Oilfield Review. Avances en resonancia magnética Tubería flexible con fibra óptica Detección satelital Estimulación de pozos de alta temperatura

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1 Oilfield Review Primavera de 2009 Avances en resonancia magnética Tubería flexible con fibra óptica Detección satelital Estimulación de pozos de alta temperatura

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3 Oilfield Review celebra su vigésimo aniversario Hace más de 50 años, Schlumberger lanzó una publicación de carácter interno denominada The Technical Review. Su objetivo era distribuir artículos y directrices sobre técnicas de operación con cable de alto valor y utilidad para la comunidad técnica mundial, incluyendo a los ingenieros que trabajaban en el campo. Con el tiempo, Schlumberger incorporó productos y servicios cuyos dominios trascendieron el ámbito de los registros adquiridos con herramientas operadas con cable. En 1989, The Technical Review se convirtió en Oilfield Review para reflejar un panorama más amplio; esta nueva revista fue puesta a disposición de nuestros clientes desde su primera edición. La publicación actual sigue cumpliendo con los objetivos que se propusieron sus fundadores: transmitir tecnología y experiencia entre especialistas y profesionales, y viceversa. Me complace estar a cargo de la redacción de esta intro - ducción para la edición con la que se celebra su vigésimo aniversario. Los lectores habituales saben que los artículos de Oilfield Review provienen de una vasta muestra representativa de autores, los cuales representan a los clientes de Schlumberger, las instituciones de investigación y el mundo académico. Esta amalgama poderosa provee una amplia perspectiva de la tecnología en armonía con la naturaleza de la industria. Por ejemplo hoy, los ingenieros de yacimientos no se limitan a correr modelos de yacimientos. En su mayoría, poseen un conocimiento adecuado de la geología, el procesamiento sísmico, las operaciones de perforación/terminación de pozos y otros tópicos, de manera de poder interactuar efectivamente con los especialistas ajenos a su ámbito. Por esa misma razón, los artículos de Oilfield Review habitualmente combinan contribuciones de autores que provienen de diversas disciplinas. En los últimos 20 años, la industria de E&P ha sido testigo de avances tecnológicos sustanciales, como lo prueban los artículos de Oilfield Review. Adquisición de registros durante la perforación, el primer artículo de la primera edición de 1989, es un ejemplo perfecto de esta realidad ya que describe cómo las mediciones obtenidas detrás de la barrena, proporcionaban los primeros datos sobre las formaciones atravesadas por el pozo. Hoy, las nuevas herramientas desarrolladas en esa misma área tecnológica pueden visualizar anticipadamente las formaciones que están siendo penetradas por la barrena. Ya no sólo vemos dónde estamos sino también hacia dónde nos dirigimos. Ese mismo primer número presenta además un curioso relato de las técnicas sísmicas en África Occidental. En el año 1989, esa área recién se abría a la exploración marina pero ahora se ha convertido en una región productora importante. El artículo describe un análisis de los datos sísmicos 2D que cambiaron la visión de la Cuenca de Douala que poseía la industria. Comparemos esto con la tecnología sísmica del siglo XXI que proporciona la resolución y la fidelidad necesarias para mapear corredores de fracturas en 3D. Quisiera poner de relieve un ejemplo final tomado de esa edición, El corazón de la Tierra. Al igual que muchos artículos científicos similares, publicados a través de los años en Oilfield Review, este documento agrega contexto al mundo físico en el que operamos. Nuestra industria es cíclica, y este número aniversario aparece en un momento de baja actividad que sobrevino a la expansión extraordinaria acaecida en los últimos cinco años. No obstante, el perfeccionamiento de la tecnología que desarrolla nuestra industria requiere algo más de tiempo que lo que dura un ciclo. Por consiguiente, el compromiso con el desarrollo continuo es esencial y considero que Oilfield Review es parte de ese compromiso: sus artículos describen la nueva tecnología de un modo que es tanto técnicamente preciso como accesible, para la vasta población de profesionales técnicos que constituyen la piedra angular de la actividad de E&P de nuestros días. El futuro de la industria se caracterizará por derribar las barreras existentes. Aquello que separaba las disciplinas geotécnicas en la última década, se irá disipando cada vez más bajo la presión impuesta por el incremento del trabajo en ambientes de colaboración. Un número cada vez mayor de operaciones se volverán digitales y la localización de la persona que cuenta con los conocimientos técnicos necesarios para resolver un problema, pasará a ser prácticamente irrelevante. Al mismo tiempo, el conocimiento especializado del subsuelo adquirido por la industria ayudará al mundo a utilizar nuevas formas de energía, tales como la energía geotérmica, contribuyendo al mismo tiempo a superar, en parte, el problema del carbono mediante el almacenamiento de dióxido de carbono a largo plazo en acuíferos salinos profundos y en yacimientos de petróleo y gas agotados. Acompañando el cambio del mundo y de nuestra industria, espero que en sus próximos 20 años Oilfield Review continúe brindando ese conocimiento crítico de las tecnologías que demandará la industria. Andrew Gould Presidente y CEO de Schlumberger Limited Andrew Gould es presidente y CEO de Schlumberger Limited, posición que ocupa desde febrero de Comenzó su carrera en Ernst & Young, donde se capacitó como Contador Colegiado. Su carrera en Schlumberger se inició en 1975 en París. Andrew es miembro de los directorios de Schlumberger Limited y de Río Tinto plc. Integra la junta consultiva de comercialización del Imperial College de Ciencia, Tecnología y Medicina de Londres y es miembro de la Junta Consultiva de la Universidad King Fahd de Petróleo y Minerales, en Dhahran, Arabia Saudita. Además es uno de los patrocinadores de Permits Foundation, una iniciativa industrial internacional destinada a mejorar las regulaciones que rigen en materia de permisos de trabajo para los cónyuges de empleados expatriados. Andrew obtuvo una licenciatura en historia económica de la Universidad de Gales. Posee un doctorado honorario en ingeniería de la Escuela de Minas de Colorado en Golden, EUA, y es miembro honorario de la Universidad de Cardiff en Gales. 1

4 Schlumberger Oilfield Review Editor ejecutivo Mark A. Andersen Editor consultor Lisa Stewart Editor senior Matt Varhaug Editores Rick von Flatern Vladislav Glyanchenko Tony Smithson Michael James Moody Colaboradores Rana Rottenberg Glenda de Luna David Allan Diseño y producción Herring Design Steve Freeman Ilustraciones Tom McNeff Mike Messinger George Stewart Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks Traducción y producción Lynx Consulting, Inc. Traducción Adriana Real Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez 4 La resonancia magnética nuclear revela todo su potencial Los registros de resonancia magnética nuclear proveen información básica sobre los fluidos de yacimientos. Las técnicas recientemente desarrolladas ofrecen información mejorada de los fluidos y de sus propiedades en sitio, incluyendo la viscosidad del petróleo. Se pueden generar mapas bidimensionales de RMN que proporcionan a los petrofísicos una herramienta nueva y poderosa para conocer mejor las rocas yacimiento y los fluidos que éstas alojan. 24 La tubería flexible en todo su esplendor En el campo petrolero, la fibra óptica no se utiliza solamente para el monitoreo de los sistemas de bombeo y la producción. La tecnología de fibra óptica se emplea ahora en una amplia gama de operaciones con tubería flexible, proporcionando mediciones de fondo de pozo en tiempo real y vinculándolas con la profundidad. Esta capacidad permite a los operadores responder mejor a situaciones imprevistas que se desvían de sus planes de tratamiento. 34 Temperaturas de fondo de pozo obtenidas con fibra óptica Durante más de una década, la tecnología de fibra óptica se ha integrado lentamente en una serie de aplicaciones en expansión de campos petroleros. Además de ser un medio para la transmisión de datos y comandos, la fibra óptica es un termómetro intrínseco que puede muestrearse a lo largo de toda su extensión. Este artículo describe cómo los operadores utilizan pulsos de luz para monitorear la temperatura de fondo de pozo y los procesos térmicos. Enlaces de interés: Schlumberger Archivo del Oilfield Review Glosario del Oilfield Review Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas EUA (1) Facsímile: (1) Dirigir las consultas de distribución a: Joao Felix Teléfono: (55) (Vivian) Directo: (55) Facsímile: (55) Sussumu Nakamura Teléfono: (55) (Patricia) Directo: (55) Facsímile: (55)

5 Primavera de 2009 Volumen 20 Número 4 Consejo editorial Abdulla I. Al-Kubaisy Saudi Aramco Ras Tanura, Arabia Saudita 40 Teledetección satelital: mapeo de riesgos para los levantamientos sísmicos Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India Uno de los desafíos más significativos de la interpretación sísmica terrestre moderna consiste en comprender los efectos superficiales y corregir su impacto sobre los datos del subsuelo. La técnica de teledetección mediante satélites, posibilita el mapeo 3D y la discriminación de los rasgos de superficie y las litologías, a partir de los cuales se pueden desarrollar mapas de riesgos para la logística y el control de calidad. Algunos estudios de casos que involucran terrenos desérticos y morenas glaciares ilustran la aplicación de esta técnica. Roland Hamp Woodside Energy, Ltd. Perth, Australia George King Consultor independiente Houston, Texas, EUA Eteng A. Salam PERTAMINA Yakarta, Indonesia Jacques Braile Saliés Petrobras Houston, Texas, EUA 52 Opciones para la estimulación de pozos de alta temperatura Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra Los tratamientos de acidificación destinados a mejorar el desempeño de los pozos a menudo se ven restringidos por la temperatura del yacimiento. Las nuevas técnicas ahora permiten que los operadores lleven a cabo tratamientos de acidificación a temperaturas elevadas en yacimientos de areniscas y carbonatos, sin resultados dañinos ni costos indebidos. Estos avances en materia de estimulación de pozos incluyen nuevos agentes químicos y modernos procedimientos. Esta tecnología es ilustrada con una variedad de ejemplos de África, EUA, Medio Oriente y Asia. 64 Colaboradores 68 Próximamente en Oilfield Review 69 Nuevas publicaciones 70 Índice anual En la portada: Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica. A menos que se indique lo contrario, las siglas que aparecen en esta publicación corresponden al idioma inglés. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. La técnica de teledetección utiliza imágenes satelitales para evaluar la superficie terrestre. En la industria de E&P, esta técnica ayuda a evaluar los factores de riesgo para la ejecución de levantamientos sísmicos en áreas remotas. Aquí, un satélite Landsat 7 explora la superficie del Desierto Occidental de Egipto utilizando bandas de detección visibles e infrarrojas para distinguir la litología. La imagen del satélite Landsat 7 es cortesía del Servicio Geológico de EUA. 3

