera di-ferentes, WT.2 El incremento observado en laamplitud de los ecos, con el aumento deltiempo WT, es el incremento de la polariza-ción regido por la distribución de los tiemposde relajación T1 (arriba). Con una inversiónmatemática similar a la empleada para deri-var las distribuciones de T2, a partir de las se-ñales de decaimiento del eco, se extrae ladistribución de T1 a partir del incremento de la polarización.

Durante la adquisición de T1 se puede regis-trar una señal completa de decaimiento deleco T2 para cada tiempo WT, en lugar de unsolo eco o de una serie corta de ecos, y, de

ese modo, se puede generar un conjunto dedatos 2D con los datos de T2 y T1. Las señalesindividuales de decaimiento del eco se invier-ten para obtener una distribución de T2 inde-pendiente para cada tiempo WT. Cadacomponente de T2 sigue su propio incrementocaracterístico con el incremento del tiempoWT, regido por la distribución (incremento)de T1 asociada con ese componente de T2. Enla práctica, el conjunto original de datos deecos se convierte directamente en una distri-bución de T1-T2 2D (a veces denominada mapade T1-T2) a través de un proceso de inversión2D. (próxima página, a la izquierda).3

Para muchos fluidos, las distribuciones deT1 y T2 son muy similares ya que están regidaspor las mismas propiedades físicas. Bajo lascondiciones de medición habituales, la rela-ción T1/T2 para el agua y el petróleo oscilaentre 1 y 3. No obstante, una diferencia impor-tante entre los dos tiempos de relajación esque los tiempos T2 son afectados por la difu-sión molecular, mientras que los tiempos T1

están libres de los efectos de la difusión. Enlas mediciones de RMN, la difusión causa unareducción de la amplitud del eco y, por consi-guiente, acorta los tiempos T2. La magnituddel efecto de la difusión es una función de laconstante de difusión molecular del fluido, D,y del espaciamiento entre ecos, TE. El pará-metro TE es una variable de medición ajusta-ble que define el tiempo existente entre lospulsos consecutivos de radio frecuencia (RF)en la secuencia de medición.

La difusividad es una propiedad intrínsecadel fluido que depende solamente de su com-posición, temperatura y presión. Una vezcuantificada, identifica el tipo de fluido.4 En el caso del agua, D se relaciona fundamental-mente con la temperatura, y en el caso del gasnatural, su valor es determinado tanto por latemperatura como por la presión. Los petró-leos crudos exhiben una distribución de lasvelocidades de difusión que está regida por la

Las dimensiones en la tecnología de registros de RMN

> Registros de T1. Las secuencias CPMG tradicionales de RMN miden las distribuciones de T2 ycomienzan después de transcurrido un tiempo WT suficiente para la polarización de los núcleosde hidrógeno. Para la adquisición de los registros de T1, se utiliza una sucesión de ciclos CPMGcortos con los tiempos WT seleccionados a través de un rango de valores. Apartándose de losmétodos de registración de T1 previos, la herramienta MR Scanner registra los trenes completosde ecos T2, para cada valor de WT elegido y, por consiguiente, los datos resultantes puedensometerse a un proceso de inversión multidimensional y proveer tanto las distribuciones de T1como de T2. Los registros de T1 resultan especialmente útiles en ambientes con una relaciónseñal-ruido baja y para los fluidos con tiempos de polarización largos, tales como los asociadoscon los hidrocarburos livianos y los poros grandes. Además, las distribuciones de T1, a diferenciade las distribuciones de T2, están libres de los efectos de la difusión y proporcionan resultadosmás precisos en los fluidos altamente difusivos.

Secuencia CPMGcompleta (1)

WT (n)

Pola

rizac

ión WT (3)

WT (2)

WT (1) Secuencia CPMGcompleta (2)

Secuencia CPMGcompleta (3)

Secuencia CPMG completa (n)

Tiempo

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composición molecular, la temperatura y lapresión. Por consiguiente, la difusión es clavepara la identificación del tipo de fluido me-diante RMN. Por ejemplo, los tiempos de rela-jación T2 correspondientes al gas son muchomás cortos que los tiempos T1, debido a la di-fusión. Mediante la identificación de la dife-rencia existente entre las mediciones de T1 yT2 en un yacimiento de gas, es posible deducirel tipo de hidrocarburo presente.

Las distribuciones de la difusión son deter-minadas mediante la medición de los decai-mientos de la amplitud del eco para los trenesde ecos adquiridos con diferentes espacia-mientos entre ecos, TE. No obstante, el hechode incrementar el espaciamiento TE para per-mitir que se produzca la difusión tiene su pre-cio. El incremento del tiempo existente entrelos ecos implica que existen menos ecos a lolargo de un intervalo de tiempo equivalente,reduciendo la densidad de los datos. Estoproduce además un decaimiento más rápido

de la señal—los tiempos T2 son más cortos—debido a los efectos de la difusión. El resul-tado final es una reducción de la cantidad dedatos utilizables, y el proceso de inversión sevuelve más desafiante debido a la relaciónseñal-ruido más baja.

La técnica de edición de la difusión (DE)supera estas limitaciones mediante la combi-nación de dos espaciamientos TE iniciales lar-gos—durante los cuales la difusión es efectivapara la reducción de la señal de RMN—segui-dos por un tren extendido de espaciamientosTE cortos, durante los cuales los efectos de la

difusión se minimizan (arriba). Se puede re-gistrar un gran número de ecos, maximizán-dose la relación señal-ruido efectiva.

En forma análoga a la medición de T1-T2

descripta previamente, se puede diseñar unexperimento 2D para extraer información dedifusión. En lugar de grabar trenes de ecospara varios tiempos WT secuenciales, se registra un tren de ecos con diferentes espa-ciamientos TE iniciales largos. Los datos sonsometidos al procesamiento con fines de in-versión y luego pueden utilizarse para generarmapas D-T2, los cuales constituyen una forma

1. Más allá de la física clásica, existen otras aplicacionesque describen cuatro y más dimensiones. La teoría decuerdas, por ejemplo, propone 10 dimensiones,incluyendo una dimensión cero.

2. El tiempo de espera es el tiempo asignado para la alineación de los protones dentro del campomagnético estático del imán permanente de unaherramienta de registros de RMN durante el ciclo de medición.

3. Song YQ, Venkataramanan L, Hürlimann MD, Flaum M, Frulla P y Straley C: “T1–T2 Correlation SpectraObtained Using a Fast Two-Dimensional LaplaceInversion,” Journal of Magnetic Resonance 154, no. 2 (Febrero de 2002): 261–268.

4. Freedman y Heaton, referencia 4, texto principal.

> Datos RMN bidimensionales. La naturaleza2D de los mapas T1-T2 se pone de manifiesto através de la superposición de las señales prove -nientes de los dos conjuntos de distribuciones.Las señales desplegadas en gráficas de inte-rrelación indican su valor máximo, mediante lavariación cromática de azul a rojo oscuro, enel centro y a la derecha de esta gráfica. Losdatos convergen a lo largo de la línea central,en el medio; donde su concordancia indicamediciones de fluidos similares tanto a partirde T1 como a partir de T2. Pero la divergenciade los componentes de tiempo más largos delos dos conjuntos de datos, resultado de la difusión molecular, hace que la gráfica se desplace con respecto a la línea central en elextremo derecho. Si no hubiera ningún efectode difusión, la interrelación se centraría a lolargo de la línea divisoria.

T1 T2

> Edición de la difusión. Con las secuencias CPMG tradicionales y el espaciamiento corto entreecos (TE), las señales indicadoras de petróleo (verde) y agua (azul) se relajan, o decaen, convelocidades similares (extremo superior). La extensión del valor de TE (centro) mejora el efectode la difusión, preferentemente para el agua, de difusión rápida, comparada con el petróleo dedifusión más lenta. No obstante, los espaciamientos TE largos corresponden a menos ecos y auna relación señal-ruido más baja. La edición de la difusión (extremo inferior) es una variantedel método CPMG de espaciamientos TE múltiples, en la que sólo los dos primeros ecos sealargan para mejorar el efecto de la difusión, a la vez que se mantiene la ventaja delespaciamiento TE corto para obtener un mejor valor de la relación señal-ruido.

TE

AguaPetróleo

AguaPetróleo

TE

t TE2 x TE

Difusión (D ) Relajación transversal (T2)

10

gráfica de identificar el tipo de fluido y cuanti-ficar las saturaciones (arriba).5

Si bien la medición D-T2 bidimensional re-sulta efectiva para separar la señal indicadorade petróleo de la señal indicadora de agua, esmenos robusta en cuanto a la diferenciaciónde los fluidos altamente difusivos, tales comoel gas, el condensado o el agua a altas tempe-raturas. El problema surge porque la difusiónpuede dominar el mecanismo de relajación de

T2 para estos fluidos, incluso con el espacia-miento más corto entre ecos disponible conlas herramientas de adquisición de registros.El tiempo T2 subyacente “libre de difusión”que contiene información complementaria im-portante sobre la composición, tal como la re-lación gas/petróleo (GOR) e información deltamaño de poros para el agua, no puede me-dirse. Esta limitación se supera a través de lainvocación de una tercera dimensión para

combinar con la difusión, los tiempos de relajación T1.6

Las mediciones de RMN 3D registran datosde trenes de ecos con tiempos WT múltiples(para T1) y espaciamientos TE múltiples (parala difusión). Se dispone así de información su-ficiente para crear mapas 3D de D-T1-T2, enlos que el eje T2 se refiere a un tiempo de rela-jación transversal con los efectos de difusiónremovidos (próxima página, izquierda). Porconsiguiente, el mapa es una correlación 3Dde las propiedades intrínsecas de los fluidospara T1, T2 y D. En la práctica, los mapas defluidos RMN son presentados habitualmenteen formato 2D, graficando a D con T1 o biencon T2, o en ocasiones graficando a T1 con T2.

Las líneas predeterminadas de respuesta delos fluidos para el valor D del gas y del agua seencuentran superpuestas sobre los mapas.Éstas se computan utilizando su coeficientede difusión a la temperatura y presión de laformación. La línea correspondiente al petró-leo se obtiene de la respuesta estimada del pe-tróleo muerto en condiciones de fondo de pozo.

La cuarta dimensión en los registros deRMN, es decir la distancia radial con respectoa la pared del pozo, resulta de la adquisición aprofundidades de investigación (DOI) múlti-ples. Los datos de dos o tres DOI se inviertenen forma simultánea. Los resultados obteni-dos de la DOI somera se utilizan para corregirlos datos de lecturas DOI más profundas, loque mejora los resultados afectados por lafalta de información y las relaciones señal-ruido pobres.

