INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA UNIDAD TICOMÁN CIENCIAS DE LA TIERRA

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1 INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA UNIDAD TICOMÁN CIENCIAS DE LA TIERRA INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO GEOFÍSICO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR BAJO EL PLANTEAMIENTO DE UN MODELO DE INVERSIÓN. T E S I S PARA OBTENER EL GRADO DE: INGENIERO GEOFÍSICO P R E S E N T A : TERESITA DE JESÚS BORJAS CARRASCO ASESORES: M.C. AMBROSIO AQUINO LÓPEZ ING. JOSÉ LUIS ORTIZ LÓPEZ MÉXICO, DF. 20 DE FEBRERO, 2014.

2 A mis padres Arturo Borjas y Mercedes Carrasco por toda la educación y valores que me han brindado en la vida; Papá gracias por estar conmigo siempre y guiar mis pasos desde el cielo, a ti Mamá por ser la amiga y compañera que me ha ayudado a crecer, y sobre todo mi más grande ejemplo de vida, por la paciencia que has tenido para enseñarme, por todo el amor y cuidados que me das y hasta por los regaños que merecía y no comprendía. Los amo infinitamente, este logro es por ustedes! A mi familia, especialmente a mis hermanas Gloria y Sol, que con su amor me han enseñado a salir adelante, porque siempre han creído en mí y no obstante la distancia siempre han estado ahí para todo, en las buenas y en las malas. Gracias por su paciencia, por preocuparse por su hermana menor, por compartir sus vidas, pero sobre todo por estar en otro momento tan importante en mi vida. Definitivamente no pude haber pedido mejores hermanas que ustedes. Sin olvidar a mis queridos sobrinos David y Sebastián, quienes son uno de los motivos para sonreír y seguir adelante. Al Instituto Politécnico Nacional, mi alma máter, por darme la oportunidad de lograr mis metas siendo parte de esta gran institución. Huelum! A la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura Unidad Ticomán por todas las experiencias y aprendizajes que me brindó a lo largo de todos estos años. Profesores, compañeros y personal Gracias! A mi asesor de tesis el Ing. José Luis Ortiz López por todo el conocimiento, comprensión, tiempo y dedicación que compartió conmigo a lo largo del desarrollo de este trabajo de tesis, sobre todo muchas gracias por confiar en mí. Al M.C. Ambrosio Aquino López por todo el tiempo brindado y por ayudarme a descubrir el camino de los Registros Geofísicos, porque gracias al aprendizaje obtenido surgió en mí el interés en esta área de la Geofísica. A mis sinodales Dr. Enrique Coconi Morales, M.C. Daniel Dorantes Huerta, Ing. Efrén Murillo Cruz e Ing. Gabriela de los Santos Cano, por tomarse un momento de su tiempo para revisar mi trabajo de tesis y estar presentes en uno de mis mayores logros en la vida. A mis amigas, aquéllas que pese al tiempo y la distancia siempre han estado conmigo echándome porras... Maff, Annie, Rangers, Yun, pero de manera especial a Sylvia quien a lo largo de tantos años de amistad ha estado conmigo en todo momento y nunca ha dejado de brindarme su apoyo incondicional, te quiero mucho hermana. A aquellas personas que me dieron la oportunidad de compartir alegrías, aventuras, risas y hasta lágrimas, a lo largo de esta etapa universitaria... Joyce, Mónica e Ilse sé que una I

3 de las cosas más importantes que aprendí con ustedes en aquellos días es el valor de la amistad, porque en lo que somos hoy está presente lo que fuimos. A Fer Enciso, Thalía, Dulce e Irving por cada experiencia vivida con ustedes, no importa lo lejos que estemos, los llevo conmigo siempre. A ustedes mis queridos amigos el agradecimiento eterno, porque hicieron que aquella época viviendo a pleno haya sido un mejor lugar donde esperar la vida. Dedicada especialmente para ti mi querido amigo José Pablo Gálvez Beauregard por compartir el amor por la Geofísica conmigo y aunque te nos hayas adelantado en el camino, estoy agradecida con Dios y la vida por haber tenido el honor de conocerte y compartido tantos años de amistad, porque me dejaras ocupar un asiento en el tren de tu vida, siempre vivirás en mis recuerdos y en mi corazón. II

4 INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO GEOFÍSICO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR BAJO EL PLANTEAMIENTO DE UN MODELO DE INVERSIÓN ÍNDICE RESUMEN... 1 ABSTRACT... 1 INTRODUCCIÓN... 2 CAPÍTULO I. RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (RMN) Alineación: relajación longitudinal (T1) o polarización Inflexión Precesión y desfase Reenfoque: Ecos del espín Desfase irreversible: relajación transversal (T2) Reajuste Mecanismos de relajación de la Resonancia Magnética Nuclear Relajación por procesos de volumen de fluidos Relajación de superficie Relajación por difusión en gradientes de campo magnético Procesos de relajación Decaimiento multi-exponencial Secuencias CMR espín-eco Aplicaciones CMR CAPÍTULO II.METODOLOGÍA PARA LA INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR EN UN CASO DE ARENISCAS Distribuciones T Aplicaciones de la distribución T IPN-ESIA UNIDAD TICOMÁN III

5 INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO GEOFÍSICO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR BAJO EL PLANTEAMIENTO DE UN MODELO DE INVERSIÓN Distribución T 2 en las arenas Porosidad Porosidad total Porosidad total independiente de la litología Aplicaciones de la porosidad CMR Permeabilidad Permeabilidad derivada en arenas Volumen de fluido ligado (BFV) y volumen de fluido libre (FFV) Aplicaciones de la porosidad de fluido libre Clasificación de los hidrocarburos con Resonancia Magnética Nuclear Arenas Resonancia Magnética Nuclear de alta resolución Herramienta CMR CAPÍTULO III. ANÁLISIS CON RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR EN UN CASO DE CARBONATOS Clasificación textural Clasificación de Dunham Clasificación de Choquette y Pray Microporosidad Uso de la Resonancia Magnética Nuclear en los carbonatos Porosidad Permeabilidad Modelo de inversión Problema inverso Inversión CMR IPN-ESIA UNIDAD TICOMÁN IV

6 INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO GEOFÍSICO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR BAJO EL PLANTEAMIENTO DE UN MODELO DE INVERSIÓN CAPÍTULO IV. RESULTADOS Arenas Arenas Arenas Carbonatos Carbonatos CONCLUSIONES BIBLIOGRAFÍA IPN-ESIA UNIDAD TICOMÁN V

7 RESUMEN Hoy en día uno de los campos del conocimiento donde la innovación tecnológica ha tenido un ritmo cada vez más acelerado es el de los Registros Geofísicos, es por ello que se han desarrollado técnicas cada más sensibles y de acuerdo a las necesidades de exploración, perforación y de la ingeniería de los yacimientos aportando de esta manera soluciones para superar con éxito los retos que se deben afrontar en la industria petrolera. El presente proyecto ha sido desarrollado con la finalidad de dar a conocer la interpretación de los Registros Geofísicos de Resonancia Magnética Nuclear en casos de formaciones siliciclásticas y carbonatos bajo el planteamiento de un modelo de inversión para que se tenga una optimización en los análisis de exploración y producción en los campos petroleros. Para lograr tal cometido se recurrió al uso del software Techlog, herramienta computacional especializada, dando como resultado principal la diferencia entre la interpretación de los Registros Geofísicos de Resonancia Magnética Nuclear de manera sencilla (RMN), y utilizando el criterio de un modelo de inversión (CMR), siendo éste último el que genera una interpretación petrofísica más adecuada. ABSTRACT Today one of the fields of knowledge where technological innovation has had an increasingly fastrate is that of Geophysical Logs, which is why we have developed most sensitive techniques according to the needs of exploration, drilling and reservoir engineering thus providing solutions to successfully overcome the challenges faced in the oil industry. This project has been developed in order to make known the interpretation of Geophysical Logs of Nuclear Magnetic Resonance in sandstones and carbonates under the approach of an inversion model to give an analysis optimization in exploration and production in the oil fields. For accomplish this task we resorted to the use of Techlog software, specialized computational tool to resulting the main difference between the simple well logging interpretation of Nuclear Magnetic Resonance (NMR), and using the criterion of an inversion model (CMR), being the last one that generates most appropriate petrophysical interpretation. 1

8 INTRODUCCIÓN Debido a la evaluación de los parámetros petrofísicos de las formaciones donde se encuentran los yacimientos petrolíferos tales como porosidad y saturación de fluidos, ha sido siempre materia de discusión intensa. Diferentes métodos han sido propuestos para obtener estimaciones más acertadas del volumen de porosidad efectiva y saturaciones de hidrocarburos, de esta manera, el reto es aún mayor cuando la porosidad de la roca es baja, no solo por el menor volumen de poros, sino también debido a la baja resolución que existe de los registros convencionales en dichas condiciones. Por otro lado, de acuerdo a las características de las rocas donde encontramos yacimientos petrolíferos y los fenómenos ocurridos posteriormente a su formación, la determinación más precisa o exacta de sus volúmenes porosos se denota comprometida tanto por la heterogeneidad como por la variación espacial de la misma. Por lo cual, la exploración que se realiza en este tipo de rocas es considerada compleja y costosa, es decir, la comprensión de las interrelaciones entre porosidad, permeabilidad y otras propiedades del yacimiento constituye un desafío importante. La Resonancia Magnética Nuclear ha estado en continua evolución durante los últimos años para evaluar la productibilidad del yacimiento, por lo cual las compañías petroleras utilizan las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear en una variedad de aplicaciones cada vez más numerosa. De este modo el éxito en la identificación y cuantificación de hidrocarburos se debe a la integración de los datos de los registros convencionales con la metodología de interpretación de los registros geofísicos de Resonancia Magnética Nuclear para mejorar las aplicaciones de la misma. Es por ello que la presente investigación nos permitirá definir que características de los registros geofísicos de Resonancia Magnética son de gran utilidad para la interpretación de éstos mismos cuando se es aplicado un modelo de inversión a una serie de datos. De igual manera, a través de esta investigación y bajo el planteamiento de un modelo de inversión se pretende analizar las diferencias existentes entre la interpretación del registro geofísico de Resonancia Magnética Nuclear de manera sencilla y cuando se es realizada una interpretación con la herramienta Magnética 2

9 Nuclear Combinable o mejor conocida como CMR, la cual de acuerdo a los antecedentes conocidos nos debe generar mejores resultados. Dicho modelo será probado en distintos escenarios, por ejemplo, arenas y en carbonatos, puesto que se busca llevar a cabo la aplicación en diversos pozos petroleros y de esta manera facilitar la exploración y producción en los campos petroleros. Sin embargo se pueden encontrar obstáculos para la realización de la presente investigación como: la ausencia de datos necesarios para realizar las calibraciones adecuadas, al igual que la falta de datos de núcleos de laboratorio, los cuales serían de gran utilidad para realizar una mejor interpretación. Así, el presente trabajo será dividido en cuatro capítulos a través de los cuales se buscará alcanzar los objetivos planteados anteriormente. En el capítulo uno se realiza una descripción general del tema a estudiar, en este caso, la Resonancia Magnética Nuclear. En el cual se hace referencia a la definición del concepto, el principio físico, la secuencia de pasos que se realizan para tomar las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear, al igual que los mecanismos de relajación RMN existentes, es decir, se explica la física de la Resonancia Magnética Nuclear y sus diferentes aplicaciones. En el capítulo dos se define la metodología utilizada para la interpretación de los registros geofísicos de Resonancia Magnética Nuclear, es decir, en dicho apartado se describen algunas propiedades de interés para la evaluación del registro RMN. Así como también se cita el comportamiento que tiene la Resonancia Magnética Nuclear en uno de los escenarios a estudiar, en este caso las arenas. En el capítulo tres se describe el análisis que se llevará a cabo en el escenario de los carbonatos. De modo que, se explicará el modelo de inversión ejecutado y se plantearán las diferentes características petrofísicas de las rocas carbonatadas. En el capítulo cuatro se presentan los resultados obtenidos de acuerdo a la ejecución de la metodología y de la interpretación elaborada en los distintos escenarios de estudio. Este capítulo unifica los temas desarrollados en el presente trabajo. 3

