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YARLEQUE YARLEQUE ARNALDO ANDRE

YNCALLA PIMENTEL ANGEL ENRIQUE

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La resonancia magnética nuclear (RMN) es crucial en la industria petrolera para evaluar formaciones perforadas y determinar la presencia de hidrocarburos. A diferencia de los registros convencionales, la RMN proporciona datos precisos sobre porosidad y saturación de fluidos, independientemente de la matriz mineral, y permite estimar permeabilidad. Además, distingue entre diferentes tipos de fluidos y ofrece información detallada sobre tamaño poral y estructuras internas. Los avances en RMN han integrado datos convencionales, desarrollando nuevos instrumentos y técnicas de interpretación para mejorar la identificación y cuantificación de hidrocarburos.

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2. FUNDAMENTOS TEORICOS DE LA RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR (RMN)

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2. FUNDAMENTOS TEORICOS DE LA RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR (RMN)

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RESONANCIA:

Se utiliza la resonancia para manejar de manera eficiente los núcleos con campos magnéticos.

MAGNETICA:

Los movimientos nucleares se controlan mediante campos magnéticos.

NUCLEAR:

Relativo al núcleo de un átomo, compuesto de protones y neutrones, o en el caso del núcleo de hidrógeno, compuesto de un solo protón.

T1:

Tiempo de relajación longitudinal.

T2:

Tiempo de relajación transversal, medida en milisegundos (ms).

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2.1. Principios Físicos de la Resonancia Magnética Nuclear

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2.1. Principios Físicos de la Resonancia Magnética Nuclear

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La Resonancia Magnética Nuclear (RNM) utiliza la señal de los núcleos de hidrógeno para construir su imagen.

Un imán permanente en la herramienta MRIL genera un campo magnético que magnetiza los materiales de la formación.

Una antena alrededor del imán emite energía de radiofrecuencia en ráfagas controladas hacia la formación.

La antena detecta el eco de protones de hidrógeno en resonancia con el campo magnético para obtener datos.

La frecuencia de resonancia del protón se ajusta según la intensidad del campo magnético para investigar diferentes regiones alrededor de la herramienta.

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Los núcleos atómicos actúan como imanes en rotación debido a su momento magnético.

Estos imanes interactúan con campos magnéticos externos y generan señales detectables.

La señal es maximizada cuando el campo magnético externo oscila a la frecuencia de resonancia específica de un núcleo.

El núcleo de hidrógeno se comporta como una barra imantada con su eje magnético alineado con el momento rotacional del núcleo.

En ausencia de un campo magnético externo, los ejes de los momentos rotacionales nucleares del hidrógeno están alineados aleatoriamente.

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Los átomos de hidrógeno se alinean como barras imantadas a lo largo del campo magnético estático B0 para realizar una medición de RMN.

Este proceso de alineación inicial se conoce como polarización y consume un tiempo característico llamado T1, que varía según el entorno del hidrógeno.

B0 ejerce un momento torsional sobre los núcleos magnéticos, alineando su eje de momento rotacional con el campo.

Después de la polarización inicial, los protones están polarizados y esta polarización crece con el tiempo de relajamiento longitudinal, T1.

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Figura 1. Decaimiento de un tren de ecos

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2.2. Datos sin procesar del perfil Porosidad y Distribución T2 con RMN

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2.2. Datos sin procesar del perfil Porosidad y Distribución T2 con RMN

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Antes del perfilaje con RMN, los protones en los fluidos están desordenados.

La herramienta genera campos magnéticos que alinean y activan los protones, produciendo écos de momentos rotacionales.

Estos écos, medidos en amplitud y tiempo, forman trenes presentados en perfiles de profundidad.

La distribución de T2 de RMN se muestra como ondas, imágenes o gráficos de distribución de celdas, cada uno representando la porosidad según los valores de T2 y los tamaños porales.

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La herramienta MRIL de NUMAR mide fracciones cilíndricas (shells) resonantes y concéntricas, de espesor variable, y a distancias fijas de la herramienta, determinándose la DOI según el tamaño del agujero y la posición de la herramienta en el mismo. -Cantidad de fluido en la roca.
-Propiedades de los fluidos.
-Tamaño de los poros, que contienen el fluido.

En 1995 la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR, fue introducida por Schlumberger. Consta de una antena corta direccional, ubicada entre dos imanes optimizados, enfocado la medición de la herramienta en una zona vertical de 6 pulgadas y hasta 1.1 pulgadas dentro de la formación.

La difusión molecular es la clave para revelar las propiedades de los fluidos derivadas de los datos RMN. El gas y el agua poseen velocidades de difusión características que pueden ser calculadas para determinadas condiciones de fondo de pozo.El diseño de la herramienta MR Scanner ofrece la DOI fija de un dispositivo de patín, con la flexibilidad de las DOI múltiples de las fracciones cilíndricas resonantes.
Consta de una antena principal optimizada para obtener datos de las propiedades de los fluidos y dos antenas más cortas, de alta resolución, más adecuadas para la adquisición de las propiedades RMN básicas.