Las herramientas de registros de RMN ob-tienen datos de una región a menudo afectadapor la invasión de filtrado, lo cual altera la dis-tribución original del fluido. El procesamientodel espectro de RMN 4D se basa en los su-puestos de que el volumen de fluido ligado y elvolumen de hidrocarburos inmóviles son inva-riables para la profundidad DOI. Los datos delas mediciones someras se utilizan con el finde restringir la inversión para las medicionesmás profundas, a través de la determinaciónde los componentes del fluido ligado. (Paraencontrar ejemplos del procesamiento del es-pectro de RMN 4D, véanse las páginas 16 y17). Los datos de difusión y T1 (o T2), obteni-dos por RMN 4D, se utilizan para producir

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5. Hürlimann MD, Venkataramanan L, Flaum C, Speier P,Karmonik C, Freedman R y Heaton N: “Diffusion-Editing:New NMR Measurement of Saturation and PoreGeometry,” Transcripciones del 43er Simposio Anualde Adquisición de Registros de la SPWLA, Oiso,Japón, 2 al 6 de junio de 2002, artículo FFF.

6. Freedman y Heaton, referencia 4, texto principal.7. Cao Minh C, Heaton N, Ramamoorthy R, Decoster E,

White J, Junk E, Eyvazzadeh R, Al-Yousef O, Fiorini R yMcLendon D: “Planning and Interpreting NMR

Fluid-Characterization Logs,” artículo SPE 84478,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

8. Para obtener más información sobre la mojabilidad,consulte: Abdallah W, Buckley JS, Carnegie A,Edwards J, Herold B, Fordham E, Graue A, Habashy T,Seleznev N, Signer C, Hussain H, Montaron B yZiauddin M: “Los fundamentos de la mojabilidad,”Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 48–67.

>Mapas D-T. La difusión representada gráficamente con T2 (o T1) provee mapas de fluidos de yaci -mientos 2D que pueden resolver el petróleo, el gas y el agua. En este ejemplo, la difusión (derecha)es la clave para la identificación de los fluidos, que de lo contrario se superponen en la dimensiónT2 (extremo superior izquierdo). Las amplitudes de las señales, a lo largo de una dirección delmapa bidimensional, se traducen en distribuciones 1D que pueden convertirse luego en satura-ciones de fluidos. Como ayuda para la interpretación de los mapas 2D, los coeficientes de difusiónde los fluidos se superponen sobre el mapa (extremo inferior izquierdo). La línea correspondienteal gas (rojo) se computa utilizando datos de presión y temperatura de fondo de pozo. La línea co-rrespondiente al agua (azul) se calcula utilizando la temperatura de formación de fondo de pozo.La línea correspondiente al petróleo (verde) muestra la posición del petróleo, con viscosidadesdiferentes, correspondiendo el extremo inferior izquierdo a petróleo pesado que pasa a petróleoliviano y condensado en el extremo superior derecho. Según la interpretación de este mapa, elyacimiento contiene gas, petróleo y agua.

Coeficiente de difusión del gas

Gas

Agua

Agua

Gas

Distribuciónde la difusión

Distribuciones de T2 (o T1)

Petróleo

Petróleo

Coeficiente de difusión del agua

Coeficiente de difusión del petróleo

Correlación de la viscosidad

T2

D

Primavera de 2009 11

mapas de fluidos a múltiples DOIs. Los cam-bios que se producen en los fluidos a medidaque el filtrado invade la roca yacimiento semuestran gráficamente y permiten que los pe-trofísicos detecten la movilidad del petróleo,los efectos de la mojabilidad y las interaccio-nes de los fluidos (arriba, a la derecha).

Si bien la interpretación de los mapas crea-dos a partir de los datos RMN 3D o 4D podríaparecer simple, existen algunas complicacio-nes. Los resultados se basan en un enfoque detipo modelo directo que asume que el fluido yel yacimiento satisfacen ciertos criterios. Sisurgen propiedades de fluidos no ideales ocondiciones de yacimiento atípicas, la res-puesta se desvía del modelo y pueden obte-nerse resultados contradictorios o erróneos.7

En ciertos casos, mediante la inspección de losmapas D-T, pueden detectarse e incluso cuan-tificarse los efectos no ideales. Los parámetrosrelevantes del modelo directo pueden ser ajus-tados una vez identificados estos efectos.

En otro problema, en el que la difusión delas moléculas de fluidos en los poros pequeñosestá restringida, los valores de difusión medi-dos se reducen con respecto a los del modeloideal (próxima página). Si bien la señal de losfluidos presentes en los poros grandes aparececomo se espera en los mapas D-T, los poros

conectados en forma deficiente pueden apare-cer graficados con valores de difusividad másbajos. El problema es más común en el casode la difusión del agua en rocas carbonatadasde grano fino. Si el efecto no se identifica, lasaturación de petróleo calculada puede ser ex-tremadamente optimista. No obstante, unavez detectado el efecto de la difusión restrin-gida, los parámetros del modelo pueden serajustados de acuerdo con los resultados delmapa 2D observado y las estimaciones de lasaturación del fluido pueden ser corregidas.

Otro efecto anómalo se produce como resul-tado de los gradientes internos del campomagnético, causados por los materiales para-magnéticos y ferromagnéticos presentes enlas rocas, ya sea en la matriz o revistiendo losgranos. Estos materiales se asocian a menudocon un alto contenido de clorita y crean signi-ficativos gradientes de campo localizados, quese traducen en tiempos de relajación más rá-pidos. Dado que el modelo de inversión sebasa en el gradiente fijo del campo magnéticode la herramienta, las respuestas de los flui-dos presentes en estas rocas, que se muestranen el mapa D-T, se desplazan hacia las veloci-dades de difusión más altas, el efecto opuesto

del de la difusión restringida. Por ejemplo, lasseñales indicadoras de agua pueden aparecerpor encima de la línea de agua. Afortunada-mente, en general, es posible identificar estosefectos mediante la inspección de los mapas, ylos parámetros del modelo pueden ajustarsepara proporcionar interpretaciones correctas.

El estado de mojabilidad también afecta losmapas D-T. En condiciones de mojabilidad alagua, la viscosidad del petróleo determina laposición de la señal de petróleo a lo largo dela línea del mapa correspondiente al petróleo.La tendencia abarca desde el petróleo pesado,en el extremo inferior izquierdo, hasta los pe-tróleos más livianos y el condensado, en el ex-tremo superior derecho de la línea. Las rocasmojables por petróleo (oil wet) y aquéllas queexhiben mojabilidad mixta tienden a poseertiempos de relajación más cortos, debido a larelajación superficial adicional del hidrocar-buro en contacto directo con la superficie delos poros. Si bien esto puede comprometer laprecisión del valor de la viscosidad del petró-leo derivado de los datos RMN, también puedeconstituir una medición útil para el petrofí-sico, en cuanto a la comprensión de la natura-leza del yacimiento.8

> Las tres dimensiones de la RMN. La difusión,las distribuciones de T1 y las distribuciones deT2, presentadas en un formato 3D, proveen laspropiedades intrínsecas de los fluidos. El cubose utiliza para identificar los efectos de la difu -sión y puede ayudar al intérprete a detectarqué modelo describe mejor las propiedades de los fluidos.

T2

D

Mapa D-T2

Mapa T1-T2

Mapa D-T1

T1

> La RMN en cuatro dimensiones. La cuarta dimensión de los registros de RMN es la profundidad.Los volúmenes de fluido ligado, asociados tanto con los fluidos ligados a la arcilla como con losfluidos ligados a los capilares (amarillo), en general, no cambian cuando el filtrado del fluido deperforación invade el yacimiento. No obstante, las limitaciones de las herramientas o de las me-diciones pueden traducirse en cambios de las propiedades computadas de los fluidos que no representan las distribuciones verdaderas de los mismos. La restricción de los volúmenes de fluidos ligados, medidos con las fracciones cilíndricas (shells) de lectura más profunda para quesean equivalentes al volumen de las fracciones cilíndricas más someras y más precisas, y la rea-signación de la porosidad total en el espectro de fluidos, proporcionan un análisis de fluidos másexacto. La utilización del procesamiento del espectro de RMN 4D resulta particularmente venta-josa para la interpretación de datos de yacimientos de petróleo pesado.

T2

DOI

Somera

Ampl

itud

Profunda

12 Oilfield Review

Los fluidos con una alta relación gas/petró-leo (GOR) tienden a representarse gráfica-mente por encima y a la izquierda de la líneadel petróleo. Esto puede observarse en losfluidos nativos y en las zonas gasíferas invadi-das por filtrado del lodo a base de aceite(OBMF). El OBMF debería representarse gráficamente como un hidrocarburo entre moderado y liviano. La respuesta del OBMF,mezclado con gas nativo del yacimiento, se representa gráficamente entre la línea del petróleo y la línea del agua.

Los mapas D-T son herramientas poderosaspara la interpretación de los tipos de fluidos

presentes en el yacimiento. En muchos casos,la interpretación es directa pero se debentener en cuenta los factores externos que con-ducen a un comportamiento no ideal y confun-den al intérprete que recién se inicia. Por estemotivo, es importante contar con especialistasadecuadamente entrenados en el procesa-miento y la interpretación de datos RMN.

Un cirujano confía en un radiólogo entre-nado para la interpretación de las imágenesMRI. La fractura neta de un hueso es fácil delocalizar, incluso para un principiante, pero laexperiencia ayuda a un radiólogo a diferenciarentre la presencia de fragmentos de hueso y

> Interpretación de los mapas. Después de la inversión, las gráficas de interrelación bidimensionales ayudan a identificar la presencia de petróleo,agua y gas. Cuando la gráfica de la respuesta de los fluidos de formación (mostrados como curvas de contorno a color) se ajusta al modelo de inter-pretación, la respuesta caerá sobre o cerca de las líneas de gas, petróleo o agua previstas. Esto proporciona una interpretación directa. El aguacae en la línea del agua, como se muestra (centro). No obstante, las señales frecuentemente caen fuera de las líneas como resultado de los efectospetrofísicos contrapuestos que incluyen los gradientes internos, la difusión restringida, la mojabilidad y las altas relaciones gas/petróleo (GOR).Dado que los gradientes internos acortan los tiempos de relajación, las gráficas tienden a desplazarse hacia arriba (extremo superior izquierdo). Ladifusión restringida hace que la velocidad de difusión medida se incremente y, en consecuencia, las gráficas mostrarán una tendencia descendentey alejada de la línea de fluido prevista (extremo inferior izquierdo). Las gráficas de yacimientos mojables por petróleo (oil wet) tienden a desplazarsehacia la derecha de la línea del petróleo, al igual que los yacimientos con mojabilidad mixta (extremo inferior derecho). Los mapas de yacimientosmojables por petróleo y con mojabilidad mixta tienden a poseer un espectro de respuestas, que producen una imagen más amplia. Dado que el modelo se construye con las respuestas del petróleo muerto, es probable que los mapas de yacimientos de petróleo con altas relaciones GOR noposean las respuestas esperadas. Estas gráficas se desplazan de la línea del petróleo hacia la línea del gas (extremo superior derecho). En un yaci-miento que sólo contiene gas, el filtrado del OBM puede mezclarse con el gas nativo y producir una respuesta similar a la del petróleo con un altoGOR. Las mediciones más profundas a menudo ayudan a los especialistas a refinar la interpretación de estos mapas porque el filtrado general-mente se reduce con la distancia al pozo y la respuesta del gas se incrementa.