10 CAPÍTULO I.- RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (RMN) Los principios físicos en que se basa el registro geofísico de Resonancia Magnética Nuclear son complejos, sin embargo, las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear y la interpretación de los registros de RMN se pueden entender con un conocimiento de algunos conceptos básico, algunos de estos conceptos son: magnetismo nuclear, polarización, el tiempo de relajación T 1, el pulso de inflexión, el decaimiento de inducción libre, ecos de espín, el tiempo de relajación T 2 y la secuencia de pulsos CPMG, entre otros. La Resonancia Magnética Nuclear (RMN) se refiere a la respuesta de los núcleos atómicos a los campos magnéticos. Muchos núcleos tienen un momento magnético neto y el momento angular o espín. En presencia de un campo magnético externo, un núcleo atómico hace un movimiento de precesión alrededor de la dirección del campo externo, de la misma manera en que un giroscopio realiza un movimiento de precesión alrededor del campo gravitacional de la Tierra. Cuando estos núcleos magnéticos rotacionados interactúan con los campos magnéticos externos, las señales medibles pueden ser producidas. Existen tres fuentes de campos magnéticos durante una medición de Resonancia Magnética Nuclear: Los campos magnéticos estáticos de imanes permanentes. Los campos magnéticos oscilantes asociados con los pulsos de radiofrecuencia (RF). Las fluctuaciones del campo magnético local de electrones desapareados y de núcleos vecinos. Las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear se pueden hacer en cualquier núcleo que tiene un número impar de protones o neutrones o ambos, como el núcleo de hidrógeno (H 1 ), carbono (C 13 ), y sodio (Na 23 ). Para la mayoría de los núcleos que se encuentran en las formaciones de la tierra, la señal magnética nuclear inducida por campos magnéticos externos es demasiado pequeña para ser detectada con una herramienta de registro de pozo RMN. Sin embargo, el hidrógeno, que tiene sólo un protón y ningún neutrón, y es abundante tanto en agua e hidrocarburos, tiene un momento magnético relativamente grande, y produce una señal fuerte. Hasta la fecha, casi todos los registros de Resonancia Magnética Nuclear y los estudios de rocas de RMN se basan en las respuestas del núcleo del átomo de hidrógeno. El núcleo del átomo de hidrógeno es un protón, que es una partícula pequeña, cargada positivamente con un momento angular asociado o espín. El protón de 4

11 espín representa un bucle de corriente que genera un campo magnético o momento magnético con dos polos, norte y sur, alineados con el eje del espín. Por lo tanto, el núcleo del hidrógeno se puede considerar como un imán de barra cuyo eje magnético está alineado con el eje del espín del núcleo, como se ilustra en la figura. 1.1 (izquierda). Cuando muchos átomos de hidrógeno están presentes y no existe campo magnético externo, los ejes del espín nuclear de hidrógeno están alineados al azar, como se ve en la figura. 1.1 (derecha). Figura 1.1. Los núcleos de hidrógeno (izquierda) se comportan como pequeños imanes de barra. En ausencia de un campo magnético externo están alineados al azar (derecha). Dos tiempos de relajación principales están asociados con las mediciones de RMN, el tiempo de relajación longitudinal (T 1 ) y el tiempo de relajación transversal (T 2 ). Ambas mediciones T 1 y T 2 se realizan en muestras de núcleos utilizando un aparato de Resonancia Magnética Nuclear de laboratorio. La medición CMR consiste en una secuencia de pasos: la alineación, la inflexión, la precesión, el desfase, el reenfoque, la relajación transversal y por último la realineación Alineación: relajación longitudinal (T1) o polarización. El primer paso en la realización de una medición de Resonancia Magnética Nuclear es alinear los momentos magnéticos en un campo magnético estático, el campo estático B 0 ( B cero ). Los imanes permanentes son muy adecuados para la creación de un campo magnético estático, para los imanes permanentes CMR, B 0 5

12 es de aproximadamente 540 Gauss. Por lo tanto, los protones serán preferentemente alineados en el campo magnético de la herramienta. Después de que los protones se alinean en el campo magnético se dice que son polarizados. El campo magnético estático ejerce una fuerza de torsión que trata de alinear el eje de giro con el campo magnético. Sin embargo, cuando se aplica a un objeto que gira en su eje, se mueve perpendicular a la par en un movimiento llamado precesión. Este movimiento es análogo al movimiento de una perinola girando en el campo gravitacional de la Tierra, como se muestra en la figura Figura Los núcleos de hidrógeno (protones) se comportan como imanes de barra girando, realizan el movimiento de precesión de un campo magnético similar al de una perinola girando en el campo gravitacional terrestre. El movimiento de precesión continuaría indefinidamente si no fuera por las interacciones con los campos magnéticos de otros núcleos y los electrones no apareados. Estas interacciones dan como resultado la pérdida de la energía de protones y giran en la alineación por un proceso que se conoce como relajación. Análogamente, la polarización no se produce inmediatamente, sino más bien crece con una constante de tiempo denominado el tiempo de relajación longitudinal, T 1. (1.1) Donde t es el tiempo en el que los núcleos se exponen al campo B 0, como se muestra en la figura

13 Figura Curva de la relajación T1, la cual muestra el grado de alineación o polarización de acuerdo al tiempo de exposición (t). Para el caso de los núcleos de hidrógeno en los fluidos de los poros, la polarización toma hasta varios segundos y puede hacerse mientras la herramienta de registro se está moviendo, pero los núcleos deben ser expuesto a B 0 para cumplir el ciclo de medición. Para lograr esto, los imanes permanentes la herramienta CMR son alargados en la dirección de movimiento de la sonda. Los resultados de polarización en una magnetización neta es la suma vectorial de los momentos magnéticos individuales Inflexión. Cuando se logra que los protones que son polarizados estén en equilibrio, el siguiente paso en el ciclo de medición se debe realizar para inclinar los protones en el plano transversal. Esto se logra mediante la aplicación de un campo magnético oscilante perpendicular a la dirección de B 0 usando una antena. El campo magnético oscilante se denota como B 1. Para que la inflexión sea realizada de manera eficaz, la frecuencia de B 1 debe ser: (1.2) Donde f 0 es la frecuencia en hertz, ɣ es la relación giromagnética del núcleo, y B 0 es el campo magnético estático. ɣ es diferente para cada tipo de núcleo; f 0 se denomina como la frecuencia de resonancia o frecuencia de Larmor. 7

14 Los valores para los núcleos de hidrógeno, ɣ/2π=4258 Hz/Gauss. Es importante señalar que para la herramienta CMR, B 0 es de aproximadamente 540 Gauss. Por lo tanto, B 1 debe tener una frecuencia justo por debajo de 2,3 MHz. Es esta clasificación de frecuencia que hace a la Resonancia Magnética Nuclear (RMN) una técnica de resonancia. El ángulo a través del cual se inclinan los protones está denotado por la siguiente fórmula: (1.3) Donde θ es el ángulo en grados, B 1 es la fuerza del campo oscilante linealmente polarizado en Gauss, y t P es la longitud de tiempo que el campo B 1 dejó Precesión y desfase. Después de que los protones se inclinaron 90 de la dirección de B 0, inmediatamente comienzan a realizar un movimiento de precesión en el plano perpendicular a B 0. La frecuencia de precesión es igual a la frecuencia de Larmor, dada por la ecuación Figura Después de los 90, los espines precesen en unísono y la magnetización neta, M, se conserva. Al principio, los espines realizan el movimiento de precesión al unísono como se muestra en la Figura , por lo que se genera un pequeño campo magnético, a la frecuencia f 0, que puede ser detectada por la antena CMR. Poco a poco, los protones pierden sincronización. Esto es debido a que los imanes no proporcionan un campo uniforme B 0 que es el mismo en todas partes de la formación. Puesto que el campo es un poco diferente en el punto A en la formación de lo que es en el punto B, los protones en los puntos A y B podrían realizar la precesión en diferentes frecuencias correspondientes, de acuerdo con la ecuación. 1.2 y como se muestra en la Figura

15 Figura El desfase de los espines resulta en una reducción de la magnetización neta. Este proceso puede ser comparado con corredores en una pista circular, como se muestra en la Figura El pulso de 90 inicia la carrera, y los corredores se mueven juntos. Sin embargo, las velocidades varían ligeramente, y los corredores se dispersan lentamente. Eventualmente se distribuyen uniformemente alrededor de la pista, como se muestra en la Figura c. Cuando las direcciones de giro se distribuyen de manera uniforme en el plano transversal, el momento magnético neto producido por ellos resume a cero, y no hay señal que sea detectada por la antena. La caída de la señal se denomina "decaimiento de inducción libre" (FID), y por lo general es exponencial. La constante de tiempo de caída se llama "T 2 star" (T 2 *). El * indica que el decaimiento no es una característica de la formación, sino de la imperfección del aparato de medición. Después de un pulso B 1, que puede poner cientos de voltios en la antena de transmisión, el sistema electrónico del receptor sensible está saturado. Por lo tanto, el decaimiento de inducción libre es por lo general perdido en el tiempo muerto de la mediciónelectrónica. 9

16 Figura El proceso de desfase y la reorientación puede ser comparado a los corredores en una pista circular Reenfoque: Ecos del espín. El desfase causado por la falta de homogeneidad de B 0 es reversible. Debemos imaginar que después de que se dispersan los corredores alrededor de la pista el árbitro dará la señal haciendo que los corredores puedan dar la vuelta y correr en la dirección opuesta. Los corredores más rápidos tienen la mayor distancia a correr hacia la línea de salida. Si todos los corredores regresan a la misma velocidad con la que se fueron, todos ellos volver a la línea de salida, al mismo tiempo, como se muestra en la Figura f. 10

17 De alguna forma equivalente, los momentos magnéticos se pueden refasar cuando un pulso de 180 se aplica a la frecuencia de resonancia f 0. El pulso de 180 es aproximadamente el doble de tiempo que el pulso de 90. Dicho pulso no invierte la dirección de la precesión, pero cambia la fase de cada giro para que los que han precedido más lejos tienen una longitud más lejana de volver. Una vez que los espines están de vuelta en fase, son capaces de generar una señal en la antena. Esa señal se llama "eco de espín". Los efectos de estos pulsos en el vector de magnetización se muestran en la Figura , Figura y en la Figura Figura Aplicación del pulso de 180. Figura Los espines comienzan el refasamiento. 11

18 Figura Los espines completan la refase. La magnetización neta es restaurada y la señal de ecoespín es generada en la antena. El eco del espín desaparece rápidamente de nuevo. Sin embargo, la técnica de aplicación de pulsos de 180 puede ser repetida una y otra vez. El procedimiento tradicional consiste en aplicar pulsos de 180 en un tren uniformemente espaciado, tan cerca como sea posible (como se muestra en la Figura ). Un eco forma la mitad de camino entre cada par de pulsos de 180. Figura Pulsos generados por el transmisor y la señal de eco-espín recibida. La secuencia entera de pulsos, un pulso de 90º seguido por una larga serie de pulsos de 180, se llama "CPMG" después de sus inventores, Carr, Purcell, Meiboom, y Gill. Por otro lado, el espaciamiento de eco se abrevia TE. Para la herramienta CMR, el valor mínimo TE es 0,32 mseg, otra cantidad comúnmente utilizado para dicha herramienta es TCP (Tiempo de Carr-Purcell), que es igual a TE/2. 12

19 1.5. Desfase irreversible: relajación transversal (T2). La secuencia de pulsos CPMG niega el desfase provocado por la imperfección del campo B 0. Sin embargo, el desfase también puede ser causado por procesos moleculares. A diferencia del desfase causado por la falta de homogeneidad del imán, que es reversible, el desfase resultante de procesos moleculares es irreversible. Una vez que se produce un desfase irreversible, los protones ya no pueden ser completamente reenfocados utilizando la técnica de eco-espín (aplicación de pulsos de 180 ). Por lo tanto, el desfase irreversible se controla mediante la medición de la amplitud de la descomposición de los ecos de espín en el tren de ecos CPMG, como se muestra en la Figura Figura El desfase irreversible resulta en la disminución de las amplitudes del eco-espín. La amplitud de la magnetización transversal está dada por la siguiente ecuación: (1.5) Donde M 0 es la magnetización transversal en el tiempo cero, t es el tiempo y T 2 es la constante de tiempo de relajación transversal. Un ejemplo decaimiento T 2 para una muestra de roca se muestra en la Figura , cada punto de datos es la amplitud de un eco-espín. 13

