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La resonancia magnética nuclear se ha convertido en una herramienta fundamental en la industria petrolera para la caracterización detallada de yacimientos. Esta técnica, adaptada de las aplicaciones médicas, ofrece una visión única de las propiedades de las rocas y los fluidos en el subsuelo, proporcionando información crucial para la exploración y producción de hidrocarburos.

Los registros de RMN en petrofísica aprovechan las propiedades magnéticas de los núcleos de hidrógeno presentes en los fluidos del yacimiento. Al someter estos núcleos a campos magnéticos y pulsos de radiofrecuencia, se pueden medir sus respuestas, lo que permite inferir características clave del yacimiento como porosidad, permeabilidad, tipos de fluidos presentes y su distribución en los poros de la roca.

A diferencia de los métodos convencionales de registro, la RMN no depende de la mineralogía de la roca, lo que la hace especialmente valiosa en formaciones complejas. Además, proporciona una evaluación no invasiva y en tiempo real de las propiedades del yacimiento.

El análisis de estos registros implica la interpretación de diversos parámetros, principalmente los tiempos de relajación T1 y T2, que están relacionados con las interacciones entre los fluidos y la superficie de los poros. Estos datos se utilizan para crear distribuciones y mapas que revelan información detallada sobre la estructura porosa y los fluidos contenidos.

La aplicación de la RMN en petrofísica ha revolucionado la forma en que se evalúan los yacimientos, permitiendo una caracterización más precisa, especialmente en formaciones complejas o no convencionales. Su integración con otras técnicas de registro ha mejorado significativamente la capacidad de los geólogos e ingenieros para tomar decisiones informadas en la exploración y desarrollo de campos petroleros.

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T1 (relajación longitudinal): Indica cómo los protones recuperan su alineación con el campo magnético principal.

T2 (relajación transversal): Mide cómo los protones pierden coherencia en el plano perpendicular al campo magnético.

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Los registros de RMN se obtienen mediante herramientas especializadas que se bajan en el pozo. Estas herramientas generan un campo magnético y emiten pulsos de radiofrecuencia, midiendo luego las señales de respuesta de los protones en la formación.

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a) Distribución T2: Proporciona información sobre la distribución del tamaño de los poros y los tipos de fluidos.

b) Cutoffs T2: Se utilizan para distinguir entre agua ligada y agua móvil, así como para identificar hidrocarburos.

c) Mapas T1-T2: Ayudan a diferenciar tipos de fluidos y su viscosidad.

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Sensibilidad a las condiciones del pozo:

Las mediciones de RMN son muy sensibles a las variaciones de temperatura y presión en el pozo.

La presencia de lodo de perforación magnético puede interferir significativamente con las lecturas.

Profundidad de investigación limitada:

Las herramientas de RMN típicamente tienen una profundidad de investigación de solo unos pocos centímetros en la formación.

Esto puede llevar a una sobrerrepresentación de la zona invadida por el filtrado de lodo.

Tiempo de adquisición:

Las mediciones de RMN requieren tiempos de adquisición más largos comparados con otros registros.

Esto puede aumentar los costos de operación y el tiempo total de registro.

Complejidad en la interpretación:

La interpretación de los datos de RMN requiere un alto nivel de experiencia y comprensión de los principios físicos subyacentes.

La presencia de minerales magnéticos en la formación puede complicar significativamente la interpretación.

Resolución vertical:

Aunque ha mejorado con el tiempo, la resolución vertical de los registros de RMN sigue siendo inferior a la de muchos otros tipos de registros.

Costo:

Las herramientas de RMN y su operación son generalmente más costosas que las de otros métodos de registro.

Limitaciones en condiciones extremas:

El rendimiento de las herramientas de RMN puede degradarse en condiciones de alta temperatura y alta presión.

Ambigüedad en la identificación de fluidos:

En ciertas condiciones, puede ser difícil distinguir entre diferentes tipos de hidrocarburos o entre hidrocarburos pesados y agua.

Efectos de la viscosidad:

Los hidrocarburos muy viscosos pueden tener tiempos de relajación muy cortos, lo que puede llevar a subestimaciones de la porosidad.

Calibración y control de calidad:

La calibración adecuada de las herramientas y el control de calidad de los datos son críticos y pueden ser desafiantes en condiciones de pozo variables.