Gas

Agua

Gradiente interno

Difusión restringida

Gradiente interno Alto GOR

Alto GOR

Agualigada

OBMFcon gas

Petróleonativo

Mojabilidad mixta

Petróleo

Difusiónrestringida

Difusión sinrestricciones

Mojabilidad mixta

calcificación. Las diferencias pueden resultarindistinguibles para el lego en la materia. Demanera similar, el analista de registros puededeterminar fácilmente la presencia de agua ogas en un mapa D-T, pero existen ocasiones enlas que es preciso recurrir a un especialistacalificado en RMN para que asista en el análi-sis de los resultados. Con la ayuda de losmapas de fluidos y la comprensión de la físicade las mediciones, el petrofísico puede diag-nosticar las condiciones que se encuentranocultas para el observador inexperto.


de difusividad no sólo permite el cálculo de las sa-turaciones de los fluidos sino que ayuda a inferirla viscosidad del fluido a partir de la contribuciónde T2 del fluido (derecha).

Las secuencias de edición de la difusión delnuevo servicio MR Scanner proveen datos de satu-ración de agua independientes de los datos de sa-lida obtenidos tradicionalmente de las medicionesde resistividad y porosidad. A diferencia de unvalor de saturación derivado de la ecuación de Ar-chie, las técnicas de medición de la saturación ba-sadas en la RMN resultan de utilidad en entornosde agua dulce o en aguas de formación de salini-dad desconocida. La mojabilidad también puedeinferirse a partir de los datos RMN. Una de las des-ventajas del empleo de mediciones de RMN parala caracterización de fluidos es que la mediciónproviene de una región vecina al pozo que se co-noce como zona invadida, donde los efectos del fil-trado del lodo son más intensos.

La herramienta MR ScannerAunque se hayan obtenido de las primeras pulga-das de la formación penetrada, las mediciones deRMN pueden proporcionar las propiedades de losfluidos de la formación. Para medir las caracterís-ticas continuas de los fluidos en sitio—incluyendoel tipo de fluido, su volumen, y la viscosidad delpetróleo—se necesita bastante más informaciónque la provista por las herramientas de RMN degeneración previa.9 Por este motivo, la caracteri-zación de los fluidos constituyó un impulsor clavepara el desarrollo del servicio MR Scanner.

En el pasado, existían dos diseños básicos paralas herramientas de RMN: las herramientas decontacto por patines y las herramientas con frac-ciones cilíndricas (shells) concéntricas centrali-zadas. El dispositivo con patín, representado porla herramienta CMR, mide las propiedades RMN deun volumen de fluidos de yacimientos del tamañode un cigarrillo, a una profundidad de investiga -ción (DOI) fija de aproximadamente 1.1 pulgada[2.8 cm]. La herramienta MRIL de NUMAR midefracciones cilíndricas resonantes y concéntricas,de espesor variable, y a distancias fijas de la he-rramienta, determinándose la DOI según el ta-maño del agujero y la posición de la herramientaen el mismo.

El diseño de la herramienta MR Scannerofrece la DOI fija de un dispositivo de patín, con laflexibilidad de las DOIs múltiples de las frac -ciones cilíndricas resonantes.10 Consta de una an-tena principal optimizada para el análisis defluidos y dos antenas más cortas, de alta resolu-

ción, más adecuadas para la adquisición de laspropiedades RMN básicas (abajo). La antena prin-cipal opera a frecuencias múltiples correspon-dientes a volúmenes de medición independientes(cilindro), en DOIs espaciados de manera uni-forme.

9. Heaton NJ, Freedman R, Karmonik C, Taherian R, WalterK y DePavia L: “Applications of a New-Generation NMRWireline Logging Tool,” artículo SPE 77400, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

10. DePavia L, Heaton N, Ayers D, Freedman R, Harris R,Jorion B, Kovats J, Luong B, Rajan N, Taherian R, WalterK, Willis D, Scheibal J y García S: “A Next-GenerationWireline NMR Logging Tool,” artículo SPE 84482,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

> Transformada de viscosidad. El tiempo de relajación T2 (o T1) para el petróleocrudo, es una función de la viscosidad. El tiempo de relajación puede ser con-vertido a viscosidad utilizando una transformada obtenida empíricamente. Debido a los efectos de la difusión, la medición de la viscosidad para los pe-tróleos pesados por debajo de 3 cP [0.003 Pa.s] está influenciada por el espa-ciamiento entre ecos (TE) de la medición. Por consiguiente, los tiempos T2pueden depender de la herramienta en el caso de los petróleos pesados, si la herramienta no posee la capacidad para espaciamientos TE más cortos.Como consecuencia de la difusión, los valores de T1 y T2 en los petróleos livianos divergen por encima de 100 cP [0.1 Pa.s].

T 1 o T

2, s

10

10.1 100Viscosidad, cP

10 100,00010,0001,000

1

0.1

0.01

0.001

0.0001

T2 (TE = 0.2 ms)

T1

T1

T2

T2 (TE = 0.32 ms)

T2 (TE = 1 ms)

T2 (TE = 2 ms)

Imán permanente

Antena

Regióninvestigada

Antena principal

Antenas dealta resolución

> Servicio MR Scanner. La herramienta MR Scanner posee tres antenas. La antena principal operacon múltiples frecuencias y está optimizada para obtener datos de las propiedades de los fluidos. Laregión investigada consta de fracciones cilíndricas (shells) muy delgadas que forman arcos de apro-ximadamente 100°, frente a la longitud de 46 cm [18 pulgadas] de la antena. El espesor de las fraccio-nes cilíndricas individuales oscila entre 2 y 3 mm. Las dos antenas de alta resolución poseen unalongitud de 19 cm [7.5 pulgadas] y proveen mediciones con una profundidad de investigación (DOI) de3.17 cm [1.25 pulgadas]. La herramienta MR Scanner se corre descentralizada, con la sección de laantena presionada contra la pared del agujero.

Fracción Cilíndrica(FC) No. 8

FC No. 1

FC No. 4

1.5 pulg

0 pulg

DOI

2.7 pulg 4.0 pulg

Si bien la antena principal suministra múlti-ples frecuencias, las tres más utilizadas son las delas fracciones cilíndricas No. 1, No. 4 y No. 8, co-rrespondientes a DOIs de 3.8 cm, 6.8 cm y 10.2 cm[1.5, 2.7 y 4.0 pulgadas], respectivamente. Un modode adquisición simultánea de tres fracciones ci-líndricas, recién introducido, elimina la necesi-dad de efectuar múltiples pasadas para obtenerlos datos de las tres DOIs.

Perfiles de las propiedades de los fluidosLas tres frecuencias principales utilizadas común-mente por la herramienta MR Scanner corres -ponden a tres DOIs independientes, proveyendomediciones en incrementos radiales discretos den-tro de la formación. La frecuencia del pulso de RF,junto con la intensidad de campo del imán, deter-mina la DOI de la fracción cilíndrica (arriba). Unaventaja clave de las fracciones cilíndricas de la he-rramienta MR Scanner es que la medición provienede una porción cilíndrica delgada de la forma-ción—un corte aislado—y en general no se en-cuentra afectada por los fluidos presentes entre laherramienta y el volumen de la medición. Esto per-mite la interpretación de las propiedades de los flui-dos de la región vecina al pozo, de una manera quees única en materia de evaluación de formaciones.

Las DOIs múltiples introducen conceptos nue-vos para los registros de RMN; la obtención de per-files radiales y perfiles de saturación (derecha). Elproceso de generación de perfiles incorpora medi-ciones de DOIs sucesivas para cuantificar los cam-bios producidos en las propiedades de los fluidosen las primeras pulgadas de formación lejos de lapared del pozo. La rugosidad del agujero y el re -voque de filtración de gran espesor pueden invali-dar las mediciones someras de RMN; sin embargo,

raramente afectan las lecturas de las fraccionescilíndricas más profundas. El valor de porosidadRMN, obtenido con una fracción cilíndrica pro-funda, ha sido utilizado como sustituto de la poro-sidad de la formación obtenida con herramientasde densidad, en situaciones en que la rugosidaddel agujero comprometía esa medición.

Los cambios que se producen en las propie -dades de los fluidos como resultado de la invasióndel filtrado del lodo también pueden ser observa-dos y cuantificados utilizando perfiles radiales. Amenudo, no sólo el filtrado del lodo de perforacióninvade la formación. El lodo mismo y los sólidosdel lodo pueden reemplazar los fluidos existentesen la región vecina al pozo. La porosidad y la per-meabilidad obtenidas por RMN pueden reducirsedebido a la presencia de estos sólidos, pero losefectos disminuyen a medida que se penetra másen la formación. Estos efectos se identifican y su-peran con los perfiles radiales.

Los perfiles de saturación proveen medicionesavanzadas de caracterización de fluidos, tales comosaturaciones de petróleo, gas y agua, tipo de fluidoy viscosidad del petróleo; a DOIs múltiples discre-tas. Una de las aplicaciones de los perfiles de sa-turación es la evaluación de los yacimientos depetróleo pesado.

La viscosidad y la rugosidadDel total de reservas mundiales conocidas, entre6 y 9 trillones de barriles [0.9 a 1.4 trillón de m3]se encuentran como acumulaciones de petróleo pe-sado o extra pesado.11 Esto es el triple del vo lumende reservas mundiales de petróleo y gas conven-cionales combinados. Los yacimientos de petróleo

14 Oilfield Review

11. Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C,Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K,Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas TrianaJA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López de Cárdenas J y West C: “La importancia del petróleopesado,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 38–59.

12. Decoster E y Carmona R: “Application of Recent NMRDevelopments to the Characterization of Orinoco Belt Heavy Oil Reservoirs,” Transcripciones del 49° Simposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Edimburgo, Escocia, 25 al 28 de mayo de 2008, artículo VVV.

13. Carmona R y Decoster E: “Assessing ProductionPotential of Heavy Oil Reservoirs from the Orinoco Beltwith NMR Logs,” Transcripciones del 42° SimposioAnual de Adquisición de Registros de la SPWLA,Houston, 17 al 20 de junio de 2001, artículo ZZ.

14. Burcaw L, Kleinberg R, Bryan J, Kantzas A, Cheng Y,Kharrat A y Badry R: “Improved Methods for Estimatingthe Viscosity of Heavy Oils from Magnetic ResonanceData,” Transcripciones del 49° Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Edimburgo,Escocia, 25 al 28 de mayo de 2008, artículo W.

> Perfiles radiales. La herramienta MR Scannerdetecta el fluido desde múltiples fracciones cilín-dricas delgadas. El espaciamiento se optimizapara evitar la interacción de las fracciones cilín-dricas. Las propiedades de los fluidos varían enlas primeras pulgadas de la formación, como re-sultado del barrido del filtrado del lodo. Las frac-ciones cilíndricas más profundas son menosafectadas por el filtrado, la invasión del lodo y larugosidad del agujero que las fracciones cilíndri-cas someras.