20 Figura Amplitudes medidas en la muestra de una roca Reajuste. Cada ocasión que se encuentra en fase de magnetización en el plano transversal, una señal, ya sea decaimiento de inducción libre o espín-eco, puede generarse en la antena del receptor. Después de un tiempo igual a varias veces T 2, los espines pierden por completo la coherencia de la fase y no es posible realizar más enfoque. Los pulsos de 180 también evitan los procesos T 1 ; la polarización no ocurre durante una secuencia CPMG. Por lo tanto, los giros son completamente al azar en el extremo de la secuencia CPMG. No es posible iniciar la siguiente secuencia CPMG hasta que los giros han regresado a la dirección B 0, resultando en una magnetización neta. Por lo tanto, un tiempo de espera es necesario entre el final de una secuencia CPMG y el comienzo de la siguiente. Una vez que se tiene la realineación, el ciclo de medición puede empezar de nuevo Mecanismos de relajación de la Resonancia Magnética Nuclear. Existen tres mecanismos de relajación para los fluidos que se encuentran en los poros: Mecanismo de volumen de los fluidos. Mecanismo de relajación de superficie. Mecanismo de difusión molecular. 14

21 La importancia de cada mecanismo de relajación depende del tipo de fluido que se encuentre los poros, por ejemplo: agua, petróleo o gas, el tamaño de los poros, y la humectabilidad de la superficie de la roca. Para una extensa gama de condiciones a someterse, el mecanismo de relajación superficie es dominante. El mecanismo de volumen de los fluidos y el mecanismo de relajación de superficie se deben a interacciones magnéticas entre los espines del protón y los espines vecinos. Los espines vecinos pueden ser: Otros protones que están en la misma molécula o en una molécula cercana. Otros núcleos que tienen espín. Espines de los electrones tales como los que se encuentran en iones paramagnéticos, por ejemplo, hierro y cromo. La relajación longitudinal (T 1 ) se produce cuando un protón puede transferir energía a su entorno a través de un espín vecino; entonces puede relajarse a su estado de energía más bajo, que es a lo largo de la dirección de B 0. La misma transferencia también contribuye a la relajación transversal (T 2 ) donde cualquier espín que está alineado con B 0 ya no puede contribuir a los ecos de la secuencia CPMG. La relajación longitudinal sólo puede ocurrir por la transferencia de energía, pero la relajación transversal puede ocurrir a través de la transferencia de energía y el desfase. Por lo tanto, la relajación longitudinal siempre es menos eficaz que la relajación transversal y por consiguiente, T 1 es siempre mayor que T 2. Para el mecanismo de volumen de fluidos, a menudo existe el caso de que T 1 y T 2 son aproximadamente iguales. Para núcleos en los sólidos, T 1 es por lo general mucho más larga que T 2. El mecanismo de la difusión molecular es un mecanismo de desfase puro y por lo tanto contribuye sólo a T 2. Es conveniente señalar que T 2 está representada exactamente por el decaimiento del eco-espín de la medición de la secuencia CPMG, es decir, que una corrección para T 1 no es requerida Relajación por procesos de volumen de fluidos. El término "volumen del fluido" hace referencia a los fluidos que se encuentran en contenedores grandes; sin embargo, el mecanismo de volumen de fluido está siempre activo, esto quiere decir que es independiente de si el fluido está contenido en un área grande o en una confinada en el espacio de los poros de una roca y es arbitrario del tamaño del área. Las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear del volumen de líquidos son de gran interés, ya que las mediciones T 1 se utilizan para estimar diferentes propiedades de los fluidos. Para el agua y los hidrocarburos, la relajación del volumen es debida a los campos magnéticos locales variables, derivados principalmente a partir del movimiento de caída aleatoria de las moléculas vecinas. Los campos locales son de aproximadamente 1 Gauss, pero los movimientos moleculares rápidos, en su mayoría rotaciones de 15

22 las moléculas, tienden a promediar el efecto. Los movimientos moleculares y el cálculo de las medias de rotación dependen de la viscosidad y la temperatura del fluido, por lo que, T 1 y T 2, están altamente correlacionados con estas variables. Para el caso del agua a temperatura ambiente, la relajación de volumen es débil y los tiempos de relajación son largos (alrededor de 3000 mseg). Para los crudos viscosos, el cálculo del promedio de rotación no es tan eficaz y los tiempos de relajación son relativamente cortos Relajación de superficie. El movimiento browniano provoca que las moléculas de fluido difundan distancias sustanciales durante una medición de Resonancia Magnética Nuclear. La ecuación para la difusión es: ( ) Donde < x > es la raíz cuadrada media de la distancia de una molécula que difunde en el tiempo t, y D es el coeficiente de difusión molecular. Para el agua a temperatura ambiente, D es de aproximadamente 2x10-5 cm2/seg. Por lo tanto, en un segundo, que es aproximadamente la longitud típica de tiempo de una medición de RMN, una molécula puede difundir a 110 micras, que es sustancialmente mayor que el tamaño del poro en muchas rocas. La difusión da a una molécula de fluido una amplia oportunidad de ponerse en contacto con la superficie del grano de la roca durante la medición de Resonancia Magnética Nuclear, por lo tanto, cada uno de estos contactos proporciona una oportunidad para la relajación de superficie. Cuando las moléculas del fluido se acercan a las superficies de los granos, pueden ocurrir dos cosas; en primer lugar, los protones pueden transferir la energía nuclear a la superficie del grano, lo que permite realinear al protón con B 0 y contribuyendo así a la relajación longitudinal (T 1 ). En segundo lugar, el protón puede ser irreversiblemente desfasado, contribuyendo de este modo a la relajación transversal (T 2 ). Estos eventos no parecen ocurrir con cada colisión; sólo hay una probabilidad de que ocurran. Pueden ocurrir varias colisiones antes de que un espín sea relajado, como se muestra en la figura , donde se observa la trayectoria de dos moléculas en un poro. Sin embargo, para el caso de los fluidos de los poros, la influencia más importante en T 1 y T 2 es la interacción de moléculas del fluido con las superficies de los granos de la roca. 16

23 Figura Relajación en la superficie del grano. No todas las superficies son igualmente eficaces en la relajación de los espines de los protones, por ejemplo, el cuarzo de alta pureza o algunas superficies de carbonato no son relajantes especialmente fuertes. Los iones paramagnéticos, por ejemplo, hierro, manganeso, níquel y cromo, tienen muy fuertes campos magnéticos locales. Ellos son particularmente potentes relajantes y tienden a controlar la tasa de relajación cada vez que están presentes. Las areniscas generalmente tienen un contenido de hierro de aproximadamente 1%, lo que hace que la relajación de los protones del fluido sea bastante eficiente. El poder relajante de una superficie es llamado "relajación" y se denota por los símbolos ρ 1, para la relajación T 1 y ρ 2, para la relajación T 2. La otra parte importante del mecanismo de relajación es la superficie geométrica, ya que la relajación será relativamente lenta si una pequeña cantidad de la superficie tiene que relajar los espines de un gran volumen de fluido. Por lo tanto las velocidades de relajación, 1/T 1 y 1/T 2, son los productos de la capacidad de relajación intrínseca de la superficie, y la relación de superficie a volumen, S/ V, del poro: ( ) ρ ( ) Relajación por difusión en gradientes de campo magnético. La secuencia CPMG elimina el efecto de campos de protones B 0 no homogéneos que no se mueven durante la medición. Cuando hay gradientes significativos en el 17

24 campo B 0, la difusión molecular puede contribuir a la relajación T 2 y la relajación longitudinal T 1, no se ve afectada. Considerando la posibilidad de una molécula situada en un punto A durante el pulso de 90 que inicia una secuencia CPMG, como se muestra en la figura ; después de ser colocado en el plano transversal, el protón se inicia en precesión en f 0, es decir, en la frecuencia de Larmor local. Sin embargo, como se difunde, se encuentra con una variación lenta de B 0 y por lo tanto su frecuencia de Larmor cambia lentamente, es refasado por un pulso de 180º en el punto B y continúa moviéndose, entonces se llega en el punto C en tiempo TE, cuando el eco de espín es esperado. Se debe tener en cuenta que la precesión es más rápida entre los puntos A y B que la que se realizó entre los puntos B y C, por este motivo, no está perfectamente refasado al tiempo TE. Mientras tanto, otras moléculas se mueven en otras direcciones, cada una con su propia historia de precesión, es decir, el reenfoque de los protones en el tiempo TE es imperfecto; dado que los movimientos moleculares son aleatorios, el desfase es irreversible y contribuye a la relajación transversal. Figura Difusión molecular en un gradiente de campo. Para los volúmenes de los líquidos, T 2 resultante del efecto está dada por: (1.7.3) Donde D es el coeficiente de difusión molecular, y ɣ es la razón giromagnética del protón. G es el gradiente de la fuerza en Gauss/cm, y TE es el espaciamiento de eco. 18

25 El gradiente, G, tiene dos fuentes: Un gradiente causado por la configuración del imán, la fuerza del campo B 0 varía alrededor de 5 Gauss sobre la región de medición. Gradientes microscópicos inducidos por el campo aplicado B 0 que surgen de la diferencia en la susceptibilidad magnética entre los granos de roca y los fluidos de los poros. El mecanismo de difusión es más pequeño para los fluidos de los poros que para los volúmenes de fluidos, esto se debe a que los movimientos moleculares en los fluidos de los poros están restringidos por los granos y a la no mezcla de los diferentes tipos de fluidos. La secuencia CPMG minimiza los efectos de difusión, y no es significativo cuando el fluido de los poros es el agua o el aceite y el mínimo espaciamiento de los ecos con la herramienta CMR de 0,32 mseg se utiliza. El mecanismo de difusión es importante cuando el gas está presente, debido a que la difusividad del gas es de varios órdenes de magnitud mayor que para el aceite y el agua Procesos de relajación. Los procesos de relajación descritos actúan en paralelo, es decir, se definen de la siguiente manera: ( ) Donde (1/T 2 ) S es la relajación de superficie (1/T 2 ) B es la relajación de volumen y (1/T 2 ) D es la relajación de difusión. La ecuación correspondiente para T 1 es ( ) Se debe tener en cuenta que no existe relajación de difusión para T 1, ya que este método es estrictamente un mecanismo de desfasamiento. Durante las mediciones T 2 con la herramienta CMR, todos los mecanismos de relajación están activos. Sin embargo, la difusión y la relajación de volumen son a menudo más débiles que la relajación superficie. El mecanismo de difusión se minimiza deliberadamente mediante el uso de una separación de eco corto, cuando los fluidos de los poros son el agua y el aceite, los efectos de difusión son insignificantes proporcionados por la herramienta CMR, la cual se ejecuta con el espaciamiento de eco mínimo de 0,32 mseg. Sin embargo, cuando el fluido de los poros es gas, los efectos de difusión son importantes y reducen los valores de T 2. 19

26 La relajación de volúmenes de los fluidos es sólo importante en las siguientes tres situaciones: La primera situación se produce cuando el agua está en poros muy grandes y por lo tanto, rara vez existe contacto con una superficie del grano. Este tipo de relajación puede dominar el proceso cuando el fluido de los poros tiene una alta concentración de iones paramagnéticos. Cuando dos o más fluidos ocupan el espacio de los poros, la relajación es importante para el fluido no humectante Decaimiento multi-exponencial. La magnetización transversal, M(t), en las rocas porosas no se descompone con un único valor de T 2, sino más bien con una distribución de valores de T 2. La naturaleza multi-exponencial de relajación en las rocas se debe a: Los tres mecanismos independientes de relajación: relajación de superficie, relajación de volumen de fluidos y relajación de difusión molecular. Cada mecanismo de relajación puede ser multi-exponencial. En muchos casos, por ejemplo, rocas saturadas de agua, la relajación de volumen y la de difusión se puede despreciar, por otro lado, la relajación superficial es dominante y T 2 es proporcional al tamaño del poro. Es decir, (1.8.1) Para un solo poro, la magnetización decae exponencialmente, por lo tanto, la amplitud de la señal como una función del tiempo, M(t), en una medición de T 2 está dada por: (1.8.2) Las rocas tienden a tener muy amplias distribuciones de tamaños de poros, es decir, cada poro tiene su propio valor de la relación de superficie-volumen. Por consiguiente, el total de magnetización es una suma de decaimientos exponenciales individuales. Es decir: (1.8.3) 20

27 Donde la suma se extiende a todos los poros. T 2i es el decaimiento constante del i- ésimo poro. M i es la magnetización inicial del i-ésimoporo y es proporcional a su volumen. La suma de las amplitudes de las señales individuales es proporcional a la porosidad medida por la herramienta. De esta manera: (1.8.4) (1.8.5) Donde K herramienta es un factor que contiene varias calibraciones y correcciones ambientales. En la práctica, cada poro no se considera individualmente, más bien, todos los poros que tienen proporciones similares de superficie-volumen se agrupan juntos. La Figura muestra la señal de RMN que resultaría de una muestra de roca que tiene solamente tres tamaños de poro, "x, y y z". El tamaño de poro x tiene un volumen de poro ɸ x y un tiempo de relajación T 2x, y así sucesivamente. Figura La señal de Resonancia Magnética Nuclear resultante de tres decaimientos exponenciales simples. El objetivo del procesamiento de la señal CMR es para determinar la distribución T 2 subyacente que produce la magnetización observada, es decir, se trata de un problema de inversión matemática. La Figura muestra la distribución para el caso sencillo donde la distribución se divide en un conjunto de rectángulos que tienen áreas proporcionales a ɸ x, ɸ y y ɸ z. El área bajo la distribución es proporcional a la porosidad total. 21