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Convencional:
-Más sensibles a los materiales en la matriz mineral que a los fluidos presentes en los poros.
-Los instrumentos están fuertemente influidos por la presencia de minerales conductivos.
-Requiere calibración de la herramienta con la litología

RMN
– La caracterización de hidrocarburos y la porosidad no depende de la litología.
– No necesita de fuentes radioactivas.
-Con una buena DOI se puede asumir la porosidad como la porosidad total.
-La medición proviene de una región la cual se encuentra libre de los efectos de invasión como los del filtrado de lodo.
-Los datos de saturación de agua son independientes de los datos de salida obtenidos.

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4. COMPARACIÓN ENTRE EL PERFILAJE CON RMN Y OTRAS HERRAMIENTAS DE REGISTROS

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4. COMPARACIÓN ENTRE EL PERFILAJE CON RMN Y OTRAS HERRAMIENTAS DE REGISTROS

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Sensibilidad de herramientas convencionales:

Las herramientas convencionales son más sensibles a los materiales en la matriz mineral que a los fluidos en los poros debido a la mayor fracción rocosa en las rocas de yacimiento.

Influencia de minerales conductivos:

Los instrumentos convencionales están fuertemente influenciados por la presencia de minerales conductivos, requiriendo un conocimiento detallado de las propiedades de la formación y del agua en el espacio poral para una interpretación adecuada.

Ventaja de la herramienta MRIL:

La herramienta MRIL mide solo los fluidos, por lo que la porosidad medida no incluye aportes de los minerales de la roca y no necesita calibrarse para la litología de la formación, diferenciándose fundamentalmente de las herramientas convencionales de perfilaje.

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5. IDENTIFICACIÓN DE HIDROCARBUROS CON RMN

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5. IDENTIFICACIÓN DE HIDROCARBUROS CON RMN

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Las propiedades RMN de los fluidos varían, pero es posible predecir o identificar sus señales en la distribución de T2. Esta capacidad es crucial para la interpretación de datos de RMN y facilita muchas aplicaciones prácticas.

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La herramienta MRIL-PRIME mide la densidad de núcleos de hidrógeno en fluidos de yacimiento y convierte estos datos a porosidad aparente llena de agua. Esta conversión se realiza sin conocer los minerales de la roca ni considerar trazas químicas en los fluidos, como el boro, que podrían interferir en otras mediciones de porosidad.

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Las herramientas MRIL-PRIME analizan fluidos cerca de la pared del pozo, detectando agua, petróleo y gas, así como propiedades como la viscosidad.

Los hidrocarburos y las salmueras difieren en viscosidad y difusividad, y el perfilaje de RMN aprovecha estas diferencias para caracterizar los fluidos en el espacio poral, como se muestra en la Figura 3.

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El comportamiento de RMN de un fluido en el espacio poral de una roca de yacimiento difiere del fluido en bruto. La distribución de T2 proporciona estimaciones de tamaños porales y características petrofísicas como permeabilidad y volumen de agua irreductible. Esto es crucial para evaluar la calidad y ambiente deposicional de yacimientos, diferenciando arenas de grano fino y grueso, incluso en presencia de hidrocarburos.

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5.4. Determinación del BVI (Volumen Total Irreducible)

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5.4. Determinación del BVI (Volumen Total Irreducible)

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La estimación del BVI, volumen bruto de agua irreductible en formaciones, es una aplicación clave del perfilaje de RMN. Métodos como CBVI utilizan T2cutoff para distinguir poros con agua asociada y fluidos libres, mientras SBVI considera poros que pueden contener ambos tipos de fluidos para calcular el BVI.

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Interpretación de cada columna

En la columna A: aquí se encuentra la escala de profundidad en ft.

La columna B: representa la litología que tiene el pozo en ese intervalo.

La columna C: muestra un registro de la permeabilidad al fluido derivada de la RMN. La permeabilidad cambia por orden de magnitud en esta sección. En la formación de granos finos la permeabilidad es insignificante, mientras que en la sección superior de granos gruesos es sustancial.

Columna D: representa el tipo de fluido presente en la roca.

Columna E: ilustra la distribución de tamaño de los poros, según se deduce de las mediciones de RMN.

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La Resonancia Magnética Nuclear (RMN) proporciona una capacidad única para identificar y cuantificar tanto fluidos móviles como inmóviles en la matriz de la roca.

La integración de datos de RMN con otras técnicas, como el análisis de saturación de petróleo y la permeabilidad, permite decisiones operativas efectivas, como la perforación y producción sin influjo de agua, optimizando el rendimiento de los yacimientos petrolíferos.

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[1] Halliburton, Coates George, Lizhi Xiao, and Prammer Manfred, NMR Logging Principles and Applications, caps 1 y 5

[2] Schlumberger, Oilfield Review Magazine, Trends in NMR Logging, pp. 2 - 11