>Herramienta de gradiente y DOI. La herramienta MR Scanner se denomina herramienta de gradiente porque la intensidad del campo magnético (B0, azul)del imán permanente, si bien es uniforme a lo largo de la región de la mues-tra, se reduce en forma monótona lejos del imán. El imán de la herramienta se extiende a lo largo de la sección de la sonda. Un gradiente constante ybien definido simplifica las mediciones de las propiedades de los fluidos. La DOI está determinada por la intensidad del campo magnético y la frecuen-cia de operación de RF, f0 . Si bien se dispone de múltiples frecuencias con la herramienta, el procedimiento operativo estándar consiste en adquirir losdatos utilizando las fracciones cilíndricas correspondientes a las 1.5, 2.7 y 4.0 pulgadas, denominadas Fracción Cilíndrica (FC) No. 1, FC No. 4 y FC No. 8,respectivamente. Se muestran tres fracciones cilíndricas con sus respecti-vas frecuencias de operación, relacionadas con la DOI. La frecuencia aso-ciada con la FC No. 1 se indica en verde.

DOI Reducción de la intensidaddel campo magnético B0

ƒ0

Distancia desde el imán

Agujero

Antena principal

Imán

1.5 pulgadas

2.7 pulgadas

4.0 pulgadas

FCNo. 1

FCNo. 8

FCNo. 4

Agua libre Agua libre Agua libre

Petróleo pesado Petróleo pesado Petróleo pesado

Petróleo Petróleo Petróleo

RXO

ohm.m

X,100

X,150

X,200

X,250

0.2 2,000

Arreglo de 90 pulgadas

ohm.m

Profundidad,pies

0.2 2,000

Punto de corte de T1

ms1 9,000

Distribución de T1,

FC No. 1


ms1 9,000


FC No. 4


ms1 9,000

Porosidad, FC No. 1

%40 0

Porosidad, FC No. 4

%40 0

Porosidad, FC No. 8

%40 0

FC No. 8

mD100,000 1


FC No. 8 Agua ligada Agua ligada Agua ligada


ohm.m0.2 2,000


ohm.m0.2 2,000


ohm.m0.2 2,000


Resistividad

ohm.m0.2 2,000

Calibre

pulg6 16

FC No. 4

mD100,000 1

FC No. 1

mD100,000 1

Permeabilidad

X,200

X,250


> Perfiles radiales con invasión parcial y total del filtrado y el lodo. El intervalo comprendido entre X,170 y X,255 pies (sombras de rojo) corresponde a unaarenisca acuífera limpia, situada por debajo de un yacimiento de petróleo pesado de la cuenca de petróleo pesado de la Faja del Orinoco. Las propiedadesde los fluidos, obtenidas con la FC No. 1, a una DOI de 1.5 pulgadas (Carril 5), poseen volúmenes espurios de agua ligada (marrón claro). Incluso a 2.7 pulga-das, la FC No. 4 indica la presencia de más fluido ligado de lo esperado para una arenisca limpia (Carril 6, marrón claro). Las diferencias se atribuyen a lainvasión del lodo. Los datos de la FC No. 8 provienen de una región situada más allá de la zona de invasión del lodo y proveen información más representa-tiva (Carril 7). Las mediciones de la porosidad total, obtenidas con las tres fracciones cilíndricas, parecen no estar afectadas por la presencia del lodo. Laspermeabilidades calculadas con las fracciones cilíndricas más someras (Carril 8, azul, verde) son más bajas que la de la fracción cilíndrica más profunda(Carril 8, rojo) porque las mediciones están afectadas por los sólidos que rellenan los espacios de los poros.

pesado plantean problemas operacionales seriospara la evaluación correcta de los fluidos y el po-tencial de producción. Las operaciones de mues-treo con herramientas operadas con cable, o laspruebas de formación efectuadas a través de la co-lumna de perforación, probablemente no puedanllevarse a cabo debido a las dificultades que im-plica lograr que el petróleo fluya. Las medicionesde RMN proveen información esencial sobre laspropiedades de los fluidos en sitio para evaluar losyacimientos de petróleo pesado.

Situado al sur de la Cuenca Oriental de Vene-zuela, el yacimiento de petróleo pesado de la Faja del Orinoco aloja aproximadamente 1.2 trillónde barriles [190,000 millones de m3] de petróleopesado. Los registros de RMN siempre han formado

parte integrante de los programas de evaluación delos pozos de esta región, pero con limitaciones reconocidas.12 Los tiempos de relajación de lospetróleos de alta viscosidad son muy cortos y pueden no resultar completamente medibles utili -zando herramientas de RMN. Además, las condicio-nes del agujero en la Cuenca del Orinoco amenudo son pobres y la rugosidad afecta las he-rramientas de contacto por patines.

Si bien las primeras etapas de la introducciónde la técnica de caracterización de fluidos porRMN con la herramienta CMR despertaron expec-tativas promisorias, las mediciones se limitaban auna sola profundidad de investigación somera. Sedesarrollaron técnicas para utilizar los datos RMNcon el fin de estimar la viscosidad del petróleo através de todo un intervalo de arenisca en base a lamedia logarítmica de las distribuciones de T2. Losresultados obtenidos fueron alentadores; sin em-bargo, no llegaron a proveer el valor de viscosi -dad verdadera en sitio. No se disponía de ningunatransformada calibrada para vincular la media

logarítmica de las distribuciones de T2 con la visco-sidad en condiciones de fondo pozo, que tambiéndaría cuenta del índice de hidrógeno (HI) apa-rente del petróleo.13 La importancia de utilizar elHI y una transformada empírica quedó demostradaa través de trabajos de laboratorio recientes.14

La herramienta MR Scanner fue incluida en unprograma de adquisición de registros más reciente,en parte, para superar algunas de las limitacionesde las mediciones CMR. La generación de perfilesradiales demostró ser un método ventajoso en aque-llas zonas en las que la rugosidad afectaba la medi-ción obtenida con la Fracción Cilíndrica (FC) No. 1correspondiente a una DOI de 1.5 pulgada, que escomparable con la DOI de la herramienta CMR. Lamedición de la FC No. 4, correspondiente a unaDOI de 2.7 pulgadas, sólo se vio afectada levementepor la rugosidad. Los datos de la FC No. 8, corres-pondiente a una DOI de 4.0 pulgadas, no se vieronafectados porque fueron adquiridos en una regiónsituada más allá de la zona de rugosidad (abajo).

Las mediciones independientes obtenidas conla herramienta MR Scanner, a diversas DOIs, pro-veen lecturas más profundas de la formación quela herramienta CMR. La herramienta MR Scannerno sólo ha superado los problemas de la rugosi-dad, sino que además ha verificado una condi-ción—previamente teorizada en base a los datosCMR—de los efectos de la invasión parcial o totaldel lodo sobre los volúmenes de fluidos ligados y lapermeabilidad. Estos efectos se observaron par -ticularmente en las zonas acuíferas. Los sólidosdel lodo no alteraban la porosidad RMN de ma-nera apreciable, pero la medición del fluido ligadoera demasiado alta. Como dato de entrada para el

cálculo de la permeabilidad RMN, el volumen in-correcto del fluido ligado proporcionaba valoresde permeabilidad demasiado bajos.

Las mediciones de RMN, de lectura más pro-funda, superan el problema de la rugosidad peropresentan ciertas desventajas. Dado que las seña-les de formación de las fracciones cilíndricas másprofundas son más débiles, el ruido puede llegar acorromper los datos procesados. La resoluciónvertical se degrada porque los datos deben serpromediados o apilados a través de un intervalomás largo para superar los efectos del ruido. Lamedición obtenida con las fracciones cilíndricasmás profundas se registra además con espacia-

mientos más largos entre ecos, debido a las limi-taciones de potencia de la herramienta. La herra-mienta CMR utiliza un espaciamiento entre ecosde 0.2 ms, de modo que en 10 ms genera 50 pulsos.Esto proporciona datos suficientes para resolverciertos petróleos pesados como los que se encuen-tran en los pozos de la Cuenca del Orinoco. Noobstante, el espaciamiento entre ecos de 1.0 ms,disponible con la fracción cilíndrica correspon-diente a una DOI de 4.0 pulgadas de la herra-mienta MR Scanner, provee sólo 10 pulsos y ecosen un marco temporal equivalente. El resultadoes una reducción de la relación señal-ruido por-que se trabaja con menos ecos.

16 Oilfield Review

> Procesamiento del espectro de RMN 4D. El procesamiento estándar se traduce en una falta de coherencia entre losvolúmenes de fluidos ligados, medidos con las fracciones cilíndricas No. 1, No. 4 y No. 8 (extremo superior, Carril 1). Lo mismo sucede con los volúmenes de fluido libre (Carril 3). Utilizando la técnica de procesamiento del espectro deRMN 4D, los volúmenes de fluidos ligados que deberían mantenerse constantes a cada DOI, se restringen y las contri-buciones de porosidad se reasignan. El resultado es un mejoramiento de la coherencia, tanto para el volumen de fluidoligado (Carril 2) como para el volumen de fluido libre (Carril 4). Las propiedades de los fluidos están afectadas por lascondiciones del agujero, entre X,120 y X,135 pies (sombras de rojo), como lo demuestra el incremento de la porosidadmedida con las fracciones cilíndricas más someras (Carriles 5, 6, 8 y 9). La FC No. 8 (Carriles 7 y 10) investiga la zonaque se encuentra más allá de los derrumbes y provee datos más precisos. Los mapas D-T1, utilizados para el cómputode la saturación para cada fracción cilíndrica, demuestran la efectividad del procesamiento 4D. El procesamiento es-tándar del espectro de RMN 2D (panel inferior izquierdo) se traduce en volúmenes de fluidos similares en las fraccio-nes cilíndricas No. 1 y No. 4. La FC No. 8 posee menos fluido ligado; sin embargo, las tres fracciones cilíndricasdeberían poseer volúmenes equivalentes porque el fluido ligado no tendría que cambiar con la DOI. El procesamientodel espectro de RMN 4D (panel inferior derecho) restringe el volumen de fluido para que sea el mismo por debajo de 30 ms. La reasignación de la porosidad para dar cuenta del volumen de fluido ligado, provee una medición más precisade la fracción cilíndrica más profunda. Como resultado, la medición correspondiente a 4.0 pulgadas de penetraciónproporciona las propiedades de los fluidos de una región menos influenciada por la invasión del filtrado del lodo.

FC No. 8

%

Prof.