28 Figura Distribución T 2 para la señal de Resonancia Magnética Nuclear de la figura En general, la distribución de T 2 subyacente es una función continua. Sin embargo, los datos spin-eco CMR de se ajustan a un modelo multi-exponencial que asume que la distribución tiene N S tiempos discretos de relajación T 2i con un volumen de poro ɸ i. Los valores de T 2i están preseleccionados y el problema de procesamiento de señales se reduce a la determinación del volumen de poros que está asociado con cada valor fijo de T Secuencias CMR espín-eco. En los registros de profundidad estándar, 600 o 1200 amplitudes de eco de espín se registran normalmente en cada uno de los dos canales con detección de cuadratura, por lo cual durante el registro de la estación, se adquieren alrededor de 8000 ecos de espín. Los dos canales de datos se utilizan para estimar la fase de la señal y combinar los dos canales en: 1) Un canal de fase coherente que contiene la amplitud de la señal total más el ruido, llamado "canal de señal" o "secuencia de eco de espín" y 2) un canal que contiene sólo el ruido, llamado "canal de ruido". Los datos en el canal de la señal se utilizan para calcular las distribuciones T 2. Los datos en el canal de ruido se utilizan para estimar el ruido de la raíz cuadrada media conocida como RMS. El ruido RMS se utiliza para calcular las desviaciones estándar en los registros CMR. La señal-ruido o SNR de las mediciones CMR es sustancialmente menor que la de los datos adquiridos por la mayoría de las otras herramientas de registro así cada eco en un par de fase alternada (PAP) tiene ruido gaussiano de una media cero con amplitud RMS igual a aproximadamente 3.5 p.u. 22

29 Durante el registro de profundidad, un promedio de tres niveles de PAP se realiza normalmente antes de procesar los datos, los tres niveles promediados reducen el nivel de ruido RMS en cada eco de espín a 2.0 p.u., por lo tanto, la relación señalruido de los datos normalmente procesados durante los intervalos de registro de profundidad de 15 a 2 en las rocas de la calidad del yacimiento. Por desgracia, la señal-ruido disminuye con el aumento de las temperaturas del pozo y la formación debido a dos efectos. En primer lugar, el ruido térmico de la herramienta aumenta con la temperatura del pozo y en segundo lugar, las amplitudes eco-espín medidas disminuyen con el aumento de la temperatura de la formación de acuerdo con la ley de paramagnetismo de Curie. Una secuencia de eco-espín típica con 600 ecos se muestra en la Figura , en la cual se puede observar que la línea continua en la figura representa la caída de la señal en la ausencia de ruido. La señal-ruido de los datos se muestra en dicho ejemplo, el cual se encuentra en el rango medio de una adquisición típica durante las operaciones a profundidad del registro CMR. Figura Típica secuencia eco-espín para el registro de profundidad. La línea de puntos son los límites de la ventana Aplicaciones CMR. La medición CMR tiene amplias aplicaciones que van desde la porosidad efectiva, porosidad producible, porosidad de fluido ligado y las estimaciones de permeabilidad, las cuales son aplicaciones obligatorias para todas las formaciones productoras. Un resumen de las aplicaciones CMR se presenta a continuación: 23

30 Porosidad total independiente de la mineralogía. Porosidad efectiva en formaciones arcillosas. Identificación de zona de gas. Porosidad sin origen. Distribuciones del tamaño de poro. Estimación de la permeabilidad. Volumen de aceite y la viscosidad. Estimación del volumen de aceite restante. Predicción del corte de agua. Estimación de la reserva. Porosidad producible. 24

31 CAPÍTULO II.- METODOLOGÍA PARA LA INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR EN UN CASO DE ARENISCAS Los principios de interpretación de la Resonancia Magnética Combinable (CMR) se basan en los resultados de laboratorio de las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear puesto que existe la capacidad de duplicar las mediciones CMR en el laboratorio, lo cual resulta de gran utilidad, ya que permite una comparación directa entre la Resonancia Magnética Nuclear y otras mediciones básicas, por ejemplo, porosidad, porosidad producible y permeabilidad para la misma muestra de roca Distribuciones T 2. Las distribuciones T 2 proporcionan información muy útil sobre la roca del yacimiento y las propiedades del fluido de constituyendo así los productos básicos que aparecen en un registro de Resonancia Magnética Nuclear. La mayoría de los otros productos del registro de Resonancia Magnética Nuclear se pueden calcular a partir de estas distribuciones, es decir, las distribuciones T 2 calculadas a partir de los datos de eco de Resonancia Magnética Nuclear se utilizan para calcular la Resonancia Magnética Nuclear total, porosidades de fluido libre, y también se utilizan para la permeabilidad y la estimación de la calidad del yacimiento. Dichas distribuciones T 2 se calculan por medio de señales de eco-espín de ajuste a una suma de aproximadamente 30 funciones de un solo exponencial, cada uno con una amplitud, A (T 2 ), y el tiempo de decaimiento asociado, T 2. El procedimiento de ajuste se consigue mediante una técnica matemática conocida como inversión. Las salidas de la inversión son las amplitudes, A (T 2 ), en unidades de porosidad correspondiente a cada valor de T 2. Un gráfico semi-logarítmico de A (T 2 ) versus T 2 se conoce como una distribución T 2. El área bajo la distribución de T 2 es igual a la porosidad total RMN. La figura muestra una típica distribución T 2 para una arenisca-arcillosa saturada de agua. 25

32 Figura Partición de la distribución T 2 de una arenisca saturada de agua en agua ligada (irreducible) y agua libre con el uso de cutoffs determinados empíricamente. En las rocas saturadas de agua, las distribuciones T 2 son cualitativamente relacionadas con las distribuciones del tamaño del poro, es decir, la amplia gama de valores de T 2 observados en rocas sedimentarias es causada por las amplias distribuciones del tamaño del poro. Como una aproximación de primer orden, cada T 2 en la distribución T 2 es proporcional a un diámetro del tamaño del poro. Por lo tanto, los valores cortos de T 2 en una distribución T 2 están asociados con las señales provenientes del agua en los poros pequeños, mientras que los valores largos de T 2 corresponden a las señales de agua en los poros más grandes. Existen ciertas comparaciones que se realizan con frecuencia entre la información del tamaño del poro contenidas en las distribuciones T 2 y las curvas de presión capilar de inyección de mercurio. Es importante tener en cuenta que las curvas de la presión capilar proporcionan información sobre los tamaños de las gargantas de los poros, mientras que las distribuciones de T 2 están relacionadas con los tamaños del cuerpo de los poros. El decaimiento de las secuencias eco-espín en rocas porosas se describe correctamente por las distribuciones T 2 continuas. La naturaleza multi-exponencial de la relajación RMN en las rocas es el resultado de la distribución del tamaño del poro. Es decir, bajo algunas condiciones, se puede demostrar que la tasa de decaimiento T 2 de las señales de Resonancia Magnética Nuclear proveniente de los fluidos en un poro individual es proporcional a su relación de superficievolumen. Por lo tanto, la señal total de Resonancia Magnética Nuclear, siendo la superposición de señales de una distribución de poros individuales, es una suma 26

33 de exponenciales individuales que se desintegra. La suma de las amplitudes de las desintegraciones individuales es proporcional a la porosidad total medida por la herramienta. Las distribucionest 2 muestran por el trazado de las amplitudes versus a sus tiempos de relajación asociados sobre una escala logarítmica. Las distribuciones T 2 calculadas son el resultado primario de la transformación y se utilizan para calcular los registros de porosidades CMR (ɸ CMR ), porosidades de fluido libre (ɸ FF ), porosidades fluido ligado a los capilares (ɸ BF ) y los tiempos de relajación de la media logarítmica (T2,registro) Aplicaciones de la distribución T 2. Distribuciones del tamaño del poro. En las rocas saturadas de agua, la distribución del tamaño de poro se estimó a partir de las distribuciones T 2. Las distribuciones se utilizan para determinar la porosidad del fluido ligado y del fluido libre. En carbonatos, la porosidad vugular se identifica por los componentes largos (~ 1000 mseg) en la distribución. Estimación de la permeabilidad. La media logarítmica T 2 se utiliza en el modelo SDR (Schlumberger- Doll Research) para estimar la permeabilidad. Volumen de aceite y la viscosidad. En las rocas parcialmente saturadas de aceite que están predominantemente humectadas de agua, el volumen de aceite y la viscosidad se pueden estimar a partir de la distribución T 2 siempre y cuando el petróleo y las señales de agua estén separadas. El volumen de aceite se obtiene integrando el área bajo la señal de aceite, mientras que la viscosidad del aceite se calcula a partir del pico de T 2 de la señal del aceite Distribución T 2 en las arenas. Una distribución T 2 típica de una formación de arenisca limpia se muestra en la Figura La porosidad total es proporcional al área bajo la distribuciónt 2. La porosidad de fluido libre es proporcional a la zona de sombra que tiene tiempos de relajación T 2 superior a 33 mseg. Los 33 mseg es un punto de corte determinado empíricamente que se utiliza con frecuencia en areniscas para dividir a la distribución en porosidades de fluido libre y fluido ligado. El tiempo de relajación de la media logarítmica de la distribución es de 44 ms. El logaritmo del tiempo medio de relajación se calcula con el promedio de los logaritmos de los tiempos de 27

34 relajación en la distribución de cada uno ponderado por su amplitud de la señal. Los tiempos de relajación de la media logarítmica se utilizan en la estimación de la permeabilidad en formaciones de arenisca Porosidad. Figura Distribución T 2 de una arena limpia. Las mediciones CMR y las mediciones de laboratorio de Resonancia Magnética Nuclear difieren en un aspecto importante: la porosidad de espectrómetros de laboratorio RMN es aproximadamente igual a la porosidad del núcleo y por lo tanto se considera que es la porosidad total. Por otro lado, la medición CMR es relativamente insensible a los poros más pequeños que tienen T 2 rápido. Debido a esto, la porosidad CMR es a menudo menor que la porosidad total. La experiencia de campo muestra que la porosidad CMR es igual al total de la porosidad en formaciones limpias, pero tiene un valor significativamente más bajo en las formaciones arcillosas. Al parecer, el volumen de agua ligada a las arcillas no está incluido o está al menos subestimado en la porosidad CMR como se indica en la Figura Por consiguiente, la porosidad total del fluido ligado sólo se puede obtener restando la porosidad de fluido libre a partir de una estimación de la porosidad total. 28

35 Figura En las rocas arcillosas, ɸ CMR es menor que la porosidad total Porosidad total. Las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear tienen la capacidad de ver más de los fluidos en la formación incluyendo la sub microporosidad de 3msegasociadacon limos y arcillas, y la porosidad intrapartícula encontrada en algunos carbonatos. Por lo tanto, la medición proporcionada por las herramientas de Resonancia Magnética Nuclear se acerca al objetivo de una medición de la porosidad total independiente litología para evaluar los yacimientos complejos. La porosidad total usando amplitudes RMN de decaimiento T 2 depende del contenido de hidrógeno de la formación, por lo que en zonas de gas, la porosidad RMN tiene lecturas bajas debido a que la densidad del hidrógeno en el gas es menor que en el agua o el aceite y a que existe una polarización de gas incompleta. La diferencia entre la porosidad total de Resonancia Magnética Nuclear y la porosidad de los registros de densidad proporciona un indicador de gas. Otras de las aplicaciones basadas en la porosidad de Resonancia Magnética Nuclear son los registros de permeabilidad y la saturación de agua irreducible. En el futuro, el perfeccionamiento de la sensibilidad T 2 de los registros de porosidad RMN podrá permitir las estimaciones precisas de los volúmenes del agua ligada a las arcillas para la interpretación petrofísica, así como el cálculo de la saturación de hidrocarburos a través de modelos Waxman-Smitso Doble-Agua Porosidad total independiente de la litología. Uno de los avances más significativos en la evaluación de la formación es porosidad total de Resonancia Magnética Nuclear independiente de la litología. La medición de la porosidad total independiente de la litología es exclusivo de las herramientas de Resonancia Magnética Nuclear porque las mediciones de las porosidades derivadas de densidad, neutrón, y sónico dependen de conocer las 29