Integración con otros datos:

La integración efectiva de los datos de RMN con otros tipos de registros y datos geológicos puede ser compleja y requiere un enfoque multidisciplinario.

Limitaciones en formaciones de baja porosidad:

En formaciones con muy baja porosidad, la señal de RMN puede ser demasiado débil para una interpretación confiable.

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Caracterización de yacimientos de baja permeabilidad:

En formaciones tight gas y shale, la RMN ayuda a identificar porosidad efectiva y permeabilidad.

Permite distinguir entre gas adsorbido y gas libre en poros pequeños.

Evaluación de yacimientos carbonatados complejos:

La RMN es crucial para entender la distribución de tamaño de poros en carbonatos.

Ayuda a identificar porosidad vugular y microporosidad.

Estimación de viscosidad de hidrocarburos in situ:

Utilizando relaciones entre tiempos de relajación T1 y T2 para estimar la viscosidad del petróleo.

Crucial para la planificación de estrategias de producción.

Determinación de mojabilidad de la roca:

Análisis de las interacciones fluido-roca para determinar preferencias de mojabilidad.

Importante para estrategias de recuperación mejorada de petróleo.

Caracterización de fluidos en yacimientos no convencionales:

Identificación y cuantificación de gas de shale y líquidos de gas natural.

Evaluación de la producibilidad en formaciones de ultra baja permeabilidad.

Análisis de fracturas naturales:

Detección y caracterización de sistemas de fracturas naturales.

Evaluación de la conectividad de fracturas y su contribución a la permeabilidad.

Evaluación de daño de formación:

Identificación de zonas dañadas por invasión de filtrado de lodo.

Evaluación del impacto en la productividad del pozo.

Caracterización de arcillas y minerales:

Identificación de tipos de arcillas y su distribución.

Evaluación del impacto de las arcillas en la productividad.

Análisis de cementación y calidad de sello:

Evaluación de la calidad de la cementación en la interfaz roca-cemento.

Identificación de posibles rutas de migración de fluidos.

Monitoreo de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR):

Seguimiento de cambios en la saturación de fluidos durante procesos de EOR.

Evaluación de la eficiencia de desplazamiento.

Caracterización de hidratos de gas:

Detección y cuantificación de hidratos de gas en formaciones submarinas.

Evaluación de riesgos geológicos asociados.

Análisis de yacimientos de capas delgadas:

Mejora en la resolución vertical para caracterizar capas delgadas productoras.

Crucial en ambientes de depósito complejos.

Evaluación de yacimientos geotérmicos:

Caracterización de la porosidad y permeabilidad en formaciones geotérmicas.

Evaluación del potencial de producción de calor.

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Los principios físicos permiten que las herramientas de RMN en petrofísica obtengan información detallada sobre la estructura porosa de la roca y los fluidos contenidos en ella, sin depender de la litología o la mineralogía de la formación.

Entender estas limitaciones es crucial para utilizar eficazmente los registros de RMN en petrofísica y para interpretar los resultados con el nivel apropiado de confianza.

Las aplicaciones avanzadas demuestran cómo la RMN se ha convertido en una herramienta indispensable para abordar los desafíos más complejos en la caracterización de yacimientos.

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Landi, R., & Terán, H. (s/f). Aplicaciones de los registros de resonancia magnética nuclear (NMRL) en la evaluación de yacimientos. Facultad de Ingeniería en Ciencias de la Tierra (FICT), Escuela Superior Politécnica del Litoral (ESPOL). https://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/2438/1/4821.pdf

Ávila Suárez, D. E. (2002). Determinación de propiedades petrofísicas y petrofacies aplicando tecnología de resonancia magnética nuclear a muestras de núcleo de las formaciones gasíferas San Juan y San Antonio del Campo Santa Rosa. Trabajo Especial de Grado, Universidad Central de Venezuela. http://saber.ucv.ve/bitstream/10872/68/1/Trabajo%20Especial%20de%20Grado%20-%20Daniel%20%c3%81vila.pdf

Coates, G. R., Xiao, L., & Prammer, M. G. (1999). NMR Logging Principles and Applications. Halliburton Energy Services.

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El Registro de Imágenes por Resonancia Magnética de Pozos (MRIL), introducido por NUMAR en 1991, toma los equipos médicos de resonancia magnética (MRI) o de resonancia magnética nuclear (RMN) de laboratorio y los invierte. Es decir, en lugar de colocar al sujeto en el centro del instrumento, se coloca el instrumento mismo, dentro de un pozo, en el centro de la formación que se analizará.