Derrumbes Agua ligada Agua ligada Agua ligada Agua ligada Agua ligada Agua ligada

Agua libreAgua libreAgua libreAgua libreAgua libreAgua libre

Petróleo

Petróleo pesado Petróleo pesado Petróleo pesado Petróleo pesado Petróleo pesado

Procesamiento estándar del espectro de RMN 2D Procesamiento del espectro de RMN 4D

Petróleo pesado

Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo

pies 50 0

FC No. 4

%50 0

FC No. 1

Fluido ligado estándar

%50 0Calibre

pulg6 16

FC No. 8

%50 0

FC No. 4

%50 0

FC No. 1

Fluido ligado 4D

%50 0

FC No. 8

%25 0

FC No. 4

%25 0

FC No. 1

Fluido libre estándar

%25 0

FC No. 8

%25 0

Porosidad, FC No. 4

%50 0

Porosidad, FC No. 1

%50 0

Porosidad, FC No. 8

%50 0

Porosidad, FC No. 1

%50 0

Porosidad, FC No. 4

%50 0

Porosidad, FC No. 8

%50 0

FC No. 4

%25 0

FC No. 1

Fluido libre 4D

%25 0

X,100

X,150

Más coherencia

Más coherencia

FC No. 1 FC No. 4

Difu

sión

Ampl

itud

FC No. 8

T1, ms T1, ms T1, ms

FC No. 1 FC No. 4

Difu

sión

Ampl

itud

FC No. 8


Procesamiento estándar del espectro de RMN 2D Procesamiento del espectro de RMN 4D

PetróleoAgua

PetróleoAgua


Una solución para este dilema se plantea através del procesamiento del espectro RMN cua -tridimensional (4D), en el cual la DOI es la cuartadimensión.15 Este procesamiento invierte simultá-neamente los datos RMN en la porción de la distri-bución de los tiempos de relajación que debería sercomún para todas las DOIs. En los pozos de laCuenca del Orinoco, el intervalo de tiempo parapermitir que la señal indicadora de petróleo de-caiga siempre está por debajo de 10 ms. Los efec-tos de las malas condiciones del agujero y de lainvasión del lodo comienzan a los 20 ms. La impo-sición de una solución común sobre cada fraccióncilíndrica, durante los primeros 10 ms, hace que laobtención de la lectura más profunda, que corres-ponde a la profundidad de investigación de 4.0 pul-gadas, sea equivalente a la lectura de la fraccióncilíndrica de resolución más alta, la cual corres-ponde a 1.5 pulgadas en esta área de datos comunes.El resultado es un mejoramiento de la coherenciaentre las fracciones cilíndricas y la obtención demediciones más precisas a partir de lecturas másprofundas (página anterior). Esto es válido paralos efectos de la rugosidad del agujero y el revoquede filtración de gran espesor, pero el petróleo pe-sado impacta las mediciones de RMN aunque elagujero se encuentre en buenas condiciones.

Dado que los petróleos pesados poseen tiem-pos de relajación cortos y señales de decaimientorápido, las herramientas de RMN nunca logranmedir todo el petróleo pesado. Esto sucede aúncon los espaciamientos más cortos entre ecos dis-ponibles actualmente con las herramientas defondo de pozo. Las secuencias con espaciamientosmás largos entre ecos pasan por alto un volumenaún mayor de petróleo pesado. Las mediciones delas fracciones cilíndricas más profundas de la he-rramienta MR Scanner poseen espaciamientosmás largos entre ecos que las de las más someras.En consecuencia, el volumen de petróleo pesadomedido con la herramienta se reduce con la DOI.Es decir que, en estos ambientes de petróleo pe-sado, los volúmenes de petróleo siempre serán su-bestimados.

A pesar de esta deficiencia, los efectos del pe-tróleo pesado sobre la medición pueden ser utili-zados para conocer los fluidos de formación. Laporosidad RMN medida se reduce con la DOI,como resultado de la señal faltante de petróleopesado. El volumen medido de agua ligada inmó-vil no cambiará con la DOI. El filtrado de invasióndesplazará solamente al agua móvil o al hidrocar-buro móvil. Por consiguiente, la inversión 4Dpuede ser utilizada en forma similar a la utilizada

con la rugosidad del agujero, pero el foco de la in-terpretación se centrará en los cambios produci-dos en el fluido libre y en la porosidad total, másque en los efectos del pozo.

El procesamiento 4D provee un mejoramientomarcado con respecto al de la inversión 3D con-vencional. Los primeros 30 ms de la inversión serestringen para ser comunes en las tres fraccio-nes cilíndricas porque se asume que, en este lapsode tiempo, las señales indicadoras de fluido ligadoy petróleo pesado son estables en cada DOI. Estocontrasta con el tipo de procesamiento utilizadocuando la rugosidad del agujero o la invasión dellodo es el problema; aquí, sólo se restringen losprimeros 10 ms.

Los datos de pozos muestran que la señal in -dicadora de agua libre, por encima de 100 ms,decrece progresivamente desde las fracciones ci-líndricas someras a las más profundas (arriba).Esto conduce a una interpretación según la cual elorigen de la señal correspondiente al agua libre es

15. Heaton N, Bachman HN, Cao Minh C, Decoster E, LaVigne J, White J y Carmona R: “4D NMR—Applications of the Radial Dimension in MagneticResonance Logging,” Transcripciones del 48° Simposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Austin, Texas, 3 al 5 de junio de 2007, artículo P.

> El panorama general del petróleo pesado. Los mapas D-T1, obtenidos a X,155 pies, muestran señales indicadoras de fluido ligado y petróleo pesado en lagráfica de la FC No. 1 (extremo inferior derecho ). La señal correspondiente al agua libre, por encima de 100 ms, se reduce progresivamente de las penetra-ciones someras a las más profundas. El análisis de fluidos (extremo superior, Carriles 5 a 7) muestra una reducción constante del agua libre, entre la FC No. 1y la FC No. 8. La interpretación es que el origen de la señal de agua es el filtrado del lodo que desplazó al petróleo pesado móvil presente en el yacimiento;la señal de agua se mantendría constante si el filtrado estuviera desplazando agua de formación. Para la zona comprendida entre X,020 y X,050 pies, la in-terpretación se vuelve más ardua. La resistividad es más baja (Carril 1), y existe una señal indicadora de agua para cada DOI. Los mapas D-T1, obtenidos aX,040 pies (extremo inferior izquierdo) proveen información sobre los fluidos. Dado que la señal correspondiente al agua, proveniente de la invasión de fil-trado, está presente en las FC No. 1 y DC No. 4 pero desaparece en la FC No. 8, se interpreta que el filtrado desplazó al petróleo pesado que no puede sermedido con la herramienta de RMN. La intensa señal de agua presente en las tres fracciones cilíndricas, proviene del agua irreducible. Por lo tanto, lazona debería producir petróleo sin agua.

Carbón

Arcilla

Agua ligada a la rcilla

Prof.

piesX,000

X,200

X,150

X,100

X,050

Calibre

6 16pulg


1 9,000


1 9,000


ms ms ms1 9,000

Porosidad, FC No. 1

Agua ligada Agua ligada Agua ligada

40 % % %0

Porosidad, FC No. 4

40 0

Porosidad, FC No. 8

40 0 lpcg

Presión

700 900

FC No. 1 FC No. 4 FC No. 8

Distribuciones de T1Agua libre Agua libre Agua libre

Petróleo Petróleo Petróleo

Petróleo pesado Petróleo pesado

Análisis de fluidos 4D por RMN

Petróleo pesado

Agua

Petróleo desplazado

Petróleo

Cuarzo

0.2 2,000

0.2 2,000

0.2 2,000

0.2 2,000

0.2 2,000

RXO

ohm.m


ohm.m

Arreglo de 60 pulgadasohm.m




Resistividad

ohm.m0.2 2,000

FC No. 1 FC No. 4Profundidad X,040

Difu

sión

Ampl

itud

FC No. 8

T1, ms T1, ms

100 ms

T1, ms

FC No. 1 FC No. 4Profundidad X,155

Difu

sión

Ampl

itud

FC No. 8


100 ms

PetróleoAgua

PetróleoAgua

el filtrado del lodo y ha desplazado al petróleo pesa -do presente en el yacimiento, si bien el petróleo pe-sado es invisible para la herramienta MR Scanner.Si el filtrado estuviera desplazando agua de forma-ción móvil, la señal indicadora de agua sería cons-tante a mayor profundidad de investigación.

En un intervalo inferior, la resistividad es altay supera 100 ohm.m, lo cual hace que los intérpre-tes deduzcan que el filtrado desplazó al petróleo.No obstante, para las zonas superiores, con valoresde resistividad más bajos, la respuesta es menosobvia. Los valores de resistividad más bajos suge-rirían la presencia de agua más que de petróleo.Los datos RMN proporcionan la información de flui-dos que falta. El hidrocarburo, en forma de petróleopesado, fue desplazado por el filtrado. Dado que laseñal correspondiente al agua, proveniente del fil-

trado, está presente en la medición de la FC No. 1a 1.5 pulgadas, pero desaparece en la medición dela FC No. 8 a 4.0 pulgadas, estas zonas deberíanproducir petróleo libre de agua. En los mapas D-T1 persiste una señal de agua intensa en cadaDOI, pero su origen es el agua ligada irreducible.16

En base a las respuestas proporcionadas porel procesamiento 4D, el operador puede producirde las secciones superiores e inferiores con segu-ridad, con la expectativa de que la producción deagua será escasa o nula. La minimización de laproducción de agua reduce los costos inicialesasociados con el equipo de superficie y, como nose requiere el proceso de remoción y eliminacióndel agua, se reducen los costos en que se incurredurante toda la vida productiva del pozo.

Caracterización de los fluidosEl tipo de fluido incide directamente en el valoreconómico de un campo, y las decisiones asocia-das con las instalaciones de superficie dependendel conocimiento preciso de los fluidos de yaci-mientos. No obstante, muchos yacimientos contie-nen más de un tipo de fluido: la composición delfluido puede variar en forma continua o disconti-nua a través de un intervalo prospectivo. La grada-ción del fluido no siempre resulta evidente con losregistros de pozos convencionales, y pueden apa-recer sorpresas tanto en las etapas iniciales comoen las etapas más tardías de la producción.

Un pozo de exploración del Mar del Norte fueperforado para evaluar un yacimiento respecto delcual se creía, en base a un pozo vecino, que conte-nía gas condensado.17 La infraestructura adyacentede manipuleo del gas convertía al área prospec-tiva en un objetivo interesante. Los registros deresistividad y de densidad-neutrón indicaban cla-ramente que este pozo de exploración atravesabaun depósito de hidrocarburos significativo conaproximadamente 15 m [48 pies] de espesor pro-ductivo neto de gas.

Los datos MR Scanner se registraban en esemomento a los fines de obtener perfiles de satura-ción. La difusión y las distribuciones de T1, extra-ídas de las secuencias múltiples de tiempo deespera y espaciamiento variable entre ecos, fue-ron obtenidas de los datos. Si bien se computaronlas distribuciones de T2, las distribuciones de T1

demostraron ser mejores para analizar los tiem-pos de relajación largos de los fluidos presentesen este yacimiento.

Las saturaciones de agua e hidrocarburos, aDOIs de 1.5, 2.7 y 4.0 pulgadas, se computaron uti -lizando los datos adquiridos en dos pasadas in -dependientes de la herramienta. Se crearon losmapas D-T1, a profundidades secuenciales, y sibien existe una señal clara de gas en la parte supe-rior del yacimiento, según la interpretación de losdatos RMN una porción significativa del yacimientocontenía petróleo liviano; no condensado, como sehabía anticipado originalmente (izquierda).

El análisis más detallado de los datos y losmapas D-T1 permitió identificar el contactogas/pe tróleo presente en el yacimiento, ademásde un rasgo estratigráfico descrito como una ba-rrera de permeabilidad vertical. Un proceso de in-versión 4D permitió mejorar la medición de lafracción cilíndrica más profunda. Los datos de lafracción cilíndrica correspondiente a una DOI de1.5 pulgadas indican un volumen significativo defiltrado del lodo a base de aceite (OBMF); sin em-bargo, los datos correspondientes a la fracción ci-líndrica profunda son menos afectados por elOBMF (próxima página).