36 propiedades de la matriz de la roca. En las formaciones heterogéneas que tienen litología mixta o desconocida, es muy recomendable el uso de registros de Resonancia Magnética Nuclear para la predicción precisa de la porosidad. La figura muestra la ventaja de la porosidad RMN independiente de la litología en carbonatos mixtos. El carril 1 contiene los registros de la mineralogía de la roca y los volúmenes del fluido. La porción superior del intervalo es en su mayoría dolomita con restos de arcilla y cuarzo. La parte inferior del intervalo es predominantemente de roca caliza con cantidades variables de dolomita. Por otro lado, el carril 2 contiene dos curvas del registro de porosidad densidad, asumiendo 100% de caliza o 100% de dolomita. La porosidad total RMN también se muestra en el carril 2. Debemos tener en cuenta que las porosidades del registro de densidad son calculadas suponiendo una matriz de dolomita de acuerdo con las porosidades totales RMN en la sección superior, pero leídas incorrectamente en la sección inferior que contiene roca caliza mezclada con dolomita. Del mismo modo, las porosidades del registro de densidad son calculadas suponiendo una matriz de caliza leída incorrectamente en la sección superior. Las porosidades del registro de Resonancia Magnética Nuclear no son sensibles a los cambios litológicos y leen correctamente en todo el intervalo. La porosidad total RMNes igual a la porosidad real de la formación en la mayoría de las rocas con hidrocarburos y las rocas húmedas, incluyendo las arcillas. Sin embargo, las excepciones pueden ocurrir en yacimientos de aceite pesado con viscosidades de aceite del orden de 10, 000 cp o mayor. Estos aceites pueden tener distribuciones T 2 con amplitudes significativas por debajo de los límites de la sensibilidad T 2 de las herramientas de Resonancia Magnética Nuclear, es decir, la porosidad RMN derivada en estos yacimientos de aceite pesado subestima la porosidad de la formación. El déficit de las porosidades derivadas de la Resonancia Magnética Nuclear en comparación con las porosidades del registro de densidad puede utilizarse para inferir la presencia de aceite pesado y, con algunas suposiciones, para establecer los límites en la viscosidad del aceite y la saturación de petróleo. 30

37 Figura Los registros de porosidad en carbonatos de litología mixta muestran la ventaja de la porosidad total de Resonancia Magnética Nuclear independiente de la litología. La porosidad total RMN no es sensible a la litología y lee correctamente a través de todo el intervalo. La herramienta de densidad lee correctamente sólo en intervalos en los que la densidad de la matriz asumida es utilizada para calcular el registro de porosidad-densidad donde coincide con la densidad de la matriz real de la formación Aplicaciones de la porosidad CMR. La porosidad total independiente de la mineralogía. En formaciones limpias, llenas de fluido, ɸ CMR es una medida de la porosidad total que se obtiene sin especificar la mineralogía. Porosidad efectiva en formaciones arcillosas. En formaciones arcillosas, ɸ CMR es menor que la porosidad total porque las contribuciones de los tamaños de los poros más pequeños no están incluidos en la medición. Aunque el límite de tamaño de poro no está definida exactamente, la 31

38 experiencia de campo sugiere que el agua ligada a las arcillas no está incluido en ɸ CMR. Por lo tanto,ɸ CMR es aproximadamente igual a la porosidad efectiva. Por otra parte, el volumen de agua de las arcillas se puede estimar restando ɸ CMR de una medición de porosidad total, a partir de los registros nucleares, por ejemplo. Identificación de la zona de gas. ɸ CMR tienelecturas bajas en zonas de gas, mucho menor que la porosidad litodensidad. El indicador de efecto de gas CMR es especialmente útil en los depósitos arcillosos como los registros de neutrón y densidad no siempre cruzan en estas formaciones. Porosidad sin origen. ɸ CMR se obtiene sin necesidad de utilizar una fuente radiactiva Permeabilidad. Otra de las contribuciones de gran importancia del registro de la Resonancia Magnética Nuclear es su capacidad para proporcionar una medida de la permeabilidad continua. En formaciones finamente laminadas, la permeabilidad puede variar en varios órdenes de magnitud de pulgadas, es por ello que en estas condiciones, es importante obtener una estimación continua de la permeabilidad con la profundidad de resolución más alta posible. Dos ecuaciones de permeabilidad son ampliamente utilizadas hoy en día, en base a las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear, la ecuación de Timur-Coates y la ecuación de Schlumberger-Doll Research (SDR). La ecuación de Timur-Coates calcula la permeabilidad utilizando la porosidad total y la relación entre el volumen de fluido libre (FFV) para el volumen de fluido ligado (BFV). La ecuación SDR se basa en la media logarítmica de T 2 y la porosidad total. Ecuación Timur-Coates Ecuación Schlumberger-Doll Research (SDR) (2.3.1) (2.3.2) Por otro lado, se ha observado que la suma de todas las amplitudes de eco de espín es proporcional al producto de la porosidad y el promedio de T 2. Esto, a su vez, se correlaciona bien con la permeabilidad como se observa en la figura Además, la suma de los ecos tiene una alta relación de señal-ruido, lo que puede 32

39 ser interpretado sin apilamiento, lo cual conduce a una medición con mayor resolución vertical. Figura La permeabilidad y la señal de T 2 de Resonancia Magnética Nuclear. En la hilera superior se observa una serie de señales de RMN hipotéticas para porosidades y permeabilidades en aumento, en las cuales el tiempo de decaimiento de T 2 permanece constante. La hilera inferior muestra una serie de señales en las cuales la porosidad se mantiene constante, pero el tiempo de decaimiento de T 2 y la permeabilidad calculada aumentan de izquierda a derecha. El área comprendida bajo la envolvente del decaimiento de la amplitud del eco y la permeabilidad calculada, aumentan con la porosidad y el tiempo de decaimiento. Es importante mencionar que también existe una forma alternativa que puede ofrecer mejores resultados en ambientes con alto nivel de ruido, ésta se conoce como el nuevo indicador de permeabilidad de Resonancia Magnética Nuclear de alta resolución, el cual se deriva de la suma de las amplitudes de los ecos y es directamente proporcional al área comprendida dentro de la envolvente de decaimiento del eco, como se muestra en la figura La resolución vertical alcanzable con esta novedosa técnica es igual a la apertura de la antena de la herramienta, más la distancia recorrida durante una secuencia CPMG, más el tiempo de polarización. La resolución vertical así obtenida, por lo general, es de 7 a 9 pulgadas para la herramienta CMR-Plus. 33

40 Figura Indicador de permeabilidad de Resonancia Magnética Nuclear de alta resolución. El indicador es básicamente la suma de las amplitudes del eco y es directamente proporcional al área de la envolvente de decaimiento del eco Permeabilidad derivada en arenas. Como anteriormente fue mencionado, dos ecuaciones empíricas de permeabilidad se utilizan ampliamente, la ecuación de Schlumberger-Doll Research (SDR) y la ecuación de Timur-Coates. Las ecuaciones de permeabilidad de Resonancia Magnética Nuclear proporcionan estimaciones de permeabilidades en salmuera, las cuales se encuentran en areniscas saturadas de agua. Una buena correlación entre el tamaño del cuerpo y la garganta de los poros existe para muchas 34

41 areniscas, la cual resulta ser la base para la permeabilidad derivada de la Resonancia Magnética Nuclear. Ambos estimadores de permeabilidad contienen los parámetros del modelo, por ejemplo, exponentes y constantes de proporcionalidad. Los valores de los parámetros por defecto utilizados por las empresas de servicio suelen proporcionar los registros de permeabilidad de Resonancia Magnética Nuclear que son cualitativamente precisos, es decir, que se pueden utilizar para predecir que una zona es más permeable que otra zona. Aunque esta información es valiosa, las permeabilidades estimadas pueden desviarse significativamente de las permeabilidades de la formación. Para estimar los registros de las permeabilidades cuantitativamente precisas para un tipo de roca especifico, se recomienda analizar las mediciones de las muestras de núcleo para determinar los parámetros óptimos de la ecuación de permeabilidad. Las estimaciones de la permeabilidad SDR y de la permeabilidad Timur-Coates se ven afectadas por los hidrocarburos, y se necesita más investigación para desarrollar ecuaciones para predecir las permeabilidades relativas a los hidrocarburos y el agua Volumen de fluido ligado (BFV) y volumen de fluido libre (FFV). Las distribuciones de T 2 en rocas saturadas de agua se pueden dividir en agua ligada, es decir, irreducible, y en agua libre mediante el uso de puntos de corte o también conocidos como cutoffs T 2, determinados empíricamente. La partición de la distribución T 2 divide la porosidad total en porosidad de agua ligada y porosidad de agua libre. El agua ligada para las arenas-arcillosas consiste de agua ligada a las arcillas y agua ligada a los capilares, como se muestra en la figura Para las arenas, un valor predeterminado de 33 milisegundos se utiliza comúnmente para el corte de T 2 que separa el agua ligada del agua libre. Esto funciona bien en muchos casos, sin embargo, el valor predeterminado no es aplicable a todas las arenas. Las mediciones de laboratorio de Resonancia Magnética Nuclear efectuadas en muestras de núcleos saturados de agua, antes y después de la centrifugación, a menudo se utilizan para obtener valores de corte de T 2 más precisos para una formación de roca específica. En carbonatos saturados de agua, los cortes de T 2 son significativamente mayores, por ejemplo, de 100 milisegundos. El cálculo de agua ligada y agua libre de las distribuciones T 2 en carbonatos es más compleja que en las arenas porque en muchos carbonatos, hay señales con tiempos largos de decaimiento T 2 que provienen del agua ligada en cavidades aisladas. La división de las distribuciones de T 2 en agua ligada y agua libre descrito anteriormente para las rocas saturadas de agua supone que los 35

42 tiempos cortos de relajación T 2 están asociados con agua ligada a las arcillas consolidadas, agua ligada a los capilares y agua en poros pequeños. Esta suposición no es válida en rocas que contienen hidrocarburos, por ejemplo, aceite viscoso pero móvil con valores de T 2 menores que el punto de corte. Indiscutiblemente, este aceite móvil sería marcado incorrectamente como agua ligada si se aplicara un punto de corte a la distribución total o compuesta de T 2. Un enfoque para la solución de este problema es la de separar las dos distribuciones T 2 mediante el uso de métodos de caracterización de fluido basados en difusión Aplicaciones de la porosidad de fluido libre. Porosidad producible. ɸ FF es una estimación de la porosidad producible. Estimación de la permeabilidad. ɸ FF se utiliza junto con ɸ CMR y ɸ BF,en el modelo de Timur-Coates para estimar la permeabilidad. Estimación de la reserva. En depósitos de aceite no pesado, que producen sin un corte de agua, el volumen de aceite es igual a ɸ FF. La herramienta CMR nos proporciona una lectura poco profunda, por lo que la porosidad del fluido libre es en realidad una mezcla de aceite y el lodo filtrado. Sin embargo, el volumen del lodo filtrado es igual al volumen de aceite enjuagado, como se muestra en la Figura Figura Porosidad de fluido libre en la zona invadida y no invadida, para un intervalo que no contiene agua producible. Predicción del corte de agua. Para depósitos que contienen agua producible, ɸ FF es mayor que el volumen de aceite a partir de un cálculo de la saturación de agua. La Figura muestra que el agua producible se puede predecir a pesar de que la herramienta CMR 36

43 mide la zona invadida, de este modo, la porosidad de fluido libre es numéricamente igual tanto en la zona invadida como en la zona no invadida. Figura Tipos de fluido en un yacimiento de aceite no pesado, que contiene agua producible. Eficiencia de las inundaciones de vapor en yacimientos de aceite pesado. En yacimientos de crudo pesado, ɸ FF es igual al volumen de agua producible, como lo muestra la figura Los intervalos con alto índice de agua producible responden pobremente a las inundaciones de vapor, ya que el vapor tiende a migrar fuera del pozo, lo que hace que el calentamiento requerido para disminuir la viscosidad del aceite, no se logre. Figura En yacimientos de aceite pesado, la porosidad del fluido libre es igual al volumen de agua producible. 37