6 La resonancia magnética nuclear revela todo su potencial Ridvan Akkurt Saudi Aramco Dhahran, Arabia Saudita H. Nate Bachman Chanh Cao Minh Charles Flaum Jack LaVigne Rob Leveridge Sugar Land, Texas, EUA Rómulo Carmona Petróleos de Venezuela S.A. Caracas, Venezuela 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. Steve Crary Al-Khobar, Arabia Saudita Eric Decoster Barcelona, Venezuela Nick Heaton Clamart, Francia Martin D. Hürlimann Cambridge, Massachusetts, EUA Wim J. Looyestijn Shell International Exploration and Production B.V. Rijswijk, Países Bajos Duncan Mardon ExxonMobil Upstream Research Co. Houston, Texas Jim White Aberdeen, 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 Resonancia Magnética) es una marca de Halliburton. La evaluación petrofísica requiere mucha ciencia pero también un poco de arte. La base científica de una técnica de medición nueva a menudo se desarrolla a partir de cambios radicales en las tecnologías. El arte de la aplicación a veces tiene que ponerse al tanto de las herramientas, mientras que las herramientas de interpretación se desarrollan para explotar exhaustivamente las nuevas mediciones. Los intentos efectuados para integrar las nuevas formas de datos en los flujos de trabajo existentes pueden encontrar resistencia entre quienes se manifiestan escépticos acerca del valor agregado de la nueva información. Además, la curva de aprendizaje inherente a la adopción de conceptos nuevos a menudo es pronunciada, lo cual puede reñir con las demandas de tiempo de los atareados geólogos y petrofísicos. La tecnología de resonancia magnética nu - clear constituye un ejemplo de la física de la medición la ciencia conocida y desarrollada antes que el análisis petrofísico el arte integrara las mediciones en los flujos de trabajo estándar. Si bien la tecnología de RMN fue introducida inicialmente en la década de 1960, el desarrollo de una herramienta de RMN que proveyera información útil para los petrofísicos, insumió 30 años. La primera herramienta de RMN por pulsos desplegada con éxito fue introducida a comienzos de la década de 1990 por NUMAR Corporation, ahora subsidiaria de Halliburton. Equipadas con imanes de prepolarización permanentes, estas herramientas de adquisición de registros utilizan pulsos de radio frecuencia (RF) para manipular las propiedades magnéticas de los núcleos de hidrógeno en los fluidos de yacimientos. Schlumberger pronto hizo lo propio e introdujo la herramienta de resonancia magnética combinable CMR. En general, las mediciones de RMN no eran aceptadas con entusiasmo porque los datos no siempre se asimilaban bien con los esquemas de interpretación existentes. No obstante, quienes primero adoptaron estas nuevas mediciones encontraron aplicaciones para las mismas y, a medida que las herramientas evolucionaron, los petrofísicos establecieron el valor de los registros de RMN para los intérpretes; creando un nicho en proceso de expansión en la industria del petróleo y el gas. Hoy en día, la mayoría de las compañías de servicios ofrecen algún tipo de dispositivo para obtener registros de RMN, y se han desarrollado herramientas de RMN LWD para proporcionar información acerca de la calidad de los yacimientos en tiempo real o casi real. Las herramientas de resonancia magnética nuclear miden la porosidad, independiente de la litología, y no requieren fuentes radioactivas. Además, 4 Oilfield Review

7 Gas Agua Petróleo proveen estimaciones de la permeabilidad y las propiedades básicas de los fluidos. En un principio, las propiedades de los fluidos se limitaban al volumen de fluidos libres y a los volúmenes inmóviles de fluidos ligados a la arcilla y a los capilares. Si bien los físicos sabían que podían conseguir mucha más información sobre los fluidos a partir de los datos RMN, era necesario contar con herramientas de fondo de pozo capaces de proveer técnicas más avanzadas de adquisición y procesamiento de datos para extraer las propiedades de los fluidos en un registro continuo. Este artículo analiza los desarrollos producidos en las técnicas de medición que proporcionan las propiedades de los fluidos de formación en sitio en base a la técnica de RMN. Se describe una herramienta de fondo de pozo recién introducida, que posee la capacidad para obtener estas mediciones tanto en modo continuo como en modo estacionario, además de la teoría de registros de RMN aplicable a estas nuevas mediciones. 1 Con estas nuevas capacidades de RMN, las mediciones de la caracterización de fluidos resuelven las ambigüedades asociadas con la interpretación, tal como lo demuestran algunos estudios de casos de América del Sur, el Mar del Norte, Medio Oriente y África Occidental. Un poco de ciencia Todas las herramientas de RMN exhiben características en común. Poseen potentes imanes permanentes utilizados para polarizar los espines de los núcleos de hidrógeno que se encuentran en los fluidos de yacimientos. Las herramientas generan pulsos de radio frecuencia para manipular la magnetización de los núcleos de hidrógeno y luego utilizan las mismas antenas que generan esos pulsos para recibir los ecos de RF extremadamente pequeños que se originan en los núcleos resonantes de hidrógeno. Debido a sus momentos magnéticos, los núcleos de hidrógeno se comportan como imanes microscópicos de barra. Con la exposición al campo magnético estático, B 0, de los imanes permanentes de la herramienta de RMN, los momentos magnéticos del hidrógeno tienden a alinearse en la dirección de B 0. El tiempo de exposición se denomina tiempo de espera, WT, y en el tiempo requerido para que se produzca la polarización inciden diversas propiedades de la formación y los fluidos. El incremento de la magnetización resultante es representado por una curva exponencial de múltiples componentes, cada uno de cuyos componentes es caracterizado por un tiempo de relajación T 1. Luego de un tiempo WT dado, un tren de pulsos de RF electromagnética manipula los momentos magnéticos de los núcleos de hidrógeno e inclina su dirección, alejándola de la del campo B 0. El proceso de envío de trenes largos de pulsos de RF se denomina secuencia CPMG. 2 Una característica clave de esta secuencia es la de alternar la polaridad de la señal recibida para eliminar las transformaciones artificiales relacionadas con los componentes electrónicos. Durante el ciclo de medición CPMG, los núcleos de hidrógeno presentes en la formación generan ecos detectables de 1. Para obtener más información sobre la teoría y los registros de RMN, consulte: Kleinberg R, Straley C, Gubelin G y Morriss C: Nuclear Magnetic Resonance Imaging Technology for the 21st Century, Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995): 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 Use Borehole Nuclear Magnetic Resonance, Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, Norville MA, Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R: Tendencias en registros de RMN, Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): La sigla CPMG alude a los físicos que desplegaron con éxito la secuencia de pulsos de RF utilizada en los dispositivos de RMN: Herman Carr, Edward Purcell, Saul Meiboom y David Gill. Primavera de