18 Oilfield Review

> Determinación del tipo de fluido. Los datos de resistividad y porosidad indican un intervalo con hidro -carburos entre 822 y 872 pies. Los registros del lodo obtenidos durante la perforación sugirieron la pre-sencia de gas o condensado a través de todo el intervalo. Los mapas D-T1, generados con los datos dela herramienta MR Scanner, proporcionan un análisis de fluidos diferente. El intervalo inferior extremo(extremo inferior derecho) contiene agua connata (círculo blanco) y filtrado del lodo a base de aceite(OBMF). Los puntos sucesivamente más altos indican una transición de petróleo liviano a gas (círculosnegros). En base a la interpretación de los mapas D-T1 RMN, este yacimiento contiene pe tróleo pordebajo de 840 pies, en lugar del condensado y el gas previstos.

Tony—Figure 10/11_1

pulgadas 2010

Tamaño de la barrena

pies

Prof.

°API 1000

Rayos gamma

ohm.m 100.5

Resistividad somera

ohm.m 100.5

Resistividad profunda

% 030

Neutrón

g/cm3 2.72.2

Densidad

Cruce

µs/pie 40240

ΔT compresional

pulgadas 2010

Calibre

800

900

850

Profundidad, 832 pies

Difu

sión

Tiempo T1


Difu

sión

Tiempo T1


Difu

sión

Tiempo T1


Difu

sión

Tiempo T1


Difu

sión

Tiempo T1

GAS

GAS

PETRÓLEOLIVIANO

PETRÓLEOLIVIANO

OBMF+AGUA


Los valores de porosidad y permeabilidad, ob-tenidos de los datos MR Scanner, fueron puestosde inmediato a disposición del cliente en el campo.Los datos registrados se enviaron a un centro decómputo de Schlumberger para su procesamientoavanzado. Los datos de las propiedades RMN delos fluidos fueron entregados a tiempo para asistiren el picado de las profundidades para la medi-ción de la presión y la selección de los puntos demuestreo. Las gráficas de presión indicaron tresgradientes de fluidos diferentes. Las muestras defluidos confirmaron la presencia de gas en el in-tervalo superior y petróleo en el intervalo inferior.Lamentablemente, la contaminación con filtradoimpidió un análisis PVT preciso.

Una prueba DST de dos etapas, llevada a cabodespués de terminado el pozo, confirmó la presen-cia de petróleo en el intervalo inferior. Los datosRMN proporcionaron un conocimiento mejorado

de la naturaleza compleja de los fluidos del yaci-miento. El volumen calculado de gas y condensadodisponible para ser exportado desde el yaci-miento, se redujo considerablemente. El objetivoinicial del pozo—desarrollar y explotar un yaci-miento de gas—fue modificado junto con los pla-nes de desarrollo del campo.

Identificación del contacto agua/petróleoLas secuencias laminadas de arenisca-lutita, a lasque se alude como zona productiva de baja resis-tividad y bajo contraste (LRLC), resultan familia-res para los analistas de registros. A menudo sepasan por alto o se evalúan incorrectamente por-que la zona productiva no resulta obvia utilizandolas herramientas convencionales de obtención deregistros. No obstante, existen yacimientos de altaresistividad y bajo contraste (HRLC) en los quetodo parece zona productiva, y estos yacimientos

plantean una serie de desafíos totalmente diferen-tes. En los yacimientos HRLC, los cambios de re-sistividad causados por las variaciones de lasalinidad del agua y el contraste de resistividadpobre, existente entre las zonas de petróleo yagua, hacen que la determinación de un contactoagua/petróleo (OWC) resulte extremadamente di-fícil. La determinación correcta del OWC afectadirectamente los cálculos de reservas, los diseñosde las terminaciones de pozos y las decisiones deproducción. Los errores son caros, especialmentecuando el corte de agua alto reduce la producciónde petróleo a la vez que incorpora costos adiciona-les de eliminación del agua.

Las técnicas de evaluación tradicionales sebasan en los contrastes de resistividad existentesentre el petróleo y el agua de formación salina.Los yacimientos que contienen agua dulce o sa -lobre pueden exhibir un nivel de contraste deresistividad escaso o nulo entre los fluidos. Lasmediciones de saturación de fluidos RMN sebasan en el volumen de cada fluido y no dependende la salinidad del agua. Por consiguiente, las sa-turaciones de petróleo y agua, obtenidas de losdatos RMN, ofrecen una solución ideal para la eva-luación de los yacimientos HRLC y la determina-ción de los contactos de fluidos.

En un yacimiento HRLC de Medio Oriente,perforado con lodo a base de aceite (OBM), la de-terminación de la saturación de hidrocarburos ydel OWC no fue posible utilizando registros de re-sistividad y porosidad.18 El método para la identi-ficación del OWC consistió en utilizar las lecturasde las herramientas de medición de la presión yobtención de muestras operadas con cable paradeterminar los gradientes de fluidos. El estado delpozo a menudo se deterioraba durante la perfora-ción, y las presiones eran difíciles de obtener de-bido a las fallas de los sellos, lo cual se traducía enresultados no concluyentes. Para determinar conprecisión el contacto, se efectuaron pruebas DSTcaras y lentas.

Saudi Aramco descubrió el campo en cuestiónen la década de 1960, pero no registraba produc-ción reciente. La compañía reactivó el campo y

> Gas, petróleo y agua. La permeabilidad (Carril 2) es consistente a través de toda la zona compren-dida entre 820 y 880 pies, con excepción de dos áreas con menor permeabilidad a 845 y 860 pies. Laviscosidad (Carril 3) indica petróleo liviano, pero su origen es el filtrado del OBM. Los registros conti-nuos de saturación de fluidos, obtenidos de la FC No. 1 (Carril 4) y de la FC No. 8 (Carril 5), muestranque los cambios de fluidos tienen lugar con la DOI más profunda. El pozo fue perforado con lodo abase de aceite, y el filtrado del OBMF (sombras de verde oscuro) desplaza a los fluidos nativos. Encontraste, los datos de la FC No. 8 muestran más petróleo nativo (verde claro) y gas (rojo). Existe es-casa agua libre en el intervalo mojado situado por debajo de 880 pies, probablemente porque el agualibre ha sido barrida por el filtrado del OBMF. El pozo posee más petróleo que lo anticipado original-mente y, en consecuencia, menos gas.

Gas

Petróleo

FC No.1

Filtrado del petróleo

pies

Prof.,

1000

810

820

830

840

850

860

870

880

°API

Rayos gamma

1,0000.1 ms

Punto de cortede T1

9,0001ms

Punto de cortede T1

9,0001mD

Permeabilidad

cP

Viscosidaddel petróleo

100.1 %

Porosidad, fraccióncilíndrica a

1.5 pulgadas

040 %

Porosidad, fraccióncilíndrica a4 pulgadas

Agua ligada

Gas

Petróleo

FC No.8

Filtrado del petróleo

Agua ligada

040

ms

Medialogarítmica de T1

9,0001ms

Medialogarítmica de T1

9,0001

Distribuciónde T1

630

Distribuciónde T1

FC No. 8FC No. 1

630

16. El agua ligada irreducible en el yacimiento permaneceen su lugar durante el proceso de producción y sólo seproducen hidrocarburos.

17. White J y Samir M: “Continuous Characterization ofMultiple Fluids in a North Sea Gas Condensate Reservoirby Integrating Downhole NMR with DownholeSampling,” Transcripciones del 49° Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Edimburgo,Escocia, 25 al 28 de mayo de 2008, artículo X.

18. Akkurt R, Ahmad NA, Behair AM, Rabaa AS, Crary SF yThum S: “NMR Radial Saturation Profiling for DelineatingOil-Water Contact in a High-Resistivity Low-ContrastFormation Drilled with Oil-Based Mud,” Transcripcionesdel 49° Simposio Anual de Adquisición de Registros dela SPWLA, Edimburgo, Escocia, 25 al 28 de mayo de2008, artículo Y.

luego perforó pozos de evaluación para caracteri-zar correctamente el yacimiento y determinar laslocalizaciones de los pozos productores multilate-rales horizontales. En el primer pozo registradocon el servicio MR Scanner, la sarta de medicionesincluía un juego completo de registros compuestopor herramientas de resistividad, densidad, poro-sidad, porosidad-neutrón, acústicas y espectroscó-picas, combinadas con un programa de mediciónde la presión y obtención de muestras de fluidosde la formación.

En el pasado, los registros convencionales nohabían podido identificar el OWC. Los gradientesde fluidos, obtenidos de los datos de presión, noeran concluyentes. Las saturaciones RMN se obtu-vieron utilizando los datos registrados con laherramienta MR Scanner. No obstante, las satu-raciones indicaron que toda la zona era produc-tiva, lo cual constituía un dato incorrecto en basea la producción proveniente de los pozos vecinos.

La incapacidad de la herramienta de RMNpara identificar el OWC se atribuyó al carácter

menos que óptimo de los parámetros de adquisi-ción para el caso desafiante de esta zona produc-tiva HRLC. El yacimiento contiene petróleoliviano de baja viscosidad, y los especialistas enRMN llegaron a la conclusión de que la falta deéxito en la determinación del OWC fue el resul-tado de emplear un tiempo de espera insuficientepara polarizar completamente el petróleo nativo.Con el fin de abordar la polarización insuficiente,se creó una nueva secuencia de adquisición.

En el pozo siguiente, se utilizó la herramientaMR Scanner con la secuencia modificada, regis-trando los datos de las fracciones cilíndricascorrespondientes a las profundidades de investi-gación de 1.5 y 2.7 pulgadas (izquierda). Los re-sultados indicaron nuevamente la existencia dezona productiva a través de todo el intervalo. Elfiltrado del OBM había barrido el agua y el petró-leo nativos en todo el intervalo. Luego de inspec-cionar los resultados con más detenimiento, seobservó un incremento sutil del volumen de aguacomputado en la pata de agua, utilizando los datoscorrespondientes a la DOI de 2.7 pulgadas, encomparación con los datos correspondientes a laDOI de 1.5 pulgadas.

La presencia del filtrado del OBM explicó laexistencia de petróleo en la pata de agua. El 2 a3% de agua libre, observada en la pata de petró-leo conocida, no fue tan fácil de explicar. Se asu-mió que la relación señal-ruido era insuficientepara la obtención de cálculos volumétricos preci-sos y que el incremento del volumen computadode agua se debía al ruido.