44 Estimación del volumen de aceite restante. ɸ FF se utiliza para estimar el volumen de aceite que queda para los yacimientos que se han inundado de agua y ahora están siendo considerados para los planes de recuperación terciaria. Esta técnica consiste en la adición de manganeso EDTA al sistema de lodo, reduciendo así la T 2 del filtrado de lodo por debajo del valor del umbral para el cálculo de la porosidad de fluido libre. Se supone que el volumen de aceite en la zona invadida es igual al volumen de aceite en la zona no invadida, es decir, la eficiencia del lavado del filtrado es comparable a la eficiencia de las inundaciones de agua. En este caso, el volumen de aceite residual, es decir, el volumen de aceite restante, es igual a la porosidad de fluido libre, como se muestra en la Figura Figura ɸFF estima que el volumen de aceite que queda después de que la señal del filtrado de lodo se elimina mediante la adición de manganeso EDTA a los fluidos de perforación Clasificación de los hidrocarburos con Resonancia Magnética Nuclear. A pesar de la variabilidad en las propiedades de los fluidos de Resonancia Magnética Nuclear, las ubicaciones de las señales de los diferentes tipos de fluidos en la distribución T 2 a menudo se pueden predecir o, si se dispone de los datos medidos, se pueden identificar. Esta capacidad proporciona información importante para la interpretación de los datos de Resonancia Magnética Nuclear, teniendo de esta manera muchas aplicaciones prácticas. La Figura muestra dos métodos para diferenciar los fluidos. En el primer método, los diferentes valores de TW (tiempo de espera), se utilizan con un 38

45 mecanismo ponderado en T 1 para diferenciar los hidrocarburos ligeros, ya sea, aceite o gas ligero, o ambos, a partir de agua. En el segundo método, los diferentes valores de TE (espaciamiento entre ecos), se utilizan con un mecanismo contenido en la difusividad en un gradiente de campo magnético bien definido para diferenciar el aceite viscoso a partir de agua, o para diferenciar gas desde el fluido. Figura Diferentes distribuciones T 2 pueden surgir de distintos valores de TW o TE. El método del espectro diferencial, de siglas DSM, es ejemplo de un mecanismo ponderada en T 1 en el que dos trenes de eco se recogen en el mismo intervalo utilizando dos tiempos de polarización diferentes. El tren de ecos registrado después de un TW corto, contiene casi todas las señales de agua, pero sólo algunas de las señales de hidrocarburos ligeros. Sin embargo, el tren de ecos registrado después de un TW largo, contiene todas las señales tanto del agua, como de los hidrocarburos ligeros que están presentes. Un espectro diferencial que contenga sólo los componentes de hidrocarburos ligeros se puede crear mediante la adopción de la diferencia entre las distribuciones T 2 computadas por separado de los trenes de eco adquiridos en los dos tiempos de polarización diferentes.los dos trenes de eco utilizados para calcular un espectro diferencial también se pueden restar el uno del otro y el tren de eco resultante se examina a través de un proceso conocido como análisis de dominio del tiempo (TDA TM ). El análisis de dominio del tiempo se inicia mediante la resolución de los decaimientos exponenciales asociados con hidrocarburos ligeros, ya sea aceite y/o gas, confirmando de este modo la presencia de estos fluidos, y de esta manera, proporcionando las estimaciones de los volúmenes del fluido. El análisis en el 39

46 dominio del tiempo, es un proceso más robusto que el método de espectro diferencial. Otro de los métodos utilizados es el método del espectro corrido (SSM), el cual es definido como una técnica cualitativa utilizada para representar los cambios en los valores de T 2 de los fluidos, y por lo tanto los cambios que existen en sus distribuciones T 2, cuando se utilizan espaciamientos entre ecos diferentes. Considerando una formación que contiene fluidos compuestos de agua y aceite de mediana viscosidad, el coeficiente de difusión para el agua es unas 10 veces mayor que para el aceite de mediana viscosidad. Cuando el TE se incrementa, el proceso de difusión disminuirá el T 2 del agua más que el T 2 del aceite Arenas. Las arenas están formadas por la deposición de partículas discretas creando abundante espacio vacío entre los granos de partículas individuales. Evidentemente, los hidrocarburos se encuentran sólo en las formaciones porosas. Este tipo de rocas pueden estar formadas por el desgaste y la erosión de las grandes montañas de roca sólida, con las piezas erosionadas depositadas por el agua y el viento a través de diversos procesos. Como las partículas erosionadas se llevan más lejos de la fuente, se produce una clasificación natural de tamaño de partícula o de grano. La geología intenta estudiar cómo las variaciones en la porosidad original creada por diferentes configuraciones de empaquetado de granos se ven alteradas por los procesos postdeposicionales, ya sean estrictamente por mecánica o geoquímica, o alguna combinación de los dos. Durante el transporte, las partículas más pequeñas de roca, tales como arenas de grano fino-degradado y limos, se dejan llevar más lejos. Otros minerales, como la mica, se descomponen rápidamente por la erosión, y también se llevan a grandes distancias. Estos silicatos dan lugar a minerales de arcilla, que se forman por la erosión, el transporte y la deposición. Las arcillas también se pueden formar en los sedimentos llenos de fluido a través de procesos diagenéticos, químicos, tales como la precipitación inducida por los cambios de solución; o biológicos, tales como las madrigueras de los animales, o físicamente a través de la compactación, lo que conduce a la deshidratación de las arcillas. La formación final de porosidad se determina por el volumen de espacio entre el material granular, como se muestra en la Figura Sin embargo, la porosidad no es equivalente, ya que claramente, lo que hace especial a la Resonancia Magnética Nuclear es que no sólo mide el volumen del espacio vacío, en el supuesto que se llena con un fluido hidrogenado, sino que también permite que se realicen algunas inferencias acerca de tamaño del poro de la medición de las velocidades de relajación. Esta es conocida como la capacidad de distribuir la porosidad en diferentes componentes, 40

47 tales como fluidos móviles en los poros grandes y fluidos consolidados en los poros pequeños. Figura Porosidad intergranular. Los poros entre estos granos de arena húmedos de agua están ocupados por los fluidos y las capas finas de arcilla. El agua irreducible (azul oscuro) se lleva a cabo en contra de los granos de arena por la tensión superficial y no puede ser producida. El agua ligada a las arcillas (color azul oscuro con sombra) también es no producible. Los poros más grandes pueden contener agua libre (azul claro), y, en algunos casos, hay aceite (verde) aislado de los granos de arena por el agua capilar. Las partículas de arcilla, y su capa de agua ligada a las arcillas, reducen efectivamente el diámetro de las gargantas de los poros. En formaciones de arenisca, el espacio que rodea los poros puede ser ocupado por una variedad de diferentes granos de minerales. En el caso simple de un pozo ordenado y de unas areniscas húmedas de agua, el agua que se adhiere a la superficie de los granos de arena está fuertemente unida por la tensión superficial. Con frecuencias, en estas formaciones, los espacios entre los granos de arena se llenan con partículas de arcilla. El agua también se adhiere a las superficies de las partículas de arcilla, y ya que las arcillas tienen grandes relaciones de volumensuperficie, el volumen relativo de agua ligada a las arcillas es grande. Esta agua permanecerá siempre en la formación, y es conocida como agua irreducible. En arenas puras, esto también se conoce como agua ligada a los capilares. Todas las superficies minerales expuestas tienen agua adsorbida, cuyo tamaño de partícula está relacionado con el volumen de agua irreducible. 41

48 Las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear nos dicen dos cosas importantes, las amplitudes de la señal de eco dependen del volumen de cada componente del fluido y por otro lado, la velocidad de desintegración o T 2 para cada componente, refleja la tasa de relajación, que está dominada por la relajación en la superficie del grano. T 2 se determina principalmente por las relaciones de superficie-volumen de los poros. Desde que las porosidades no son equivalentes, el agua ligada a los capilares o el agua ligada a las arcillas, no son producibles, mientras que el agua libre lo es; dos zonas iguales de porosidad, pero con diferente potencial de producibilidad, se pueden distinguir por sus distribuciones de tiempo T 2, como se muestra en la figura Figura Utilización de la distribución de T 2para identificar los componentes de los fluidos en los yacimientos de areniscas. En las rocas de areniscas mojadas por agua, la distribución del tiempo T2 refleja la distribución de tamaño de poros en la formación. Los núcleos de hidrógeno en las capas delgadas e intermedias de agua ligada a las arcillas experimentan altos rangos de relajación de Resonancia Magnética Nuclear, ya que los protones del agua están cerca de las superficies de los granos y se encuentran las superficies con frecuencia. Por otro lado, si los volúmenes de los poros son lo suficientemente pequeños haciendo que el agua sea capaz de difundir fácilmente hacia atrás y adelante a través del poro lleno de agua, enseguida, las velocidades de relajación simplemente reflejan la relación de 42

49 superficie-volumen de los poros. Por lo tanto, el agua en los poros pequeños con relaciones de superficie-volumen mayores, tiene velocidades de relajación rápidas y consiguientemente, componentes de porosidad T 2 cortos. En cambio, en los poros grandes con relaciones de superficie-volumen más pequeñas, el hidrógeno tarda más tiempo para difundirse a través de los poros. Esto disminuirá el número de encuentros con la superficie y reducirá el rango de relajación conduciendo a un componente T 2 más larga en la medición de Resonancia Magnética Nuclear. El agua libre, que se encuentra en los poros grandes, no se une fuertemente a las superficies de los granos de la tensión superficial, es decir que las componentes de tiempo T 2 más largas reflejan el volumen de fluido libre en la formación. Otro ejemplo de los componentes largos del fluido de tiempo T 2 visto por la Resonancia Magnética Nuclear es el caso del aceite atrapado en el interior de un poro fuertemente humedecido con agua, como lo muestra la Figura Aquí las moléculas de aceite no pueden difundirse más allá de la interfase aceite-agua para obtener acceso a la superficie del grano. Como resultado de ello, los núcleos de hidrógeno en el aceite deben relajarse, en el rango de volumen de aceite, que es por lo general lento dependiendo de la viscosidad del aceite. Esto conduce a una buena separación de las señales de aceite y agua en las distribuciones T 2 de Resonancia Magnética Nuclear. Figura Aceite en el espacio de los poros de una roca humedecida con agua. 43

50 2.7. Resonancia Magnética Nuclear de alta resolución. La identificación y cuantificación de la geometría de la roca y la movilidad de los fluidos, sobre la base de las características de la relajación del fluido, son algunos de los aportes más importantes de la Resonancia Magnética Nuclear. La separación de la porosidad en los componentes de fluido ligado y fluido libre, resulta esencial para evaluar la producibilidad del yacimiento, ya que en las formaciones delgadas y laminadas, la producibilidad depende no sólo de la relación neta de los volúmenes de fluido ligado y fluido libre, sino también de la ubicación relativa de los dos volúmenes de fluido dentro de los diferentes estratos laminados. Las mediciones resultan útiles en este aspecto, sólo si son sensibles a las variaciones espaciales sobre una escala de longitud comparable con el espesor de la laminación. Por el contrario, se puede hacer uso de los datos de Resonancia Magnética Nuclear de alta resolución para evaluar la producibilidad de las secciones de laminación delgada, y de este modo obtener en forma precisa el volumen poroso con hidrocarburos, e identificar las barreras de permeabilidad vertical, que pueden contribuir a evitar la producción de agua. 2.8 Herramienta CMR. La herramienta Combinable de Resonancia Magnética Nuclear conocida como CMR, fue introducida por Schlumberger en1995, la cual se opera apoyada contra las paredes de lpozo por medio de un fleje descentralizador. De igual manera consta de una antena corta direccional, ubicada entre dos imanes optimizados, enfocando de esta manera la medición de la herramienta CMR en una zona vertical de 6 pulgadas, es decir, 15 cm y hasta 1.1 pulgadas, igual a 2.8 cm dentro de la formación. Estas características y los adelantos electrónicos incorporados en la herramienta se encargan de mejorar la relación señal-ruido en la secuenciad e adquisición de datos, permitiendo obtener un alto grado de precisión en las mediciones de la formación con gran resolución vertical. La última versión dentro del grupo de herramientas CMR, es la herramienta CMR-Plus, ilustrada en la Figura 2.8.1, la cual es una nueva herramienta que incluye varias mejoras con respecto a la versión anterior, la herramienta CMR-200, que comprenden el nuevo diseño del imán con un campo pre-polarizado más extenso, y que permite aumentar las velocidades de perfilaje hasta 3600pies/hora, es decir de 1097m/h en ambientes de relajación rápida. Se trata de una herramienta compacta, debajo peso, y muy resistente que tiene 15.6 pies, igual a 4.8 m de largo y pesa 450 libras, aproximadamente 204 kg. El diseño del patín con bajo perfil, permite operar en pozos con diámetros u orificios de sólo pulgadas, alrededor de 15 cm de diámetro. Dicha herramienta cuenta con una nueva secuencia de pulsos de 44