8 A B C D Antena Sur Eco TE N S N S N S N S N S N S N S N S N S N S N S N S N S Incremento de T 1 Decaimiento de T 2 Norte > Teoría básica de la RMN. Los núcleos de hidrógeno se comportan como diminutos imanes de barra y tienden a alinearse con el campo magnético de los imanes permanentes, como los de una herramienta de registros de RMN (A). Durante un tiempo de espera (WT) establecido, los núcleos se polarizan con una tasa de incremento exponencial, T 1, que comprende múltiples componentes (C). A continuación, un tren de pulsos de RF manipula los espines de los núcleos de hidrógeno haciendo que se inclinen 90 y luego oscilan (o precesan) en torno al campo magnético permanente. Los fluidos de las formaciones generan ecos de RF entre los pulsos sucesivos que son recibidos y medidos por la antena de la herramienta 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, T 2, que son una función de la distribución del tamaño de los poros, las propiedades de los fluidos, la mineralogía de las formaciones y la difusión molecular (E). Una técnica de inversión convierte la curva de decaimiento en una distribución de mediciones de T 2 (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 para manipularlos. 3 Los ecos se producen entre los pulsos de RF. El tiempo existente entre los pulsos es el espaciamiento entre ecos, TE. La amplitud de los ecos es proporcional a la magnetización neta en el plano transversal al campo estático creado por los imanes permanentes. La amplitud del eco inicial se relaciona directamente con la porosidad de la formación. La intensidad de los ecos subsiguientes se reduce exponencialmente durante el ciclo de medición. La velocidad de decaimiento exponencial, representada por la velocidad de relajación, T 2, es bási - camente una función del tamaño de poros pero también depende de las propiedades del fluido presente en el yacimiento, la presencia de minerales paramagnéticos en la roca y los efectos de difusión de los fluidos. En los casos típicos, el decaimiento de las amplitudes de los ecos es regido por una distribución de los tiempos T 2, similar a los tiempos T 1 de la curva de incremento. Una técnica de inversión ajusta la curva de decaimiento con soluciones exponenciales discretas. Estas soluciones son convertidas en una distribución continua de tiempos de relajación, representativos de los poros rellenos de fluidos de la roca yacimiento (arriba). 4 Cuando el fluido presente en la región de incidencia de la medición es salmuera, la distribución de los tiempos T 2 es por lo general bimodal, particularmente en las areniscas. Los poros pequeños y el fluido ligado poseen tiempos T 2 cortos, y los fluidos libres presentes en los poros más grandes poseen tiempos de relajación más largos. La línea divisoria entre el fluido ligado y el fluido libre es el punto de corte de T 2. El petróleo y el gas presentes en los espacios de los poros introducen ciertas complicaciones en el modelo. Los tres mecanismos principales que inciden en los tiempos de relajación T 2 son la relajación de la superficie granular, la relajación producida por los procesos de fluidos volumétricos y la relajación resultante de la difusión molecular. 5 La relajación de la superficie granular es una función de la distribución del tamaño de poros. Los efectos de la relajación producida por la difusión molecular y las propiedades de los fluidos volumétricos se relacionan directamente con el tipo de fluido presente en los poros. El alquitrán (bitumen) posee un tiempo de relajación extremadamente corto y puede no ser medible con herramientas de RMN de fondo de pozo. Los petróleos pesados poseen tiempos de relajación cortos, similares a los de los fluidos ligados a la arcilla y a los capilares, pero también pueden ser demasiado cortos para la técnica de RMN (próxima página). Los petróleos más livianos poseen tiempos T 2 más largos, similares a los asociados con los fluidos libres. El gas posee un tiempo de relajación aún más largo que el petróleo. Durante el proceso de medición, se detectan las señales indicadoras de petróleo y gas además de las señales del agua móvil e irreducible. Si bien es probable que los tiempos T 2 de las señales indicadoras de petróleo y gas no tengan ninguna relación con la producibilidad de los hidrocarburos, ayudan a caracterizar el tipo de fluido. Se han desarrollado técnicas para explotar la respuesta del fluido e identificar la presencia y el tipo de hidrocarburos. En el pasado, existían dos técnicas principales en las cuales se utilizaban los datos RMN para WT Amplitud Amplitud Amplitud E F G Agua ligada a la arcilla Porosidad total Poros pequeños Tiempo Tiempo Agua ligada por capilaridad Inversión Distribución de T 2 Secuencia CPMG Poros grandes Agua libre identificar los fluidos: la técnica de espectro diferencial y la técnica de difusión asistida. 6 La técnica del espectro diferencial combina las mediciones con dos tiempos de espera diferentes. Los tiempos WT cortos polarizan insuficientemente los fluidos de las formaciones, tales como el gas y el petróleo liviano, que poseen tiempos de incremento y decaimiento largos. Las mediciones de los fluidos con tiempos de relajación cortos no son afectadas por los cambios en el tiempo WT. Las diferencias existentes entre las pasadas secuenciales de adqui - sición de registros identifican la presencia de hidrocarburos livianos, lo cual hace que la técnica 6 Oilfield Review

9 Agua ligada a la arcilla Agua ligada por capilaridad Agua libre Alquitrán Petróleo pesado Petróleo intermedio Petróleo liviano Alquitrán + agua ligada a la arcilla Petróleo pesado + agua ligada por capilaridad Petróleos intermedios + agua libre Petróleo liviano + agua libre Punto de corte de T 2 Distribuciones de T 2 para la salmuera Tamaño de los poros Distribuciones de T 2 para el petróleo Viscosidad y composición Distribución Total > Efectos del petróleo sobre las distribuciones de T 2. Para los poros rellenos de salmuera, la distribución de T 2 generalmente refleja la distribución del tamaño de los poros de la roca. Esta distribución a menudo es bimodal, representando los poros pequeños y grandes (izquierda). Los poros pequeños contienen fluidos ligados a la arcilla y ligados por capilaridad, y poseen tiempos de relajación cortos. Los poros grandes contienen agua libre móvil y poseen tiempos de relajación más largos. La línea divisoria entre el fluido ligado y el fluido libre es el punto de corte de T 2. Cuando los espacios de los poros del yacimiento están rellenos de petróleo, la distribución medida de T 2 está determinada por la viscosidad y la composición del petróleo (centro). Debido a su estructura molecular, el alquitrán (bitumen) y los petróleos pesados viscosos poseen velocidades de decaimiento rápidas, o tiempos T 2 cortos. Los petróleos más livianos y el condensado poseen un espectro de tiempos T 2, que se superponen con los de los poros más grandes rellenos de salmuera. La mezcla de petróleo y agua en el yacimiento produce una combinación de tiempos T 2 que se basa tanto en el tamaño de poros como en las propiedades de los fluidos (derecha). del espectro diferencial sea más efectiva en los ambientes de gas o condensado. Además, se han desarrollado secuencias de grabación que registran los datos en una sola pasada. La técnica de difusión asistida explota los cambios producidos en la respuesta del fluido cuando se utilizan espaciamientos entre ecos, o TE, diferentes. 7 El agua y el petróleo generalmente poseen tiempos de relajación similares cuando las mediciones se obtienen utilizando espaciamientos TE cortos; sin embargo, el agua a menudo se relaja más rápido que el petróleo cuando se utilizan espaciamientos TE más largos. Para aislar la señal indicadora de petróleo, se compara una medición con un espaciamiento TE corto con un tren de ecos con un espaciamiento TE más largo, escogido para mejorar las diferencias de difusión de los fluidos presentes en la formación. La señal indicadora de agua se reduce con los espaciamientos TE más largos, dejando principalmente la señal indicadora de petróleo. Esta sensibilidad de la difusión provee 3. Durante la secuencia CPMG, los átomos de hidrógeno son manipulados mediante pulsos cortos de RF provenientes de un campo electromagnético oscilante. La frecuencia de los pulsos de RF es la frecuencia de Larmor. 4. Freedman R y Heaton N: Fluid Characterization Using Nuclear Magnetic Resonance Logging, Petrophysics 45, no. 3 (Mayo Junio de 2004): Kleinberg RL, Kenyon WE y Mitra PP: On the Mechanism of NMR Relaxation of Fluids in Rocks, Journal of Magnetic Resonance 108A, no. 2 (1994): una indicación cualitativa de la presencia de petróleo, si bien a veces la medición también puede ser cuantitativa. 8 Tanto la técnica de espectro diferencial como la de difusión asistida, se basan en las mediciones tradicionales de los tiempos de relajación T 2 para identificar la presencia de hidrocarburos. Esto limita los resultados a un aspecto unidimensional de los fluidos, y el tipo de fluido sólo puede ser inferido, no cuantificado directamente. Además, es necesario el conocimiento previo de los fluidos previstos para elegir los parámetros de adqui - sición correctos. La limitación principal de la relajación es la dificultad asociada con la dife - renciación del agua respecto del petróleo (véase Las dimensiones en la tecnología de registros de RMN, próxima página). Pero el hecho de que las señales indicadoras de petróleo y gas se incluyan con la señal indicadora de agua en la distribución total, introduce una dimensión explotable en las distribuciones de los tiempos de relajación. 6. Akkurt R, Vinegar HJ, Tutunjian PN y Guillory AJ: NMR Logging of Natural Gas Reservoirs, The Log Analyst 37, no. 6 (Noviembre Diciembre de 1996): Akkurt R, Mardon D, Gardner JS, Marschall DM y Solanet F: Enhanced Diffusion: Expanding the Range of NMR Direct Hydrocarbon-Typing Applications, Transcripciones del 39 Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston, 26 al 29 de mayo de 1998, artículo GG. 8. Looyestijn W: Determination of Oil Saturation from Diffusion NMR Logs, Transcripciones del 37 Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 16 al 19 de junio de 1996, artículo SS. Si se remueve la contribución del agua, sólo queda la señal indicadora de hidrocarburo. 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 petróleo posee un rango de valores de difusión basados en su estructura molecular. Este rango también puede ser pronosticado utilizando datos empíricos obtenidos de muestras de petróleo muerto. La medición de los tiempos T 2 provee el volumen total de fluido; ligado y libre. El agregado de la difusión permite discriminar el tipo de fluido presente. Una presentación gráfica el mapa de difusión-t 2, o D-T 2 despliega estos datos en un espacio 2D formado por la difusión y la relajación. La señal indicadora de agua puede separarse de la de los hidrocarburos. La intensidad de los componentes en el mapa D-T 2, provee las saturaciones de los fluidos. También pueden generarse mapas utilizando los datos de los tiempos de relajación T 1. Esta cuantificación de la difusión es posible gracias a una nueva técnica de adquisición, la edición de la difusión (DE) que reduce las limitaciones de los métodos previos, tales como la difusión asistida y el espectro diferencial. La diferenciación del agua y los hidrocarburos por sus diferencias (continúa en la página 13) Primavera de