En un tercer pozo, los petrofísicos adquirieronlos datos correspondientes a las 4.0 pulgadas depenetración y las dos fracciones cilíndricas mássomeras, utilizando mediciones estacionarias. Losdatos de las estaciones pueden ser apilados paraobtener una mejor relación señal-ruido. Los datoscontinuos se obtuvieron de las fracciones cilíndri-cas correspondientes a las 1.5 y 2.7 pulgadas depenetración. Al igual que antes, los datos de lasdos fracciones cilíndricas más someras eran simi-lares y poseían una respuesta intensa del filtradodel OBM . No obstante, los datos estacionarios dela fracción cilíndrica correspondiente a 4.0 pulga-das indicaron claramente la presencia de agualibre en la pata de agua. Sorprendentemente, lainvestigación de 3.3 cm adicionales [1.3 pulgada]dentro de la formación produjo una gran diferen-cia en la determinación del OWC.

Dado el éxito del empleo de las mediciones es-tacionarias obtenidas con la fracción cilíndricaprofunda, la cual permitió esclarecer las distribu-ciones de fluidos y explicar las tendencias verti-cales de los fluidos del yacimiento, se agregaronlas mediciones de las tres fracciones cilíndricas

20 Oilfield Review

> OWC no identificado. Los primeros intentos de registrar datos con la herramienta MR Scanner pro-dujeron resultados no concluyentes. En el pozo mostrado, las saturaciones de los fluidos se computaronutilizando los datos obtenidos con la FC No. 1 (Carril 4) y la FC No. 4 (Carril 5). Se indica petróleo (verde)desde el tope hasta la base del intervalo, pero se trata de OBMF, no de petróleo nativo. Además, enlos datos de ambas fracciones cilíndricas, se observa agua libre (azul) a través de todo el intervalo.Una prueba DST localizó el OWC a X,204 pies. En base a los datos RMN, su localización no resultaobvia. La presencia de agua libre por encima del OWC fue atribuida al ruido presente en los datos e incidió en la decisión de obtener mediciones estacionarias para los pozos futuros.

Agua libre

%50 0

%50 0

%50 0

Agua libre

%50 0

Petróleo Petróleo

%50 0

Fluido ligado Fluido ligado

FC No. 1 FC No. 4

%50 0

Rayos gamma

°API

Profundidad

pies0 200

Densidad de la formación

g/cm31.95 2.95

%45 0Resistividadsomera

ohm.m0.1 1,000

Resistividadprofunda

ohm.m0.1 1,000

X,100

OWCX,200

X,300

X,400

X,500

Porosidad neutrón

Indi

caci

ón d

e m

alas

con

dici

ones

del

agu

jero

Corrección de densidad

g/cm3–0.2 0.2


al programa estándar de adquisición de registros.Además, se introdujo una secuencia de activaciónde fracciones cilíndricas triples, primera en sutipo, para medir simultáneamente las tres DOIs en

los modos de registración estacionario y continuo.Este método reemplazó a las pasadas múltiples ya las estaciones múltiples requeridas previamentepara obtener las tres DOI (abajo). Hoy, los datos

MR Scanner desempeñan un rol crucial en el pro-grama de evaluación del campo y la utilización delos datos de las tres fracciones cilíndricas se haadoptado como una mejor práctica.

No obstante, una de las limitaciones de la ca-pacidad de la herramienta MR Scanner para iden-tificar el tipo de fluido salió a la luz durante elanálisis de los datos de este campo. Las propieda-des RMN de los fluidos, obtenidas en las primeraspulgadas de formación, pueden ser de poca ayudapara la identificación de los contactos de fluidoscuando la invasión excede las 4.0 pulgadas de laFC No. 8. En estos casos, se requieren los gradien-tes de fluidos del Probador Modular de la Diná-mica de la Formación MDT y las pruebas DST paraproveer la información necesaria.

Solución de la resoluciónLa tendencia actual tanto en materia de interpre-tación de registros como en el diseño de las herra-mientas, se centra en la resolución y la mediciónde capas cada vez más delgadas. Esto resulta crí-tico para la interpretación de secuencias lamina-das y anisotrópicas de arenisca-lutita. Sin embargo,no es posible resolver laminaciones extremada-mente delgadas con herramientas de RMN debidoal requerimiento general de apilar las medicionessucesivas para lograr una relación señal-ruido sa-tisfactoria. Con una herramienta CMR, la ventanade menor abertura para una medición estacionariaes de 15.2 cm [6 pulgadas]. La ventana de medi-ción de la antena principal de la sonda MR Scanneres de 18 pulgadas. Los desarrollos recientes demues-tran que incluso con esta resolución más baja, losdatos RMN siguen siendo útiles para el análisis y lainterpretación de las secuencias laminadas. Losdatos RMN proveen mediciones petrofísicas com-plementarias de las propiedades de los fluidos deyacimientos que las mediciones de resistividad yporosidad no pueden suministrar.19

Existen tres métodos generales que se aplicanpara analizar los yacimientos de capas delgadasutilizando registros de pozos.20 Tradicionalmente,los registros de imágenes se utilizan para caracte-rizar las laminaciones, separando la arenisca dela lutita. Luego se deconvolucionan otros datos,

> Determinación precisa del OWC con los registros estacionarios. Luego de los resultados no conclu-yentes provenientes de los primeros intentos efectuados de utilizar los datos MR Scanner con el fin delocalizar el OWC, se emplearon mediciones estacionarias. Los registros estacionarios permiten apilarlos datos para lograr relaciones señal-ruido más altas. El análisis continuo de fluidos de la FC No. 1(Carril 2) muestra la presencia de petróleo a través de todo el intervalo, pero el origen es el filtrado delOBM. Una secuencia de tres DOIs permite adquirir los datos de la FC No. 8 simultáneamente con losde las FC No. 1 y FC No. 4. La fracción cilíndrica más profunda detecta la presencia de petróleo nativocuando la invasión no es demasiado profunda. Las dos estaciones superiores, a X,103 y X,138 pies, seencuentran en la pata de petróleo y poseen un carácter único indicador de petróleo con poca o nin-guna señal indicadora de agua, según las tres fracciones cilíndricas. Las tres estaciones inferiores, aX,142, X,165 y X,185 pies, se encuentran en la pata de agua, como lo indica una respuesta intensa deagua libre. La falta de agua móvil en los dos mapas superiores señala el OWC a X,140 pies. Las mues-tras de formación confirmaron la interpretación.

Petróleo

%50 0

Fluido ligado

FC No. 1

%50 0Rayosgamma

°API0 200

Prof.,

pies0.1 1,000

0.1 1,000

Resistividad somera

ohm.m

Resistividad profunda

ohm.m

FC No. 1DOI = 1.5 pulgadas



X,100

X,200

X,300

Tiempo T1 Tiempo T1

Difu

sión

Difu

sión

Tiempo T1

Difu

sión

Tiempo T1 Tiempo T1

Difu

sión

Difu

sión

Tiempo T1

Difu

sión

Tiempo T1 Tiempo T1

Difu

sión

Difu

sión

Tiempo T1

Difu

sión

Tiempo T1 Tiempo T1

Difu

sión

Difu

sión

Tiempo T1

Difu

sión

Tiempo T1 Tiempo T1

Difu

sión

Difu

sión

Tiempo T1

Difu

sión

19. Cao Minh C y Sundararaman P: “NMR Petrophysics inThin Sand/Shale Laminations,” artículo SPE 102435,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 deseptiembre de 2006.Cao Minh C, Joao I, Clavaud J-B y Sundararaman P:“Formation Evaluation in Thin Sand/Shale Laminations,”artículo SPE 109848, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.

20. Claverie M, Azam H, Leech R y Van Dort G: “AComparison of Laminated Sand Analysis Methods—Resistivity Anisotropy and Enhanced Log Resolution from Borehole Image,” presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Geología del Petróleo (PGCE), Kuala Lumpur, 27 al 28 de noviembre de 2006.

de menor resolución, utilizando los datos de imá-genes de mayor resolución. Estos datos resultan-tes se emplean en la ecuación de Archie paracomputar la saturación de agua. Una de las des-ventajas de este método es que los generadores deimágenes obtienen lecturas muy someras y, porconsiguiente, se basan en buenas condiciones delagujero para obtener datos de calidad. Por otrolado, el análisis cuantitativo completo que utilizatécnicas de deconvolución a menudo no es conclu-yente, y las propiedades y tipos de fluidos rara-mente son cuantificables.

En un segundo método, los datos RMN cuanti-fican el tipo y volumen de fluidos presentes en unasección del yacimiento. Pero dado que no es posi-ble resolver las capas delgadas con las herramien-tas de RMN, este método combina a todos losfluidos y diferencia el fluido ligado del fluido libre.Dentro de las areniscas laminadas, el fluido ligadose asocia con laminaciones de lutitas, y el volu-men total de fluido libre se asocia con laminacio-nes de arenisca. Los datos de difusión pueden

proveer las propiedades de los fluidos cuando sedispone de cantidades suficientes en las rocas ya-cimiento. Si bien este método provee una profun-didad de investigación más profunda que la de losgeneradores de imágenes, las mediciones de RMNsiguen siendo muy someras.

Un tercer método de evaluación de secuenciaslaminadas de arenisca-lutita, recién introducido,incorpora información de porosidad de alta resolu-ción y datos de la herramienta de inducción, talescomo los datos del servicio de inducción triaxialRt Scanner.21 Esta herramienta mide la resistivi-dad horizontal, Rh, y la resistividad vertical, Rv. Enlas areniscas laminadas, las laminaciones de are-niscas con hidrocarburos exhiben anisotropía eléc-trica, tal como lo indica una alta relación Rv /Rh,mientras que las secuencias de areniscas-lutitasacuíferas poseen relaciones bajas. La evaluaciónde yacimientos, basada solamente en la anisotro-pía eléctrica, no es suficiente para demostrar lapresencia de hidrocarburos. Las lutitas anisotró-picas exhiben altas relaciones Rv /Rh, incluso ante

la falta de capas de areniscas con hidrocarburos;esto debido a la compactación de la formación.

En una técnica aún más moderna, las medi -ciones de fluidos obtenidas con la herramienta MR Scanner se combinan con el método de cál-culo de Rv /Rh del servicio Rt Scanner para proveerin formación crítica para el análisis adecuado delos yacimientos complejos de arenisca-lutita. Estemétodo provee la fracción de arenisca (neta-total), la porosidad y resistividad de la arenisca, yla saturación de hidrocarburos. La clave para ma-ximizar el valor de la información es la integra-ción de los datos de diversas fuentes.

Esta técnica de integración complementariafue demostrada recientemente en un yacimientode África Occidental. Caracterizado por poseeruna secuencia delgada de arenisca-lutita, el pozode este caso práctico fue evaluado con datos de la sonda MR Scanner, información de la herra-mienta Rt Scanner y datos de porosidad de altaresolución, obtenidos de los registros de densidad-neutrón de formación.