51 adquisición, denominada modo de precisión mejorada, de acuerdo a sus siglas en inglés es conocida como EPM, que sumada al paquete de adelantos electrónicos, permite aumentar la relación señal-ruido y hace mejorar las mediciones de alta precisión para evaluar los yacimientos. La posibilidad de obtener mediciones de Resonancia Magnética Nuclear de alta precisión en forma rápida, hace que los ingenieros perciban la producibilidad de los pozos desde otra perspectiva. Figura Diseño de la herramienta CMR. La herramienta CMR-Plus utiliza una antena similar a la herramienta CMR-200, sin embargo, los imanes de la herramienta CMR-Plus tienen 30 pulgadas de largo para permitir la prepolarización de los átomos del hidrógeno en rotación mientras se perfila en forma continua. Esta nueva característica del diseño, le permite a la herramienta CMR-Plus operar con mayor rapidez. 45

52 CAPÍTULO III.- ANÁLISIS CON RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR EN UN CASO DE CARBONATOS Los carbonatos son conocidos como rocas sedimentarias, las cuales fueron depositadas en ambientes marinos de aguas claras, someras y cálidas, y en su mayoría poseen un origen biológico. Están compuestos por fragmentos de organismos marinos, esqueletos, corales, algas y elementos precipitados, y en su mayoría consisten de carbonato de calcio. Las rocas carbonatadas son generalmente depositadas muy cerca de su origen y se desarrollan como resultado de varios procesos, tales como la secreción de carbonatos de algas en aguas poco profundas, por ejemplo, las esteras mucilaginosas, o por la acumulación de lama de los microesqueletos de los carbonatos en aguas profundas como los lodos de cal. Los depósitos de carbonatos de los arrecifes se crean in situ por los organismos que comprenden el arrecife. Por otro lado, la precipitación química del carbonato de calcio en forma de cristales de aragonita también puede producir lodos de cal, esto puede ser causado por el aumento de la temperatura de las soluciones marinas ligeramente sobresaturadas. Otros de los organismos no esqueléticos que constituyen los yacimientos carbonatados incluyen granos recubiertos, como las oolitas, formadas por la deposición de carbonato de calcio alrededor de un núcleo, partículas fecales y granos detríticos. La micrita es una forma de calcita de grano fino, la cual consiste en cristales de pocas micras de longitud, que se agregan para formar partículas más grandes. Los restos esqueléticos que forman parte de los cristales de micrita puedenser agregados durante la deposición para formar partículas de micrita a pocas decenas de micras de diámetro. Al mismo tiempo, la agregación de partículas de micrita en grupos grandes da como resultado granos en forma de peloide a unos pocos cientos de micrones de diámetro, estos granos tienen superficies muy complicadas con características de varias escalas diferentes, así como la porosidad primaria interna como lo muestra Figura 3.1. La compleja estructura de los granos y las partículas de micritailustran la complejidad de la de microgeometría del poro que se encuentra en las rocas de los yacimientos de carbonatos. 46

53 Figura 3.1. Desarrollo de los granos y partículas de micrita. Los carbonatos son un tipo de roca mucho más susceptible a la alteración postdeposicional, es decir, a la diagénesis en comparación con las rocas siliciclásticas, ya que la diagénesis puede causar cambios dramáticos en el tamaño y forma de los poros de los carbonatos. Por otra parte, la compactación, la agregación de material recristalizado y la formación de estilolitas pueden reducir la porosidad, sin embargo, otros procesos diagenéticos, como disolución o la reducción en el tamaño del cristal, es decir, la micritización; o la fracturación o dolomitización, pueden aumentar la porosidad. Los procesos diagenéticos tienen el potencial de aumentar o disminuir la porosidad total, esto significa que la tendencia general de la porosidad de los carbonatos es de disminuir a partir de valores altos, aproximadamente hasta el 60% en la deposición, a niveles mucho más bajos, alrededor de menos de 10% después de litificación y el entierro a diferentes profundidades del yacimiento. Cualquiera que sea el efecto en la porosidad total, la diagénesis añade mayor complejidad al espacio primario de los poros en los carbonatos Clasificación textural. Todos los sedimentos carbonatados se componen de tres elementos texturales: granos, matriz y cemento. Los granos son grandes restos esqueléticos o partículas de origen químico; la matriz es el material de grano muy fino, de origen químico o 47

54 biológico, que se deposita en forma de lodo de cal, y es convertido en calcita de grano fino durante la litificación. Por otra parte, el cemento es un material cristalino que une a los granos y a la matriz. Las proporciones relativas de estos componentes pueden ser utilizadas para clasificar los sedimentos de los carbonatos. La clasificación de Dunham se basa en el contenido relativo de los granos y del lodo, con categorías adicionales para los carbonatos cristalinos y los boundstones, esta clasificación va desde los mudstones (matriz de lodo litificado con menos del 10% de granos) a grainstones que no contienen lodo. Dentro de estos carbonatos la porosidad puede tomar muchas formas dependiendo de la estructura inherente de la roca, y de los tipos de procesos que pueden ocurrir durante y después de la deposición. Dada la gran variedad de orígenes de las rocas carbonatadas, y la variedad de los procesos secundarios que puedan afectarles, no es de extrañarse que el espacio poroso complejo de un carbonato pueda ser muy diferente del que se encuentra en los sedimentos siliciclásticos. La porosidad de los carbonatos se puede clasificar de acuerdo a las reglas definidas por Choquette y Pray, esta clasificación ayuda a entender la amplia gama de tipos de porosidad de los carbonatos Clasificación de Dunham. La mayoría de las rocas carbonatadas se forman a partir de las acumulaciones de fragmentos esqueléticos, es decir, de los restos de animales y plantas secretores de los carbonatos. Aunque los animales son más conocidos, son las plantas, fundamentalmente las algas azul-verdes y rojas, que, como fuente principal de alimento para los microorganismos marinos, controlan la distribución de los sedimentos carbonatados. En los últimos años se han propuesto diversos métodos para la clasificación de las rocas carbonatadas, siendo el método ideado por Robert J. Dunham en 1962, el más ampliamente aceptado, ya que se centra en las características que controlan la porosidad y la permeabilidad, es decir, las relaciones que existen entre el grano de la matriz y el contenido de lodo, como lo ilustra la Figura

55 Figura La clasificación de los carbonatos ideada por Dunham en 1962, se basa en las características internas, tales como el contenido de lodo, que controlan la permeabilidad de la roca. Mudstone Los ambientes de baja energía en una secuencia de carbonato se caracterizan por mudstones ricos en cal con menos del 10% de granos de carbonato. Por lo general indican aguas tranquilas y la aparente inhibición de los organismos productores de granos. Wackestone Los wackestones se caracterizan por los granos de carbonato que flotan en una amplia matriz de lodo. Este tipo de roca se distingue de fangolitas por la proporción de granos de más de 10% del volumen total, los wackestones se encuentran típicamente en ambientes de baja energía tras un arrecife o en las partes más profundas de la plataforma carbonatada. Las distintas fracciones de lodo y de los granos pueden contener microporosidad y habitualmente indican aguas tranquilas y la restricción de los organismos productores de granos. En los casos en que los granos son excepcionalmente grandes, Embry y Klovan (1971) designan estos carbonatos como floatstones. Packstone El tipo de roca denominado packstone, también tienen una textura de soportada por los granos, pero la roca contiene grandes cantidades de lodo, por lo cual la porosidad inicial es menor que en los grainstones. Los packstones se encuentran típicamente en entornos de energía más bajos que los grainstones. Esta división es importante para entender la calidad del yacimiento debido a que el lodo se 49

56 conecta entre los espacios porosos. Los packstones indican una serie de propiedades de sedimentación. Dunham proporcionó varios escenarios para el origen de los packstones, como pueden ser: Producto de wackestones compactados. Resultado de la infiltración temprana o tardía de los sedimentos libres de lodo previamente depositados. Resultado de la prolífica producción de granos en aguas tranquilas. Registro de la mezcla por excavadores de distintas capas de sedimentos. Grainstone Los grainstones son carbonatos soportados por los granos que contienen menos del 10% de lodo de cal. Con muy poco lodo bloqueando el espacio poroso, a menudo los grainstones presentan una alta porosidad y permeabilidad en el momento de la deposición y después de la diagénesis. Tienen el potencial de convertirse en excelentes rocas del yacimiento. Los sistemas de poros son predominantes entre las partículas, pero la microporosidad está presente en los granos y en la fracción de lodo de algunos grainstones. Por lo general, se depositan en ambientes de moderada a alta energía, pero su significado hidráulico puede variar. Dunham provee de varias sugerencias para su origen, como son: Producción en alta energía, ambientes de grano productivo en el que el lodo no puede acumularse. Depositación por las corrientes que abandonan los granos y desvía el lodo a otra área. Producto del aventamiento de los sedimentos lodosos que previamente fueron depositados. Boundstone Los componentes de cualquier boundstone están orgánicamente unidos durante la deposición. Las algas y corales azul-verdes juegan un papel muy importante en este tipo de sedimentación carbonatada, produciendo carbonatos laminados y los arrecifes de coral, respectivamente. Los boundstones generalmente se depositan en ambientes de energía alta, donde las corrientes pueden proporcionar nutrientes a los organismos que forman el boundstone, así como eliminar los productos de desecho. Carbonatos cristalinos Los carbonatos cristalinos son las rocas carbonatadas que carecen de suficiente evidencia de la textura deposicional a clasificar, esto se debe a la amplia dolomitización que comúnmente destruye la textura original de deposición. 50

57 Clasificación de Choquette y Pray. La clasificación de Choquette y Pray es la clasificación más utilizada, su éxito se le atribuye al considerar los tipos de poros descriptivos, los cuales tienen la facilidad de establecer una relación con la textura de la roca, como se muestra en la Figura La clasificación considera quince tipos básicos de poro, sobre los cuales se establecen tres géneros de modificadores que permiten una caracterización más completa desde el punto de vista geométrico como desde el genético. Esta clasificación permite además considerar sistemas porosos que sean compuestos o gradacionales respecto a los tipos básicos de poro. Es así como se trata de una clasificación muy completa, detallada y precisa en cuanto a los tipos de poros, su origen y su evolución; por lo cual se requiere de un amplio conocimiento de los procesos sedimentológicos para ser aplicada de manera adecuada. Figura Clasificación de Choquette y Prayde los tipos de porosidad de los carbonatos, la cual cubre la gama completa de sedimentos, tejidos biogénicos y diagenéticos que se encuentran en las rocas no clásticas. Interpartícula Hace referencia a una porosidad primaria, selectiva de fábrica, que queda entre las partículas en el momento de la sedimentación. 51

58 Intrapartícula Es una porosidad primaria y selectiva de fábrica, constituida por los poros que contienen algunas partículas esqueléticas antes de la sedimentación. Por lo tanto, son poros primarios y pre-deposicionales. Intercristalinos Se refiere a una porosidad entre cristales, donde los poros pueden ser: Primarios-deposicionales. Diagenéticos. Móldica Es un tipo de porosidad secundaria y diagénetica producida por la disolución selectiva de determinados componentes como los granos esqueléticos, los granos no esqueléticos o los cristales. Estos poros tienen la característica de reproducir la morfología del componente original. Fenestral Son poros irregulares primarios, generalmente producidos por la expulsión de gas en el sedimento. Pueden presentar diversas morfologías, como las que se enlistan a continuación: Birdseye: con forma de ojo de pájaro por atrapamiento y escape de las burbujas del gas. Laminares: son poros delgados y alargados, paralelos a la estratificación y formados por descomposición de la materia orgánica atrapada en tapices microbiales, por ejemplo, los estromatolitos. Tubulares: son aquellos tubos verticales o subverticales y cilíndricos, formados por la perforación de organismos o raíces de plantas, sobre el sustrato carbonático. De protección. Se aplica a un tipo de porosidad interpartícula creada por el efecto de protección de partículas sedimentarias relativamente grandes que impiden el relleno de los poros que se encuentran debajo de ellas, por partículas clásticas finas. De construcción Son poros primarios generados por el crecimiento de una estructura bioconstruida. Los organismos bioconstructores pueden ser: corales, algas rojas, cianobacterias, entre otros. 52