10 Las dimensiones en la tecnología de registros de RMN Polarización WT (1) WT (2) WT (3) Secuencia CPMG completa (1) WT (n) Secuencia CPMG completa (2) > Registros de T 1. Las secuencias CPMG tradicionales de RMN miden las distribuciones de T 2 y comienzan después de transcurrido un tiempo WT suficiente para la polarización de los núcleos de hidrógeno. Para la adquisición de los registros de T 1, se utiliza una sucesión de ciclos CPMG cortos con los tiempos WT seleccionados a través de un rango de valores. Apartándose de los métodos de registración de T 1 previos, la herramienta MR Scanner registra los trenes completos de ecos T 2, para cada valor de WT elegido y, por consiguiente, los datos resultantes pueden someterse a un proceso de inversión multidimensional y proveer tanto las distribuciones de T 1 como de T 2. Los registros de T 1 resultan especialmente útiles en ambientes con una relación señal-ruido baja y para los fluidos con tiempos de polarización largos, tales como los asociados con los hidrocarburos livianos y los poros grandes. Además, las distribuciones de T 1, a diferencia de las distribuciones de T 2, están libres de los efectos de la difusión y proporcionan resultados más precisos en los fluidos altamente difusivos. Los seres humanos generalmente visualizamos en tres dimensiones, y las relaciones geométricas se entienden como el agregado de niveles de complejidad con cada dimensión. Por ejemplo, una imagen 1D puede poseer longitud, la 2D agrega el ancho, la 3D agrega la profundidad y la 4D agrega el tiempo. 1 En forma análoga a las relaciones espaciales, las mediciones de RMN pueden describirse utilizando la dimensionalidad, en la que cada dimensión adiciona un grado de complejidad. La distribución RMN 1D se refiere a las mediciones del tiempo de relajación transversal T 2. Las distribuciones de T 2 se obtienen mediante la inversión de las señales crudas de decaimiento del eco RMN. Las distribuciones contienen información acerca de las propiedades de los fluidos y la geometría de los poros. No obstante, las señales indicadoras de fluidos diferentes a menudo se superponen y no siempre es posible distinguir el agua del petróleo, Tiempo Secuencia CPMG completa (3) Secuencia CPMG completa (n) o el agua del gas, estrictamente sobre la base de la distribución de los tiempos T 2. La medición del tiempo de relajación T 1, obtenida del incremento de la polarización, también provee una distribución 1D. Se adquiere un solo eco (o un número pequeño de ecos) para una serie de tiempos de espera diferentes, WT. 2 El incremento observado en la amplitud de los ecos, con el aumento del tiempo WT, es el incremento de la polarización regido por la distribución de los tiempos de relajación T 1 (arriba). Con una inversión matemática similar a la empleada para derivar las distribuciones de T 2, a partir de las señales de decaimiento del eco, se extrae la distribución de T 1 a partir del incremento de la polarización. Durante la adquisición de T 1 se puede registrar una señal completa de decaimiento del eco T 2 para cada tiempo WT, en lugar de un solo eco o de una serie corta de ecos, y, de ese modo, se puede generar un conjunto de datos 2D con los datos de T 2 y T 1. Las señales individuales de decaimiento del eco se invierten para obtener una distribución de T 2 independiente para cada tiempo WT. Cada componente de T 2 sigue su propio incremento característico con el incremento del tiempo WT, regido por la distribución (incremento) de T 1 asociada con ese componente de T 2. En la práctica, el conjunto original de datos de ecos se convierte directamente en una distribución de T 1 -T 2 2D (a veces denominada mapa de T 1 -T 2 ) a través de un proceso de inversión 2D. (próxima página, a la izquierda). 3 Para muchos fluidos, las distribuciones de T 1 y T 2 son muy similares ya que están regidas por las mismas propiedades físicas. Bajo las condiciones de medición habituales, la relación T 1 /T 2 para el agua y el petróleo oscila entre 1 y 3. No obstante, una diferencia importante entre los dos tiempos de relajación es que los tiempos T 2 son afectados por la difusión molecular, mientras que los tiempos T 1 están libres de los efectos de la difusión. En las mediciones de RMN, la difusión causa una reducción de la amplitud del eco y, por consiguiente, acorta los tiempos T 2. La magnitud del efecto de la difusión es una función de la constante de difusión molecular del fluido, D, y del espaciamiento entre ecos, TE. El parámetro TE es una variable de medición ajustable que define el tiempo existente entre los pulsos consecutivos de radio frecuencia (RF) en la secuencia de medición. La difusividad es una propiedad intrínseca del fluido que depende solamente de su composición, temperatura y presión. Una vez cuantificada, identifica el tipo de fluido. 4 En el caso del agua, D se relaciona fundamentalmente con la temperatura, y en el caso del gas natural, su valor es determinado tanto por la temperatura como por la presión. Los petróleos crudos exhiben una distribución de las velocidades de difusión que está regida por la 8 Oilfield Review

11 composición molecular, la temperatura y la presión. Por consiguiente, la difusión es clave para la identificación del tipo de fluido mediante RMN. Por ejemplo, los tiempos de relajación T 2 correspondientes al gas son mucho más cortos que los tiempos T 1, debido a la difusión. Mediante la identificación de la diferencia existente entre las mediciones de T 1 y T 2 en un yacimiento de gas, es posible deducir el tipo de hidrocarburo presente. Las distribuciones de la difusión son determinadas mediante la medición de los decaimientos de la amplitud del eco para los trenes de ecos adquiridos con diferentes espaciamientos entre ecos, TE. No obstante, el hecho de incrementar el espaciamiento TE para permitir que se produzca la difusión tiene su precio. El incremento del tiempo existente entre los ecos implica que existen menos ecos a lo largo de un intervalo de tiempo equivalente, reduciendo la densidad de los datos. Esto produce además un decaimiento más rápido TE 2 x TE TE Difusión (D) Relajación transversal (T 2 ) > Edición de la difusión. Con las secuencias CPMG tradicionales y el espaciamiento corto entre ecos (TE), las señales indicadoras de petróleo (verde) y agua (azul) se relajan, o decaen, con velocidades similares (extremo superior). La extensión del valor de TE (centro) mejora el efecto de la difusión, preferentemente para el agua, de difusión rápida, comparada con el petróleo de difusión más lenta. No obstante, los espaciamientos TE largos corresponden a menos ecos y a una relación señal-ruido más baja. La edición de la difusión (extremo inferior) es una variante del método CPMG de espaciamientos TE múltiples, en la que sólo los dos primeros ecos se alargan para mejorar el efecto de la difusión, a la vez que se mantiene la ventaja del espaciamiento TE corto para obtener un mejor valor de la relación señal-ruido. t TE Agua Petróleo Petróleo Agua T 1 T 2 > Datos RMN bidimensionales. La naturaleza 2D de los mapas T 1 -T 2 se pone de manifiesto a través de la superposición de las señales prove - nientes de los dos conjuntos de distribuciones. Las señales desplegadas en gráficas de interrelación indican su valor máximo, mediante la variación cromática de azul a rojo oscuro, en el centro y a la derecha de esta gráfica. Los datos convergen a lo largo de la línea central, en el medio; donde su concordancia indica mediciones de fluidos similares tanto a partir de T 1 como a partir de T 2. Pero la divergencia de los componentes de tiempo más largos de los dos conjuntos de datos, resultado de la difusión molecular, hace que la gráfica se desplace con respecto a la línea central en el extremo derecho. Si no hubiera ningún efecto de difusión, la interrelación se centraría a lo largo de la línea divisoria. de la señal los tiempos T 2 son más cortos debido a los efectos de la difusión. El resultado final es una reducción de la cantidad de datos utilizables, y el proceso de inversión se vuelve más desafiante debido a la relación señal-ruido más baja. La técnica de edición de la difusión (DE) supera estas limitaciones mediante la combinación de dos espaciamientos TE iniciales largos durante los cuales la difusión es efectiva para la reducción de la señal de RMN seguidos por un tren extendido de espaciamientos TE cortos, durante los cuales los efectos de la 1. Más allá de la física clásica, existen otras aplicaciones que describen cuatro y más dimensiones. La teoría de cuerdas, 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 campo magnético estático del imán permanente de una herramienta de registros de RMN durante el ciclo de medición. difusión se minimizan (arriba). Se puede registrar un gran número de ecos, maximizándose la relación señal-ruido efectiva. En forma análoga a la medición de T 1 -T 2 descripta previamente, se puede diseñar un experimento 2D para extraer información de difusión. En lugar de grabar trenes de ecos para varios tiempos WT secuenciales, se registra un tren de ecos con diferentes espaciamientos TE iniciales largos. Los datos son sometidos al procesamiento con fines de inversión y luego pueden utilizarse para generar mapas D-T 2, los cuales constituyen una forma 3. Song YQ, Venkataramanan L, Hürlimann MD, Flaum M, Frulla P y Straley C: T 1 T 2 Correlation Spectra Obtained Using a Fast Two-Dimensional Laplace Inversion, Journal of Magnetic Resonance 154, no. 2 (Febrero de 2002): Freedman y Heaton, referencia 4, texto principal. Primavera de