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Aplicaciones del Registro con Resonancia Magnética Nuclear (RMN)

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Aplicaciones del Registro con Resonancia Magnética Nuclear (RMN)

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Los estudios de caso y la teoría han demostrado que las herramientas MRIL proporcionan datos potentes para:

Distinguir zonas de producción de baja resistividad / bajo contraste

Evaluar yacimientos de petróleo y / o gas de litología compleja

Identificar aceites de viscosidad media y pesados

Estudiar formaciones de baja porosidad / baja permeabilidad

Determinar la saturación residual de petróleo

Mejorar el diseño de la estimulación

Además de la porosidad, las herramientas de RMN proporcionan otra información valiosa para la caracterización del yacimiento:

Permeabilidad: Se determina a partir del índice de fluido libre y el volumen total irreducible o T₂ promedio.

Tipificación de Hidrocarburos: Se logra mediante el uso de (1) contrastes ponderados por T₂ para agua, gas y/o petróleo ligero, (2) contrastes ponderados por difusión para agua y petróleo viscoso, y (3) cálculos de saturación de agua mejorados por RMN para la zona virgen.

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Ventajas del Registro de Imágenes por Resonancia Magnética de Pozos (MRIL)

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Ventajas del Registro de Imágenes por Resonancia Magnética de Pozos (MRIL)

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Debido a que solo los fluidos son visibles a la RMN, la porosidad medida por una herramienta MRIL no contiene contribución de los materiales de la matriz y no necesita calibrarse a la litología de la formación. Esta característica de respuesta hace que una herramienta MRIL sea fundamentalmente diferente de las herramientas de registro convencionales. Las herramientas convencionales de registro de porosidad por neutrones, densidad aparente y tiempo de viaje acústico se ven influenciadas por todos los componentes de una roca de yacimiento. Como las rocas de yacimiento suelen tener más marco rocoso que espacio lleno de fluido, estas herramientas convencionales tienden a ser mucho más sensibles a los materiales de la matriz que a los fluidos de los poros.

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Fundamentos del magnetismo nuclear:

Los núcleos de hidrógeno (protones) poseen un momento magnético intrínseco, actuando como pequeños imanes.

En condiciones normales, estos momentos magnéticos están orientados aleatoriamente.

Alineación magnética:

Al aplicar un campo magnético externo fuerte (B0), los momentos magnéticos de los protones se alinean parcialmente con este campo.

Esta alineación crea una magnetización neta en la dirección del campo aplicado.

Excitación por radiofrecuencia:

Se aplica un pulso de radiofrecuencia (RF) perpendicular al campo B0.

Este pulso, con la frecuencia de resonancia específica de los protones (frecuencia de Larmor), perturba el equilibrio de los momentos magnéticos.

Los protones absorben energía y se "inclinan" alejándose de la alineación con B0.

Precesión y relajación:

Tras el pulso RF, los protones precesan alrededor del eje del campo B0.

Gradualmente, los protones vuelven a su estado de equilibrio mediante dos procesos de relajación: a) Relajación longitudinal (T1): recuperación de la magnetización en la dirección de B0. b) Relajación transversal (T2): pérdida de coherencia en el plano perpendicular a B0.

Tiempos de relajación en medios porosos:

T1 y T2 están influenciados por las interacciones entre los fluidos y la superficie de los poros.

Fluidos en poros pequeños o adheridos a la superficie tienen tiempos de relajación más cortos.

Fluidos libres en poros grandes tienen tiempos de relajación más largos.

Difusión molecular:

El movimiento browniano de las moléculas afecta la señal de RMN.

La difusión en gradientes de campo magnético contribuye a la relajación, especialmente en fluidos menos viscosos como el gas.

Eco de espín:

Secuencias de pulsos específicas (como la secuencia CPMG) se utilizan para generar "ecos" de la señal de RMN.

La amplitud de estos ecos decae con el tiempo, proporcionando información sobre T2.

Respuesta específica de los fluidos:

Diferentes fluidos (agua, petróleo, gas) tienen características de relajación distintas.

Esto permite la identificación y cuantificación de los tipos de fluidos presentes en la formación.