22 Oilfield Review

> Integración de los datos en un yacimiento anisotrópico. Las imágenes OBMI sugieren la existencia de un yacimiento laminado (entre los Carriles 1 y 2). El procesamiento comenzó mediante el cálculo de los volúmenes de arenisca (Carril 1), utilizando los datos de los registros de densidad-neutrón y RMN. La resistividad horizontal, Rh, y la resistividad vertical, Rv, (Carril 3), obtenidas con la herramienta Rt Scanner, fueron utilizadas para computar la anisotropíaeléctrica (Carril 4, verde). Las lutitas y los intervalos laminados de arenisca-lutita exhiben anisotropía. Las distribuciones de T2, obtenidas de los datos RMN(Carril 5), indican distribuciones de fluidos bimodales en los intervalos con arenisca, pero no en las lutitas. El fluido libre se encuentra a la derecha delpunto de corte de T2, y el fluido ligado a la arcilla, asociado con la lutita, se encuentra a la izquierda. Las fracciones de arenisca se computaron con infor-mación extraída tanto de los datos RMN como de los datos de la herramienta Rt Scanner (Carril 6). La resistividad de la arenisca (Carril 7) se calculó de losdatos Rt Scanner, utilizando los intervalos con fluido libre definidos con la herramienta MR Scanner. Las saturaciones de fluidos RMN indican petróleo, aguay filtrado del OBM (Carril 8). Los volúmenes de hidrocarburos (HC) se muestran con fines comparativos (Carril 9) y se computan de los datos RMN (verde), losdatos Rt Scanner (rojo) y la ecuación de saturación de agua de Archie, utilizando los resultados de la herramienta de generación de Imágenes de Inducciónde Arreglo AIT, obtenidos de los datos de la herramienta Rt Scanner (negro). La utilización de la ecuación de saturación tradicional de Archie subestimó elvolumen de HC presente en todo el intervalo, reduciendo significativamente el espesor productivo neto calculado y el hidrocarburo en sitio. Finalmente, elpetrofísico identificó los intervalos laminados productivos utilizando un diagrama de Klein modificado (inserto) que incorpora los datos de la herramienta Rt Scanner, los datos RMN y las mediciones de porosidad de alta resolución. Las zonas productivas se destacan en el registro (Carril 3, magenta).

PhiareniscaPhiarenisca NMR Rv , Rh Anisotropía

OBMI

GR

Distribuciónde T2

FareniscaFarenisca NMR

Rt Scanner RareniscaNMR Rarenisca Fluidos RMN Volumen de HC

Zona

s pr

oduc

tivas

900

1,000

Prof

undi

dad,

m

800

700

0.5 10 0.4 0.2 0 0 0 0 0 0 0 0.2 0.4 0 0.2 0.410 1000.5 110 100 1,0005 10 1510 100

20 p

ies

Lutita

Puntode

corte

Arenisca

OBM

Agua

Neutrón, Densidad

Datos Rt Scanner

Datos AITDatos RMN

101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103

Flutita

Rarenisca

Rlutita-v = 3.4Rlutita-h = 0.58

Lutita

Petróleo

Porosidadtotal


Una vez que las capas delgadas con potencialde contener hidrocarburos fueron identificadasen las imágenes, el petrofísico siguió un flujo detrabajo establecido para interpretarlas:• Computó la fracción de arenisca, Farenisca, utili-

zando los datos de porosidad.• Derivó la resistividad de la arenisca, Rarenisca, de

los datos de Rv y Rh.• Computó un valor de fracción de arenisca Farenisca

por RMN, a partir de las distribuciones de T2.• Derivó un nuevo valor de resistividad de la are-

nisca Rarenisca.• Computó la porosidad de las capas de arenisca,

Phiarenisca, utilizando tanto los datos del regis-tro de densidad-neutrón como de las distribu-ciones de T2 de los registros de RMN.

• Comparó las saturaciones de agua, computadascon la información de los datos RMN, con las ob-tenidas de los datos del servicio Rt Scanner y delos datos de porosidad de alta resolución.

Con este flujo de trabajo, el análisis de datospara este pozo comenzó con la identificación delas laminaciones en el registro de imágenes del ge-nerador de Imágenes Microeléctricas en LodosBase Aceite OBMI (página anterior). Los valoresde Rv son mayores que los valores de Rh, lo cual in-dica anisotropía eléctrica. No obstante, la relaciónRv /Rh es alta, tanto en las lutitas limpias como enlas secciones laminadas de arenisca-lutita.

Las lutitas sólo poseen fluidos ligados y, porconsiguiente, una distribución unimodal de T2.Las secuencias de arenisca-lutita exhiben unadistribución bimodal que es indicativa de la presen-cia de fluidos móviles en las laminaciones areno-sas. Por consiguiente, la fracción de arenisca,Farenisca, puede obtenerse de la porción de los datosT2 de RMN correspondiente al fluido libre. Estevalor se compara luego con el valor de Farenisca ob-tenido de los datos del registro de densidad-neu-trón. Los valores de Rarenisca se computan utilizandolos datos de la herramienta de inducción triaxialpara las dos fuentes de datos de Farenisca. El análi-sis de fluidos RMN, de los datos provenientes de lafracción cilíndrica correspondiente a las 2.7 pulga-

das de penetración, indica petróleo nativo y fil-trado del OBM .

Para calcular el volumen de hidrocarburos, seutilizan tres métodos de análisis de la saturaciónde agua: la ecuación de Archie, el método de cál-culo de Rv/Rh que utiliza los datos de la herra-mienta de inducción triaxial, y las saturaciones defluidos RMN. Las gráficas de interrelación de Rv yRh se presentan utilizando una técnica de diagra-mas de Klein modificados de Schlumberger.22 Lospuntos seleccionados en la gráfica de interrelaciónse transponen al registro, identificando los interva-los prospectivos de calidad. Las lutitas anisotrópi-cas aparecen graficadas en la región no productivay pueden ser ignoradas. Con esta técnica, el ana-lista de registros evalúa rápidamente el yacimientoe identifica las zonas productivas potenciales.

Este enfoque integrado se tradujo en un incre-mento del 80% de la relación neto-total calculada,en comparación con los valores obtenidos con losmétodos clásicos de resistividad-porosidad. Lassaturaciones basadas en la técnica de RMN mues-tran un incremento de 5.5 m [18 pies netos] de hi-drocarburos, y se observa un incremento de 4.6 m[15 pies netos] utilizando la técnica de induccióntriaxial sin los datos RMN. La conclusión extraídade la evaluación de registros es que los datos RMNmejoran el cálculo de los hidrocarburos en sitio, ala vez que corrobora los resultados del análisis deareniscas laminadas en base a la herramienta deinducción triaxial. La técnica ofrece al petrofísicola capacidad para identificar intervalos prospecti-vos de calidad y eliminar de la evaluación los in-tervalos de lutitas anisotrópicas no productivas.

Mapeo del futuro de la resonancia magnéticaLos registros de resonancia magnética han tras-cendido su condición de nicho de mercado paraalcanzar un alto grado de aceptación por la comu-nidad petrofísica. Esta técnica nunca reemplazaráa las mediciones de resistividad y las medicionesnucleares de la porosidad, ni debería hacerlo. Losdatos RMN ofrecen a la industria del petróleo y elgas una fuente alternativa para ciertas medicio-nes, incluyendo la porosidad y las saturaciones defluidos, si bien existen limitaciones inherentes ala física; como las limitaciones propias de todaslas mediciones petrofísicas.

Las nuevas mejoras introducidas en el softwarede construcción de mapas 2D de los fluidos de ya-cimientos permiten crear instantáneas estáticasque luego pueden incorporarse en los registros 2D.Por otro lado, el software posee la capacidad parapresentar las saturaciones y las propiedades delos fluidos en formato de video, permitiendo la vi-sualización de los cambios que se producen late-ralmente a lo largo del pozo y horizontalmentehacia el interior de la formación.

Las mediciones de fluidos RMN efectuadas enel laboratorio, han sido y seguirán siendo transfe-ridas al ambiente de fondo de pozo. La obtenciónde las propiedades de los fluidos muestreadosmientras las herramientas aún se encuentran enel fondo del pozo ofrece la más cercana aproxima-ción disponible a las mediciones en sitio. Existeun sistema de clasificación del petróleo RMN, ba-sado en las propiedades moleculares, y la aplica-ción de esa clasificación a los fluidos de fondo depozo asistirá en el desarrollo adecuado del yaci-miento.23

Pero uno de los aspectos singulares de las me-diciones de RMN es que ofrecen la única técnicaque puede detectar y distinguir fluidos diferentesen sitio, sin hacerlos fluir. Hasta las muestras defondo de pozo pueden no proveer las propiedadesverdaderas de los fluidos, debido a los cambiosproducidos en éstos durante el flujo. Los fluidosmuestreados no reflejan la distribución verdaderade los fluidos en el yacimiento, sólo aquellos queson móviles. Cuando se aplican técnicas de RMN yse identifican las variaciones de los fluidos dentrode los yacimientos, se comprende mejor la com-plicada naturaleza de la producción de petróleo ygas. La comprensión del yacimiento trae apareja-das mejores prácticas de producción, mayores efi-ciencias y tasas de recuperación más altas.

Existen opciones viables para un desarrollo fu-turo. Los investigadores continúan desarrollandorespuestas a los carbonatos en base a la técnicade RMN. Las mediciones más profundas constitu-yen una meta, pero las herramientas para adqui-rirlas aún no se encuentran disponibles. Si bienquizás nunca se disponga de una medición deRMN del yacimiento virgen, las propiedades de losfluidos obtenidas con las herramientas LWD ofrecen una investigación de los fluidos de yaci-miento que no están afectados por el filtrado dellodo. Este tipo de solución permitiría superar elproblema identificado en los pozos HRLC de SaudiAramco. Existen otros desafíos que aguardan másesfuerzos de investigación y desarrollo.

El desarrollo de una herramienta de resonan-cia magnética viable para ambientes de fondo depozo demandó 30 años. Las mediciones de RMNcontinuaron evolucionando junto con las herra-mientas utilizadas para obtener los datos. Los de-sarrollos más recientes ponen a disposición delpetrofísico una colorida técnica de visualización.El arte y la ciencia de las aplicaciones de la téc-nica de RMN se han combinado para proveer unaalternativa respecto de los registros 2D estáticosdel pasado. Estas nuevas dimensiones en materiade registros de RMN fueron el preludio de unaherramienta poderosa para el análisis de yaci-mientos. Pero es probable que lo mejor aún estépor venir. —TS

21. Anderson B, Barber T, Leveridge R, Bastia R, Saxena KR,Tyagi AK, Clavaud J-B, Coffin B, Das M, Hayden R,Klimentos T, Cao Minh C y Williams S: “La induccióntriaxial: Un nuevo ángulo para una vieja medición,”Oilfield Review 20, no. 2 (Otoño de 2008): 64–84.

22. Para obtener más información sobre la utilización de losdiagramas de Klein modificados, consulte: Cao Minh C,Clavaud J-B, Sundararaman P, Froment S, Caroli E, BillonO, Davis G y Fairbairn R: “Graphical Analysis ofLaminated Sand-Shale Formations in the Presence ofAnisotropic Shales,” Petrophysics 49, no. 5 (Octubre de 2008): 395–405.

23. Hürlimann MD, Freed DE, Zielinski LJ, Song YQ, Leu G,Straley C, Cao Minh C y Boyd A: “HydrocarbonComposition from NMR Diffusion and Relaxation Data,”Transcripciones del 49° Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Edimburgo, Escocia, 25 al 28 de mayo de 2008, artículo U.

la resonancia magnética nuclear revela todo su...

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