12 Coeficiente de difusión del gas Petróleo Coeficiente de difusión del agua Agua Distribuciones de T 2 (o T 1 ) > Mapas D-T. La difusión representada gráficamente con T 2 (o T 1 ) 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 dimensión T 2 (extremo superior izquierdo). Las amplitudes de las señales, a lo largo de una dirección del mapa bidimensional, se traducen en distribuciones 1D que pueden convertirse luego en saturaciones de fluidos. Como ayuda para la interpretación de los mapas 2D, los coeficientes de difusión de los fluidos se superponen sobre el mapa (extremo inferior izquierdo). La línea correspondiente al gas (rojo) se computa utilizando datos de presión y temperatura de fondo de pozo. La línea correspondiente 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 viscosidades diferentes, correspondiendo el extremo inferior izquierdo a petróleo pesado que pasa a petróleo liviano y condensado en el extremo superior derecho. Según la interpretación de este mapa, el yacimiento contiene gas, petróleo y agua. gráfica de identificar el tipo de fluido y cuantificar las saturaciones (arriba). 5 Si bien la medición D-T 2 bidimensional resulta efectiva para separar la señal indicadora de petróleo de la señal indicadora de agua, es menos robusta en cuanto a la diferenciación de los fluidos altamente difusivos, tales como el gas, el condensado o el agua a altas temperaturas. El problema surge porque la difusión puede dominar el mecanismo de relajación de 5. Hürlimann MD, Venkataramanan L, Flaum C, Speier P, Karmonik C, Freedman R y Heaton N: Diffusion-Editing: New NMR Measurement of Saturation and Pore Geometry, Transcripciones del 43er Simposio Anual de 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 y McLendon D: Planning and Interpreting NMR T 2 Gas Coeficiente de difusión del petróleo Correlación de la viscosidad D Gas Distribución de la difusión Agua Petróleo T 2 para estos fluidos, incluso con el espaciamiento más corto entre ecos disponible con las herramientas de adquisición de registros. El tiempo T 2 subyacente libre de difusión que contiene información complementaria importante sobre la composición, tal como la relación gas/petróleo (GOR) e información del tamaño de poros para el agua, no puede medirse. Esta limitación se supera a través de la invocación de una tercera dimensión para Fluid-Characterization Logs, artículo SPE 84478, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 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 y Ziauddin M: Los fundamentos de la mojabilidad, Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): combinar con la difusión, los tiempos de relajación T 1. 6 Las mediciones de RMN 3D registran datos de trenes de ecos con tiempos WT múltiples (para T 1 ) y espaciamientos TE múltiples (para la difusión). Se dispone así de información suficiente para crear mapas 3D de D-T 1 -T 2, en los que el eje T 2 se refiere a un tiempo de relajación transversal con los efectos de difusión removidos (próxima página, izquierda). Por consiguiente, el mapa es una correlación 3D de las propiedades intrínsecas de los fluidos para T 1, T 2 y D. En la práctica, los mapas de fluidos RMN son presentados habitualmente en formato 2D, graficando a D con T 1 o bien con T 2, o en ocasiones graficando a T 1 con T 2. Las líneas predeterminadas de respuesta de los fluidos para el valor D del gas y del agua se encuentran superpuestas sobre los mapas. Éstas se computan utilizando su coeficiente de difusión a la temperatura y presión de la formación. La línea correspondiente al petróleo se obtiene de la respuesta estimada del petróleo muerto en condiciones de fondo de pozo. La cuarta dimensión en los registros de RMN, es decir la distancia radial con respecto a la pared del pozo, resulta de la adquisición a profundidades de investigación (DOI) múltiples. Los datos de dos o tres DOI se invierten en forma simultánea. Los resultados obtenidos de la DOI somera se utilizan para corregir los datos de lecturas DOI más profundas, lo que mejora los resultados afectados por la falta de información y las relaciones señalruido pobres. Las herramientas de registros de RMN obtienen datos de una región a menudo afectada por la invasión de filtrado, lo cual altera la distribución original del fluido. El procesamiento del espectro de RMN 4D se basa en los supuestos de que el volumen de fluido ligado y el volumen de hidrocarburos inmóviles son invariables para la profundidad DOI. Los datos de las mediciones someras se utilizan con el fin de restringir la inversión para las mediciones más profundas, a través de la determinación de los componentes del fluido ligado. (Para encontrar ejemplos del procesamiento del espectro de RMN 4D, véanse las páginas 16 y 17). Los datos de difusión y T 1 (o T 2 ), obtenidos por RMN 4D, se utilizan para producir 10 Oilfield Review

13 Mapa T 1 -T 2 Amplitud D Profunda DOI T 2 Mapa D-T 2 T 1 Mapa D-T 1 Somera T 2 > Las tres dimensiones de la RMN. La difusión, las distribuciones de T 1 y las distribuciones de T 2, presentadas en un formato 3D, proveen las propiedades intrínsecas de los fluidos. El cubo se utiliza para identificar los efectos de la difu - sión y puede ayudar al intérprete a detectar qué modelo describe mejor las propiedades de los fluidos. mapas de fluidos a múltiples DOIs. Los cambios que se producen en los fluidos a medida que el filtrado invade la roca yacimiento se muestran gráficamente y permiten que los petrofísicos detecten la movilidad del petróleo, los efectos de la mojabilidad y las interacciones de los fluidos (arriba, a la derecha). Si bien la interpretación de los mapas creados a partir de los datos RMN 3D o 4D podría parecer simple, existen algunas complicaciones. Los resultados se basan en un enfoque de tipo modelo directo que asume que el fluido y el yacimiento satisfacen ciertos criterios. Si surgen propiedades de fluidos no ideales o condiciones de yacimiento atípicas, la respuesta se desvía del modelo y pueden obtenerse resultados contradictorios o erróneos. 7 En ciertos casos, mediante la inspección de los mapas D-T, pueden detectarse e incluso cuantificarse los efectos no ideales. Los parámetros relevantes del modelo directo pueden ser ajustados una vez identificados estos efectos. En otro problema, en el que la difusión de las moléculas de fluidos en los poros pequeños está restringida, los valores de difusión medidos se reducen con respecto a los del modelo ideal (próxima página). Si bien la señal de los fluidos presentes en los poros grandes aparece como se espera en los mapas D-T, los poros > 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 los fluidos ligados a los capilares (amarillo), en general, no cambian cuando el filtrado del fluido de perforación invade el yacimiento. No obstante, las limitaciones de las herramientas o de las mediciones 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 que sean equivalentes al volumen de las fracciones cilíndricas más someras y más precisas, y la reasignación de la porosidad total en el espectro de fluidos, proporcionan un análisis de fluidos más exacto. La utilización del procesamiento del espectro de RMN 4D resulta particularmente ventajosa para la interpretación de datos de yacimientos de petróleo pesado. conectados en forma deficiente pueden aparecer graficados con valores de difusividad más bajos. El problema es más común en el caso de la difusión del agua en rocas carbonatadas de grano fino. Si el efecto no se identifica, la saturación de petróleo calculada puede ser extremadamente optimista. No obstante, una vez detectado el efecto de la difusión restringida, los parámetros del modelo pueden ser ajustados de acuerdo con los resultados del mapa 2D observado y las estimaciones de la saturación del fluido pueden ser corregidas. Otro efecto anómalo se produce como resultado de los gradientes internos del campo magnético, causados por los materiales paramagnéticos y ferromagnéticos presentes en las rocas, ya sea en la matriz o revistiendo los granos. Estos materiales se asocian a menudo con un alto contenido de clorita y crean significativos gradientes de campo localizados, que se traducen en tiempos de relajación más rápidos. Dado que el modelo de inversión se basa en el gradiente fijo del campo magnético de la herramienta, las respuestas de los fluidos presentes en estas rocas, que se muestran en el mapa D-T, se desplazan hacia las velocidades de difusión más altas, el efecto opuesto del de la difusión restringida. Por ejemplo, las señales indicadoras de agua pueden aparecer por encima de la línea de agua. Afortunadamente, en general, es posible identificar estos efectos mediante la inspección de los mapas, y los parámetros del modelo pueden ajustarse para proporcionar interpretaciones correctas. El estado de mojabilidad también afecta los mapas D-T. En condiciones de mojabilidad al agua, la viscosidad del petróleo determina la posición de la señal de petróleo a lo largo de la línea del mapa correspondiente al petróleo. La tendencia abarca desde el petróleo pesado, en el extremo inferior izquierdo, hasta los petróleos más livianos y el condensado, en el extremo superior derecho de la línea. Las rocas mojables por petróleo (oil wet) y aquéllas que exhiben mojabilidad mixta tienden a poseer tiempos de relajación más cortos, debido a la relajación superficial adicional del hidrocarburo en contacto directo con la superficie de los poros. Si bien esto puede comprometer la precisión del valor de la viscosidad del petróleo derivado de los datos RMN, también puede constituir una medición útil para el petrofísico, en cuanto a la comprensión de la naturaleza del yacimiento. 8 Primavera de

14 Gradiente interno Alto GOR Gas Gradiente interno Agua ligada OBMF con gas Petróleo nativo Difusión sin restricciones Agua Difusión restringida Alto GOR Petróleo Difusión restringida Mojabilidad mixta Mojabilidad mixta > 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 interpretación, la respuesta caerá sobre o cerca de las líneas de gas, petróleo o agua previstas. Esto proporciona una interpretación directa. El agua cae en la línea del agua, como se muestra (centro). No obstante, las señales frecuentemente caen fuera de las líneas como resultado de los efectos petrofísicos 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). La difusión restringida hace que la velocidad de difusión medida se incremente y, en consecuencia, las gráficas mostrarán una tendencia descendente y alejada de la línea de fluido prevista (extremo inferior izquierdo). Las gráficas de yacimientos mojables por petróleo (oil wet) tienden a desplazarse hacia la derecha de la línea del petróleo, al igual que los yacimientos con mojabilidad mixta (extremo inferior derecho). Los mapas de yacimientos mojables 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 no posean las respuestas esperadas. Estas gráficas se desplazan de la línea del petróleo hacia la línea del gas (extremo superior derecho). En un yacimiento 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 alto GOR. Las mediciones más profundas a menudo ayudan a los especialistas a refinar la interpretación de estos mapas porque el filtrado generalmente se reduce con la distancia al pozo y la respuesta del gas se incrementa. Los fluidos con una alta relación gas/petróleo (GOR) tienden a representarse gráficamente por encima y a la izquierda de la línea del petróleo. Esto puede observarse en los fluidos nativos y en las zonas gasíferas invadidas 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 poderosas para la interpretación de los tipos de fluidos presentes en el yacimiento. En muchos casos, la interpretación es directa pero se deben tener en cuenta los factores externos que conducen a un comportamiento no ideal y confunden al intérprete que recién se inicia. Por este motivo, es importante contar con especialistas adecuadamente entrenados en el procesamiento y la interpretación de datos RMN. Un cirujano confía en un radiólogo entrenado para la interpretación de las imágenes MRI. La fractura neta de un hueso es fácil de localizar, incluso para un principiante, pero la experiencia ayuda a un radiólogo a diferenciar entre la presencia de fragmentos de hueso y calcificación. Las diferencias pueden resultar indistinguibles para el lego en la materia. De manera similar, el analista de registros puede determinar fácilmente la presencia de agua o gas en un mapa D-T, pero existen ocasiones en las que es preciso recurrir a un especialista calificado en RMN para que asista en el análisis de los resultados. Con la ayuda de los mapas de fluidos y la comprensión de la física de las mediciones, el petrofísico puede diagnosticar las condiciones que se encuentran ocultas para el observador inexperto. 12 Oilfield Review

15 de difusividad no sólo permite el cálculo de las saturaciones de los fluidos sino que ayuda a inferir la viscosidad del fluido a partir de la contribución de T 2 del fluido (derecha). Las secuencias de edición de la difusión del nuevo servicio MR Scanner proveen datos de saturación de agua independientes de los datos de salida obtenidos tradicionalmente de las mediciones de resistividad y porosidad. A diferencia de un valor de saturación derivado de la ecuación de Archie, las técnicas de medición de la saturación basadas en la RMN resultan de utilidad en entornos de agua dulce o en aguas de formación de salinidad desconocida. La mojabilidad también puede inferirse a partir de los datos RMN. Una de las desventajas del empleo de mediciones de RMN para la caracterización de fluidos es que la medición proviene de una región vecina al pozo que se conoce como zona invadida, donde los efectos del filtrado del lodo son más intensos. La herramienta MR Scanner Aunque se hayan obtenido de las primeras pulgadas de la formación penetrada, las mediciones de RMN pueden proporcionar las propiedades de los fluidos de la formación. Para medir las características continuas de los fluidos en sitio incluyendo el tipo de fluido, su volumen, y la viscosidad del petróleo se necesita bastante más información que la provista por las herramientas de RMN de generación previa. 9 Por este motivo, la caracterización de los fluidos constituyó un impulsor clave para el desarrollo del servicio MR Scanner. En el pasado, existían dos diseños básicos para las herramientas de RMN: las herramientas de contacto por patines y las herramientas con fracciones cilíndricas (shells) concéntricas centralizadas. El dispositivo con patín, representado por la herramienta CMR, mide las propiedades RMN de un volumen de fluidos de yacimientos del tamaño de un cigarrillo, a una profundidad de investiga - ción (DOI) fija de aproximadamente 1.1 pulgada [2.8 cm]. La herramienta MRIL de NUMAR mide fracciones cilíndricas 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. 9. Heaton NJ, Freedman R, Karmonik C, Taherian R, Walter K y DePavia L: Applications of a New-Generation NMR Wireline Logging Tool, artículo SPE 77400, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de DePavia L, Heaton N, Ayers D, Freedman R, Harris R, Jorion B, Kovats J, Luong B, Rajan N, Taherian R, Walter K, Willis D, Scheibal J y García S: A Next-Generation Wireline NMR Logging Tool, artículo SPE 84482, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de T 1 o T 2, s ,000 10, ,000 Viscosidad, cp > Transformada de viscosidad. El tiempo de relajación T 2 (o T 1 ) para el petróleo crudo, es una función de la viscosidad. El tiempo de relajación puede ser convertido a viscosidad utilizando una transformada obtenida empíricamente. Debido a los efectos de la difusión, la medición de la viscosidad para los petróleos pesados por debajo de 3 cp [0.003 Pa.s] está influenciada por el espaciamiento entre ecos (TE) de la medición. Por consiguiente, los tiempos T 2 pueden 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 T 1 y T 2 en los petróleos livianos divergen por encima de 100 cp [0.1 Pa.s]. Antenas de alta resolución Antena principal T 2 (TE = 0.2 ms) T 2 (TE = 0.32 ms) T 2 (TE = 1 ms) T 2 (TE = 2 ms) T 1 T 2 El diseño de la herramienta MR Scanner ofrece la DOI fija de un dispositivo de patín, con la flexibilidad de las DOIs múltiples de las frac - ciones cilíndricas resonantes. 10 Consta de una antena principal optimizada para el análisis de fluidos y dos antenas más cortas, de alta resolución, más adecuadas para la adquisición de las propiedades RMN básicas (abajo). La antena principal opera a frecuencias múltiples correspondientes a volúmenes de medición independientes (cilindro), en DOIs espaciados de manera uniforme. Imán permanente Antena T 1 Región investigada > Servicio MR Scanner. La herramienta MR Scanner posee tres antenas. La antena principal opera con múltiples frecuencias y está optimizada para obtener datos de las propiedades de los fluidos. La región investigada consta de fracciones cilíndricas (shells) muy delgadas que forman arcos de aproximadamente 100, frente a la longitud de 46 cm [18 pulgadas] de la antena. El espesor de las fracciones cilíndricas individuales oscila entre 2 y 3 mm. Las dos antenas de alta resolución poseen una longitud de 19 cm [7.5 pulgadas] y proveen mediciones con una profundidad de investigación (DOI) de 3.17 cm [1.25 pulgadas]. La herramienta MR Scanner se corre descentralizada, con la sección de la antena presionada contra la pared del agujero. Primavera de

16 Agujero Imán Antena principal DOI FC No. 1 FC No pulgadas 2.7 pulgadas 4.0 pulgadas Si bien la antena principal suministra múltiples frecuencias, las tres más utilizadas son las de las fracciones cilíndricas No. 1, No. 4 y No. 8, correspondientes a DOIs de 3.8 cm, 6.8 cm y 10.2 cm [1.5, 2.7 y 4.0 pulgadas], respectivamente. Un modo de adquisición simultánea de tres fracciones cilíndricas, recién introducido, elimina la necesidad de efectuar múltiples pasadas para obtener los datos de las tres DOIs. 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 Triana JA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López de Cárdenas J y West C: La importancia del petróleo pesado, Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): Decoster E y Carmona R: Application of Recent NMR Developments to the Characterization of Orinoco Belt Heavy Oil Reservoirs, Transcripciones del 49 Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Edimburgo, Escocia, 25 al 28 de mayo de 2008, artículo VVV. 13. Carmona R y Decoster E: Assessing Production Potential of Heavy Oil Reservoirs from the Orinoco Belt with NMR Logs, Transcripciones del 42 Simposio Anual 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 Estimating the Viscosity of Heavy Oils from Magnetic Resonance Data, Transcripciones del 49 Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Edimburgo, Escocia, 25 al 28 de mayo de 2008, artículo W. Reducción de la intensidad del campo magnético B 0 FC No. 8 Distancia desde el imán >Herramienta de gradiente y DOI. La herramienta MR Scanner se denomina herramienta de gradiente porque la intensidad del campo magnético (B 0, azul) del imán permanente, si bien es uniforme a lo largo de la región de la muestra, 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 y bien definido simplifica las mediciones de las propiedades de los fluidos. La DOI está determinada por la intensidad del campo magnético y la frecuencia de operación de RF, f 0. Si bien se dispone de múltiples frecuencias con la herramienta, el procedimiento operativo estándar consiste en adquirir los datos 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 respectivas frecuencias de operación, relacionadas con la DOI. La frecuencia asociada con la FC No. 1 se indica en verde. Perfiles de las propiedades de los fluidos Las tres frecuencias principales utilizadas comúnmente por la herramienta MR Scanner corres - ponden a tres DOIs independientes, proveyendo mediciones en incrementos radiales discretos dentro de la formación. La frecuencia del pulso de RF, junto con la intensidad de campo del imán, determina la DOI de la fracción cilíndrica (arriba). Una ventaja clave de las fracciones cilíndricas de la herramienta MR Scanner es que la medición proviene de una porción cilíndrica delgada de la formación un corte aislado y en general no se encuentra afectada por los fluidos presentes entre la herramienta y el volumen de la medición. Esto permite la interpretación de las propiedades de los fluidos de la región vecina al pozo, de una manera que es única en materia de evaluación de formaciones. Las DOIs múltiples introducen conceptos nuevos para los registros de RMN; la obtención de perfiles radiales y perfiles de saturación (derecha). El proceso de generación de perfiles incorpora mediciones de DOIs sucesivas para cuantificar los cambios producidos en las propiedades de los fluidos en las primeras pulgadas de formación lejos de la pared del pozo. La rugosidad del agujero y el re - voque de filtración de gran espesor pueden invalidar las mediciones someras de RMN; sin embargo, ƒ 0 raramente afectan las lecturas de las fracciones cilíndricas más profundas. El valor de porosidad RMN, obtenido con una fracción cilíndrica profunda, ha sido utilizado como sustituto de la porosidad de la formación obtenida con herramientas de densidad, en situaciones en que la rugosidad del agujero comprometía esa medición. Los cambios que se producen en las propie - dades de los fluidos como resultado de la invasión del filtrado del lodo también pueden ser observados y cuantificados utilizando perfiles radiales. A menudo, no sólo el filtrado del lodo de perforación invade la formación. El lodo mismo y los sólidos del lodo pueden reemplazar los fluidos existentes en la región vecina al pozo. La porosidad y la permeabilidad obtenidas por RMN pueden reducirse debido a la presencia de estos sólidos, pero los efectos disminuyen a medida que se penetra más en la formación. Estos efectos se identifican y superan con los perfiles radiales. Los perfiles de saturación proveen mediciones avanzadas de caracterización de fluidos, tales como saturaciones de petróleo, gas y agua, tipo de fluido y viscosidad del petróleo; a DOIs múltiples discretas. Una de las aplicaciones de los perfiles de saturación es la evaluación de los yacimientos de petróleo pesado. La viscosidad y la rugosidad Del total de reservas mundiales conocidas, entre 6 y 9 trillones de barriles [0.9 a 1.4 trillón de m 3 ] se encuentran como acumulaciones de petróleo pesado o extra pesado. 11 Esto es el triple del vo lumen de reservas mundiales de petróleo y gas convencionales combinados. Los yacimientos de petróleo Fracción Cilíndrica (FC) No. 8 FC No. 1 FC No. 4 0 pulg DOI 1.5 pulg 2.7 pulg 4.0 pulg > Perfiles radiales. La herramienta MR Scanner detecta el fluido desde múltiples fracciones cilíndricas delgadas. El espaciamiento se optimiza para evitar la interacción de las fracciones cilíndricas. Las propiedades de los fluidos varían en las primeras pulgadas de la formación, como resultado del barrido del filtrado del lodo. Las fracciones cilíndricas más profundas son menos afectadas por el filtrado, la invasión del lodo y la rugosidad del agujero que las fracciones cilíndricas someras. 14 Oilfield Review

17 pesado plantean problemas operacionales serios para la evaluación correcta de los fluidos y el potencial de producción. Las operaciones de muestreo con herramientas operadas con cable, o las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación, probablemente no puedan llevarse a cabo debido a las dificultades que implica lograr que el petróleo fluya. Las mediciones de RMN proveen información esencial sobre las propiedades de los fluidos en sitio para evaluar los yacimientos de petróleo pesado. Situado al sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, el yacimiento de petróleo pesado de la Faja del Orinoco aloja aproximadamente 1.2 trillón de barriles [190,000 millones de m 3 ] de petróleo pesado. Los registros de RMN siempre han formado Calibre 6 pulg 16 Profundidad, pies Resistividad Arreglo de 10 pulgadas 0.2 ohm.m 2,000 Arreglo de 20 pulgadas 0.2 ohm.m 2,000 Arreglo de 30 pulgadas 0.2 ohm.m 2,000 Arreglo de 60 pulgadas 0.2 ohm.m 2,000 Arreglo de 90 pulgadas 0.2 ohm.m 2,000 R XO 0.2 ohm.m 2,000 Distribución de T 1, FC No. 1 Punto de corte de T 1 1 ms 9,000 parte integrante de los programas de evaluación de los pozos de esta región, pero con limitaciones reconocidas. 12 Los tiempos de relajación de los petróleos de alta viscosidad son muy cortos y pueden no resultar completamente medibles utili - zando herramientas de RMN. Además, las condiciones del agujero en la Cuenca del Orinoco a menudo son pobres y la rugosidad afecta las herramientas de contacto por patines. Si bien las primeras etapas de la introducción de la técnica de caracterización de fluidos por RMN con la herramienta CMR despertaron expectativas promisorias, las mediciones se limitaban a una sola profundidad de investigación somera. Se desarrollaron técnicas para utilizar los datos RMN con el fin de estimar la viscosidad del petróleo a través de todo un intervalo de arenisca en base a la media logarítmica de las distribuciones de T 2. Los resultados obtenidos fueron alentadores; sin embargo, no llegaron a proveer el valor de viscosi - dad verdadera en sitio. No se disponía de ninguna transformada calibrada para vincular la media Distribución de T 1, FC No. 4 Punto de corte de T 1 1 ms 9,000 Distribución de T 1, Punto de corte de T 1 1 ms 9,000 Petróleo pesado Petróleo pesado Petróleo pesado Agua libre Agua libre Agua libre Petróleo Petróleo Petróleo FC No. 8 Agua ligada Agua ligada Agua ligada Porosidad, FC No % 0 logarítmica de las distribuciones de T 2 con la viscosidad en condiciones de fondo pozo, que también daría cuenta del índice de hidrógeno (HI) aparente del petróleo. 13 La importancia de utilizar el HI y una transformada empírica quedó demostrada a través de trabajos de laboratorio recientes. 14 La herramienta MR Scanner fue incluida en un programa de adquisición de registros más reciente, en parte, para superar algunas de las limitaciones de las mediciones CMR. La generación de perfiles radiales demostró ser un método ventajoso en aquellas zonas en las que la rugosidad afectaba la medición obtenida con la Fracción Cilíndrica (FC) No. 1 correspondiente a una DOI de 1.5 pulgada, que es comparable con la DOI de la herramienta CMR. La medición de la FC No. 4, correspondiente a una DOI de 2.7 pulgadas, sólo se vio afectada levemente por la rugosidad. Los datos de la FC No. 8, correspondiente a una DOI de 4.0 pulgadas, no se vieron afectados porque fueron adquiridos en una región situada más allá de la zona de rugosidad (abajo). Porosidad, FC No % 0 Porosidad, FC No % 0 Permeabilidad FC No ,000 md 1 FC No ,000 md 1 FC No ,000 md 1 X,100 X,150 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 una arenisca acuífera limpia, situada por debajo de un yacimiento de petróleo pesado de la cuenca de petróleo pesado de la Faja del Orinoco. Las propiedades de 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 pulgadas, 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 la invasión 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 representativa (Carril 7). Las mediciones de la porosidad total, obtenidas con las tres fracciones cilíndricas, parecen no estar afectadas por la presencia del lodo. Las permeabilidades 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. Primavera de

18 Fluido ligado estándar FC No. 1 FC No. 1 FC No. 1 FC No. 1 Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo Calibre 50 % 0 50 % 0 25 % 0 25 % 0 6 pulg 16 FC No. 4 FC No. 4 FC No. 4 FC No. 4 Agua libre Agua libre Agua libre Agua libre Agua libre Agua libre Derrumbes 50 % 0 50 % 0 25 % 0 25 % 0 Agua ligada Agua ligada Agua ligada Agua ligada Agua ligada Agua ligada Prof. FC No. 8 FC No. 8 FC No. 8 FC No. 8 Porosidad, FC No. 1 Porosidad, FC No. 4 Porosidad, FC No. 8 Porosidad, FC No. 1 Porosidad, FC No. 4 Porosidad, FC No. 8 pies 50 % 0 Fluido ligado 4D 50 % 0 Fluido libre estándar 25 % 0 Fluido libre 4D 25 % 0 Procesamiento estándar del espectro de RMN 2D Procesamiento del espectro de RMN 4D Petróleo pesado Petróleo pesado Petróleo pesado Petróleo pesado Petróleo pesado 50 % 0 50 % 0 50 % 0 50 % 0 50 % 0 Petróleo pesado 50 % 0 Más coherencia Más coherencia X,100 X,150 Procesamiento estándar del espectro de RMN 2D FC No. 1 FC No. 4 FC No. 8 Procesamiento del espectro de RMN 4D FC No. 1 FC No. 4 FC No. 8 Amplitud Difusión Difusión Petróleo Agua Amplitud Petróleo Agua T 1, ms T 1, ms T 1, ms T 1, ms T 1, ms T 1, ms > Procesamiento del espectro de RMN 4D. El procesamiento estándar se traduce en una falta de coherencia entre los volúmenes 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 de RMN 4D, los volúmenes de fluidos ligados que deberían mantenerse constantes a cada DOI, se restringen y las contribuciones de porosidad se reasignan. El resultado es un mejoramiento de la coherencia, tanto para el volumen de fluido ligado (Carril 2) como para el volumen de fluido libre (Carril 4). Las propiedades de los fluidos están afectadas por las condiciones del agujero, entre X,120 y X,135 pies (sombras de rojo), como lo demuestra el incremento de la porosidad medida con las fracciones cilíndricas más someras (Carriles 5, 6, 8 y 9). La FC No. 8 (Carriles 7 y 10) investiga la zona que se encuentra más allá de los derrumbes y provee datos más precisos. Los mapas D-T 1, utilizados para el cómputo de la saturación para cada fracción cilíndrica, demuestran la efectividad del procesamiento 4D. El procesamiento estándar del espectro de RMN 2D (panel inferior izquierdo) se traduce en volúmenes de fluidos similares en las fracciones cilíndricas No. 1 y No. 4. La FC No. 8 posee menos fluido ligado; sin embargo, las tres fracciones cilíndricas deberían poseer volúmenes equivalentes porque el fluido ligado no tendría que cambiar con la DOI. El procesamiento del 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 precisa de la fracción cilíndrica más profunda. Como resultado, la medición correspondiente a 4.0 pulgadas de penetración proporciona las propiedades de los fluidos de una región menos influenciada por la invasión del filtrado del lodo. Las mediciones independientes obtenidas con la herramienta MR Scanner, a diversas DOIs, proveen lecturas más profundas de la formación que la herramienta CMR. La herramienta MR Scanner no sólo ha superado los problemas de la rugosidad, sino que además ha verificado una condición previamente teorizada en base a los datos CMR de los efectos de la invasión parcial o total del lodo sobre los volúmenes de fluidos ligados y la permeabilidad. Estos efectos se observaron par - ticularmente en las zonas acuíferas. Los sólidos del lodo no alteraban la porosidad RMN de manera apreciable, pero la medición del fluido ligado era demasiado alta. Como dato de entrada para el cálculo de la permeabilidad RMN, el volumen incorrecto del fluido ligado proporcionaba valores de permeabilidad demasiado bajos. Las mediciones de RMN, de lectura más profunda, superan el problema de la rugosidad pero presentan ciertas desventajas. Dado que las señales de formación de las fracciones cilíndricas más profundas son más débiles, el ruido puede llegar a corromper los datos procesados. La resolución vertical se degrada porque los datos deben ser promediados o apilados a través de un intervalo más largo para superar los efectos del ruido. La medición obtenida con las fracciones cilíndricas más profundas se registra además con espaciamientos más largos entre ecos, debido a las limitaciones de potencia de la herramienta. La herramienta CMR utiliza un espaciamiento entre ecos de 0.2 ms, de modo que en 10 ms genera 50 pulsos. Esto proporciona datos suficientes para resolver ciertos petróleos pesados como los que se encuentran en los pozos de la Cuenca del Orinoco. No obstante, el espaciamiento entre ecos de 1.0 ms, disponible con la fracción cilíndrica correspondiente a una DOI de 4.0 pulgadas de la herramienta MR Scanner, provee sólo 10 pulsos y ecos en un marco temporal equivalente. El resultado es una reducción de la relación señal-ruido porque se trabaja con menos ecos. 16 Oilfield Review

19 Resistividad Arreglo de 10 pulgadas Carbón Calibre 6 pulg 16 Prof. pies X, ohm.m 2,000 Arreglo de 20 pulgadas 0.2 ohm.m 2,000 Arreglo de 30 pulgadas 0.2 ohm.m 2,000 Arreglo de 60 pulgadas 0.2 ohm.m 2,000 Arreglo de 90 pulgadas 0.2 ohm.m 2,000 R XO 0.2 ohm.m 2,000 Arcilla Análisis de fluidos 4D por RMN Agua ligada a la rcilla Petróleo pesado Petróleo pesado Petróleo pesado Cuarzo Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo Distribuciones de T 1 Agua libre Agua libre Agua libre Petróleo desplazado FC No. 1 FC No. 4 FC No. 8 Agua ligada Agua ligada Agua ligada Agua Punto de corte de T 1 Punto de corte de T 1 Punto de corte de T 1 Porosidad, FC No. 1 Porosidad, FC No. 4 Porosidad, FC No. 8 Presión 1 ms 9,000 1 ms 9,000 1 ms 9, % 0 40 % 0 40 % lpcg 900 Difusión Amplitud Profundidad X,040 FC No. 1 FC No. 4 Petróleo Agua 100 ms FC No. 8 X,050 T 1, ms T 1, ms T 1, ms Profundidad X,155 FC No. 1 FC No. 4 FC No. 8 X,100 Difusión X,150 X,200 Amplitud Petróleo Agua 100 ms T 1, ms T 1, ms T 1, ms > El panorama general del petróleo pesado. Los mapas D-T 1, obtenidos a X,155 pies, muestran señales indicadoras de fluido ligado y petróleo pesado en la gráfica de la FC No. 1 (extremo inferior derecho ). La señal correspondiente al agua libre, por encima de 100 ms, se reduce progresivamente de las penetraciones 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. 1 y 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 interpretación se vuelve más ardua. La resistividad es más baja (Carril 1), y existe una señal indicadora de agua para cada DOI. Los mapas D-T 1, obtenidos a X,040 pies (extremo inferior izquierdo) proveen información sobre los fluidos. Dado que la señal correspondiente al agua, proveniente de la invasión de filtrado, 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 ser medido con la herramienta de RMN. La intensa señal de agua presente en las tres fracciones cilíndricas, proviene del agua irreducible. Por lo tanto, la zona debería producir petróleo sin agua. Una solución para este dilema se plantea a través del procesamiento del espectro RMN cua - tridimensional (4D), en el cual la DOI es la cuarta dimensión. 15 Este procesamiento invierte simultáneamente los datos RMN en la porción de la distribución de los tiempos de relajación que debería ser común para todas las DOIs. En los pozos de la Cuenca del Orinoco, el intervalo de tiempo para permitir que la señal indicadora de petróleo decaiga siempre está por debajo de 10 ms. Los efectos de las malas condiciones del agujero y de la invasión del lodo comienzan a los 20 ms. La imposición de una solución común sobre cada fracción cilíndrica, durante los primeros 10 ms, hace que la obtención de la lectura más profunda, que corresponde a la profundidad de investigación de 4.0 pulgadas, sea equivalente a la lectura de la fracción cilíndrica de resolución más alta, la cual corresponde a 1.5 pulgadas en esta área de datos comunes. El resultado es un mejoramiento de la coherencia entre las fracciones cilíndricas y la obtención de mediciones más precisas a partir de lecturas más profundas (página anterior). Esto es válido para los efectos de la rugosidad del agujero y el revoque de filtración de gran espesor, pero el petróleo pesado impacta las mediciones de RMN aunque el agujero se encuentre en buenas condiciones. Dado que los petróleos pesados poseen tiempos de relajación cortos y señales de decaimiento rápido, las herramientas de RMN nunca logran medir todo el petróleo pesado. Esto sucede aún con los espaciamientos más cortos entre ecos disponibles actualmente con las herramientas de fondo de pozo. Las secuencias con espaciamientos más largos entre ecos pasan por alto un volumen aún mayor de petróleo pesado. Las mediciones de las fracciones cilíndricas más profundas de la herramienta MR Scanner poseen espaciamientos más largos entre ecos que las de las más someras. En consecuencia, el volumen de petróleo pesado medido con la herramienta se reduce con la DOI. Es decir que, en estos ambientes de petróleo pesado, los volúmenes de petróleo siempre serán subestimados. A pesar de esta deficiencia, los efectos del petróleo pesado sobre la medición pueden ser utilizados para conocer los fluidos de formación. La porosidad RMN medida se reduce con la DOI, como resultado de la señal faltante de petróleo pesado. El volumen medido de agua ligada inmóvil no cambiará con la DOI. El filtrado de invasión desplazará solamente al agua móvil o al hidrocarburo móvil. Por consiguiente, la inversión 4D puede ser utilizada en forma similar a la utilizada con la rugosidad del agujero, pero el foco de la interpretación se centrará en los cambios producidos en el fluido libre y en la porosidad total, más que en los efectos del pozo. El procesamiento 4D provee un mejoramiento marcado con respecto al de la inversión 3D convencional. Los primeros 30 ms de la inversión se restringen para ser comunes en las tres fracciones cilíndricas porque se asume que, en este lapso de tiempo, las señales indicadoras de fluido ligado y petróleo pesado son estables en cada DOI. Esto contrasta con el tipo de procesamiento utilizado cuando la rugosidad del agujero o la invasión del lodo es el problema; aquí, sólo se restringen los primeros 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 cilíndricas someras a las más profundas (arriba). Esto conduce a una interpretación según la cual el origen 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 Magnetic Resonance Logging, Transcripciones del 48 Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Austin, Texas, 3 al 5 de junio de 2007, artículo P. Primavera de

20 Calibre pulgadas 20 Rayos gamma API 100 Tamaño de la barrena pulgadas 20 Prof. pies ohm.m 10 > 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 presencia de gas o condensado a través de todo el intervalo. Los mapas D-T 1, generados con los datos de la 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 (círculos negros). En base a la interpretación de los mapas D-T 1 RMN, este yacimiento contiene pe tróleo por debajo de 840 pies, en lugar del condensado y el gas previstos Resistividad profunda ohm.m 10 Resistividad somera ΔT compresional µs/pie 40 Cruce Densidad g/cm Neutrón Tony Figure 10/11_1 % 0 Difusión Difusión Difusión Difusión Difusión Profundidad, 823 pies Tiempo T 1 Profundidad, 832 pies Tiempo T 1 Profundidad, 847 pies Tiempo T 1 Profundidad, 874 pies Tiempo T 1 Profundidad, 886 pies Tiempo T 1 GAS GAS PETRÓLEO LIVIANO PETRÓLEO LIVIANO OBMF+AGUA el filtrado del lodo y ha desplazado al petróleo pesa - do presente en el yacimiento, si bien el petróleo pesado es invisible para la herramienta MR Scanner. Si el filtrado estuviera desplazando agua de formación móvil, la señal indicadora de agua sería constante a mayor profundidad de investigación. En un intervalo inferior, la resistividad es alta y supera 100 ohm.m, lo cual hace que los intérpretes deduzcan que el filtrado desplazó al petróleo. No obstante, para las zonas superiores, con valores de resistividad más bajos, la respuesta es menos obvia. Los valores de resistividad más bajos sugerirían la presencia de agua más que de petróleo. Los datos RMN proporcionan la información de fluidos que falta. El hidrocarburo, en forma de petróleo pesado, fue desplazado por el filtrado. Dado que la señal correspondiente al agua, proveniente del filtrado, está presente en la medición de la FC No. 1 a 1.5 pulgadas, pero desaparece en la medición de la FC No. 8 a 4.0 pulgadas, estas zonas deberían producir petróleo libre de agua. En los mapas D-T 1 persiste una señal de agua intensa en cada DOI, pero su origen es el agua ligada irreducible. 16 En base a las respuestas proporcionadas por el procesamiento 4D, el operador puede producir de las secciones superiores e inferiores con seguridad, con la expectativa de que la producción de agua será escasa o nula. La minimización de la producción de agua reduce los costos iniciales asociados con el equipo de superficie y, como no se requiere el proceso de remoción y eliminación del agua, se reducen los costos en que se incurre durante toda la vida productiva del pozo. Caracterización de los fluidos El tipo de fluido incide directamente en el valor económico de un campo, y las decisiones asociadas con las instalaciones de superficie dependen del conocimiento preciso de los fluidos de yacimientos. No obstante, muchos yacimientos contienen más de un tipo de fluido: la composición del fluido puede variar en forma continua o discontinua a través de un intervalo prospectivo. La gradación del fluido no siempre resulta evidente con los registros de pozos convencionales, y pueden aparecer sorpresas tanto en las etapas iniciales como en las etapas más tardías de la producción. Un pozo de exploración del Mar del Norte fue perforado para evaluar un yacimiento respecto del cual se creía, en base a un pozo vecino, que contenía gas condensado. 17 La infraestructura adyacente de manipuleo del gas convertía al área prospectiva en un objetivo interesante. Los registros de resistividad y de densidad-neutrón indicaban claramente que este pozo de exploración atravesaba un depósito de hidrocarburos significativo con aproximadamente 15 m [48 pies] de espesor productivo neto de gas. Los datos MR Scanner se registraban en ese momento a los fines de obtener perfiles de saturación. La difusión y las distribuciones de T 1, extraídas de las secuencias múltiples de tiempo de espera y espaciamiento variable entre ecos, fueron obtenidas de los datos. Si bien se computaron las distribuciones de T 2, las distribuciones de T 1 demostraron ser mejores para analizar los tiempos de relajación largos de los fluidos presentes en este yacimiento. Las saturaciones de agua e hidrocarburos, a DOIs 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 los mapas D-T 1, a profundidades secuenciales, y si bien existe una señal clara de gas en la parte superior del yacimiento, según la interpretación de los datos RMN una porción significativa del yacimiento contenía petróleo liviano; no condensado, como se había anticipado originalmente (izquierda). El análisis más detallado de los datos y los mapas D-T 1 permitió identificar el contacto gas/pe tróleo presente en el yacimiento, además de un rasgo estratigráfico descrito como una barrera de permeabilidad vertical. Un proceso de inversión 4D permitió mejorar la medición de la fracción cilíndrica más profunda. Los datos de la fracción cilíndrica correspondiente a una DOI de 1.5 pulgadas indican un volumen significativo de filtrado del lodo a base de aceite (OBMF); sin embargo, los datos correspondientes a la fracción cilíndrica profunda son menos afectados por el OBMF (próxima página). 18 Oilfield Review

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