59 Fractura Es la porosidad creada por procesos de fracturación, tanto de origen tectónico como de origen diagénetico. Canal Se refiere a la porosidad creada por el agrandamiento por disolución de una red de fracturas. Vúgulo Los vúgulos son cavidades irregulares y pequeñas, formadas por la disolución no selectiva. Caverna Los vúgulos pueden evolucionar a cavernas siempre y cuando la disolución avance con el tiempo. Brecha Es la porosidad que queda entre los clastos de una brecha, la cual se genera en las brechas de colapso formadas por la disolución de evaporitas asociadas a carbonatos. De perforación Porosidad creada en sustratos consolidados o componentes deposicionales carbonáticos por la perforación de determinados organismos, como las algas, los hongos, las esponjas, los moluscos, entre otros. De removilización Es un tipo de porosidad que se crea en los sedimentos carbonáticos los cuales se encuentran no consolidados por la acción bioturbadora de ciertos organismos, por ejemplo, los moluscos, los poliquetos, etcétera. De retracción Es una porosidad que se desarrolla en lodos carbonáticos supramareales como consecuencia del progreso que existe de grietas de desecación Microporosidad. Por muchos años la microporosidad ha sido una característica reconocida de los yacimientos de carbonatos, ya que los sistemas de poros dominados por poros muy pequeños pueden contener grandes cantidades de petróleo y gas, pero su comportamiento es muy diferente a los sistemas de macroporos y mesoporos. Los diferentes programas experimentales para evaluar la microporosidad utilizando la 53

60 roca del yacimiento consumen mucho tiempo y por lo general consiste simplemente en un microscopio electrónico de barrido, el realiza la inspección de pequeñas muestras puntuales con poco énfasis en cómo las distribuciones de porosidad cambian a través de la secuencia. La herramienta CMR ofrece una manera rentable de acelerar el proceso de definición de la microporosidad, como se muestra en la Figura 3.2.1, y la saturación de agua irreducible, mientras que proporciona las distribuciones del tamaño de poro semicuantitativas. Figura La microporosidad en un yacimiento de carbonatos. Si estos poros contienen agua, los Registros Geofísicos de pozos podrían indicar una saturación de agua demasiado alta para la producción de petróleo, mientras que las técnicas de Resonancia Magnética Nuclear pueden caracterizar estos poros de forma rápida y eficiente. Las rocas más jóvenes tienen más microporosidad que sus contrapartes más viejas. Cuando el sedimento es depositado, los poros intergranulares son casi siempre considerablemente pequeños, en promedio, en comparación con las partículas de la roca. El entierro empeora la situación, como la compactación y la cementación se combinan para reducir el tamaño de los poros, como lo muestra la Figura Si no se produce la fase principal de la cementación, los poros intergranulares de carbonato generalmente permanecen bien conectados hasta que los efectos de la solución de presión a gran profundidad los cierra completamente. 54

61 Figura Después de la deposición, los sedimentos se compactan entre partículas que reducen el espacio de los poros. Los efectos de la cementación también reducen la porosidad entre las partículas así como material de la solución que se deposita alrededor de los granos, el fracturamiento y la filtración de cemento o de los granos aumentarán. Los poros de intrapartícula son generalmente independientes del sistema de porosidad efectiva y se pueden conservar a mayores profundidades. También son muy variables, ya que su tamaño máximo está limitado sólo por las dimensiones de los granos de la roca, es decir que la porosidad intraparticular puede ocurrir como los poros pequeños dentro de una partícula de roca o como una extensión microporosidad a lo largo de un grano, como lo muestra la Figura 3.2.3, en donde la gama de tamaños de poro y la distribución de la porosidad a través de la matriz y los granos en rocas carbonatadas hace que la determinación de la porosidad efectiva sea muy difícil. En dicho ejemplo, los microporos están distribuidos por toda la roca, aunque el agua que contienen no fluirá, se hará constar en los registros y puede dar lugar a las decisiones de evaluación de formaciones, terminando de forma errónea. 55

62 Figura Tamaños de los poros y la distribución de la porosidad a través de la matriz y los granos en rocas carbonatadas. De acuerdo al sistema de clasificación de los carbonatos ideado por Choquette y Pray, los microporos son aquéllos con diámetros por debajo de 1/16milímetros mientras que un poro que posee un diámetro superior a los 4 milímetros es considerado un megaporo, como se ilustra en la Figura Los diámetros de los poros pueden ser difíciles de visualizar, por lo que para realizar una comparación de tamaño relativo es de gran utilidad agrandar los poros. Los microporos se pasan por alto con frecuencia en los núcleos y en los cortes, lo que puede ocasionar efectos perjudiciales sobre los planes de producción y desarrollo del campo. La microporosidad también puede dar lugar a obstáculos y/o deflectores para el flujo del fluido, en las técnicas convencionales de aprovechamiento de la microporosidad no se llega a distinguir otros tipos de porosidad. Los microporos por lo general están llenos de agua, por lo tanto en ocasiones los registros pueden indicar que algunas zonas del yacimiento no son adecuadas para la producción ya que contienen mucha agua, sin embargo, el agua que se encuentra en los microporos es a menudo agua irreducible que no se puede producir, por lo que la zona sería adecuada para la finalización y la producción de aceite seco. 56

63 Figura Si un megaporo de 4mm se amplía de acuerdo al tamaño de un aro de baloncesto, un microporo, después de la misma ampliación será del tamaño del ojo de una aguja. El contenido de fluido de los carbonatos está estrechamente relacionado con la distribución de los poros. Por lo tanto, es conveniente clasificarlos espacios porosos de los carbonatos de acuerdo al comportamiento de los fluidos que contienen, teniendo dentro de esta clasificación a: Los macroporos, los cuales están fácilmente llenos de aceite por encima del nivel de agua libre. Los microporos, quienes también proporcionan un camino continuo para el registro y conservan el agua después de la migración de aceite en el yacimiento. Pueden existir microporos dentro y sobre la superficie de los granos de micrita incluso cuando la saturación de agua en los poros es baja. Los mesoporos, son los que se encuentra en el rango de tamaño que existe entre los microporos y los macroporos, contienen aceite o en su defecto agua dependiendo del espesor de la columna de aceite y de la presión capilar que actúa para eliminar el agua de los poros Uso de la Resonancia Magnética Nuclear en los carbonatos. Los yacimientos carbonatados por lo general proporcionan una serie de retos, ya que continuamente, los geocientíficos se encuentran consecutivamente con las diferentes relaciones complejas que existen entre la permeabilidad, el volumen de 57

64 agua irreducible, la saturación de petróleo residual, la humectación y por supuesto con la capilaridad. Sin embargo, dentro de todas estas relaciones, existe una dependencia del tamaño de garganta del poro en la roca del yacimiento. La medición CMR puede ayudar a las diferentes disciplinas y, cuando se es usada en combinación con las mediciones existentes, proporciona una nueva perspectiva sobre los yacimientos carbonatados Porosidad. Una de las salidas que más beneficio proporciona a la interpretación de los carbonatos con la Resonancia Magnética Nuclear es la porosidad efectiva independiente de la litología, pues esta medición complementa los registros de densidad de neutrón, donde la densidad de la matriz es incierta o donde la porosidad de neutrón es abrumada por loes efectos ambientales. La porosidad total de Resonancia Magnética Nuclear en los carbonatos simples es favorablemente comparada con otras herramientas de porosidad, mientras que la capacidad que tienen los diferentes métodos de Resonancia Magnética Nuclear para detectar los fluidos libres y para medir la porosidad dichos fluidos, puede añadir mucho a la comprensión de los carbonatos complejos. La subdivisión de la porosidad de Resonancia Magnética Nuclear en agua ligada a las arcillas, fluido ligado a los capilares y fluido libre es la base de muchos de los métodos de interpretación. El agua ligada a las arcillas es excluida de la porosidad de Resonancia Magnética Nuclear en el extremo bajo de la distribución T 2, esto se debe a las limitaciones por parte de la herramienta, en el caso de la herramienta CMR-200 es debido a un corte de T 2. Con la porosidad de las arcillas representada, la saturación y la permeabilidad pueden ser evaluadas. Por otro lado, los registros convencionales son incapaces de predecir la productividad de la zona, y sólo con las técnicas de Resonancia Magnética Nuclear se pueden identificar los mejores intervalos para la perforación. Las facies carbonatadas pueden ser identificadas y clasificadas por el tipo y el tamaño de la porosidad, así como por la composición del grano, de esta manera la herramienta CMR proporciona la información adecuada respecto a los sistemas de poros existentes en los carbonatos y por consiguiente, esto podría ayudar a identificar las facies carbonatadas provenientes de los registros Permeabilidad. La permeabilidad del yacimiento se rige por la caída de la presión a través de gargantas de poros así como los fluidos fluyen a través de ellas. Por lo tanto, la permeabilidad se controla por el tamaño de las gargantas de poros de los 58

65 yacimientos, siendo de esta manera una variable que se puede inferir de la medición de Resonancia Magnética Nuclear del tamaño del cuerpo de los poros. El registro de permeabilidad es otro de los beneficios más importantes de las mediciones confiables realizadas con la Resonancia Magnética Nuclear, ya que dicha permeabilidad se basa en la existencia de una relación definida adecuadamente entre el tamaño del cuerpo del poro y el diámetro de la garganta del poro, como se muestra en la Figura Por desgracia, esta relación es menos predecible en carbonatos que en rocas siliciclásticas. Figura La permeabilidad se basa en la relación existente entre el diámetro de la garganta del poro y el tamaño del cuerpo de éste mismo Dos relaciones se pueden utilizar para convertir del tiempo de relajación CMR a la permeabilidad. Una de ellas es la relación Schlumberger-Doll Research (SDR), la cual se enlista a continuación: k SDR = A(ɸ CMR ) 4 (T 2media log ) 2 Y por otro lado, el método de Timur (BWP), el cual se basa en el volumen de agua irreducible y es enlistado de la siguiente manera: k BWP = A(ɸ DN ) 4 [(ɸ DN -B Virr )/B Virr] ] 2 Donde k BWP es la permeabilidad del volumen de agua, ɸ CMR es la porosidad CMR, ɸ DN es la porosidad de neutrón-densidad y B Virr es el volumen de agua irreducible. Cada método requiere una calibración diferente, denominado por la constante "A", que se puede determinar gráficamente a partir de los datos experimentales, como se muestra en la Figura , y de la porosidad de la formación. En la relación SDR los carbonatos por lo general tienen un valor menor que 0.1para A, mientras que en las areniscas el valor de A es generalmente alrededor de 4. Esta diferencia se debe a la capacidad de relajación de superficie, la cual es inferior en los carbonatos en comparación con las areniscas, sin embargo, también puede 59

66 reflejar las diferencias en el fluido humectante que afecta a la relajación en la superficie del grano. Figura Gráfica utilizada para la determinación de la constante A para la relación SDR, donde A es determinada del gradiente de la línea de mejor ajuste. Un método similar puede ser usado para la relación BWP. Las funciones de media log T 2 o del volumen irreducible de agua B Virr están relacionadas con la distribución del tamaño de los poros y por lo tanto, con la permeabilidad Modelo de inversión. Un modelo es conocido como una abstracción teórica del mundo real, por lo cual tiene dos funciones esenciales: Reducir la complejidad, para permitirnos ver las características que poseen gran importancia detrás de un proceso, por lo cual se ignorarán los detalles con menor importancia, que de alguna manera hacen el análisis inútilmente laborioso. Realizar una serie de predicciones de manera específica, las cuales se pueden demostrar como falsas mediante observaciones o experimentos. Es así, como los modelos dirigen los modelos empíricos en una o en otra dirección, sugiriendo de alguna manera que información es más útil y por lo tato necesaria de conseguir. 60

67 Existen diversos tipos de modelos, esencialmente el utilizado en este trabajo de tesis, es un modelo analítico, el cual se conoce por definir un sistema de ecuaciones que pueden resolverse para diversos valores de las variables introducidas y de esta manera, predecir el comportamiento del sistema. Todos los modelos parten de una serie de supuestos, ya sean de manera explícita o implícita, lo cual debe simplificar el sistema. Dichos supuestos se establecen para hacer el modelo accesible desde un punto de vista matemático o computacional, de manera especial en el caso del modelo analítico, facilitando la comprensión del modelo Problema inverso. El problema inverso consiste en encontrar una magnitud, distribución y posición de los parámetros físicos presenten en el subsuelo, y que reproduzcan los datos observados con un nivel de error mínimo y adecuado. Es así, como en el caso de la inversión de datos geofísicos, se deben determinar un número finito de parámetros para definir un modelo, lo cual, resulta ser un método adecuado para inferir las propiedades físicas que son desconocidas a partir de las diversas mediciones. Sin embargo, en la mayoría de los casos el problema inverso resulta en mayor dificultad, esto se debe a algunas características, enlistadas a continuación: Existencia. Generalmente no existe un modelo que ajuste los datos de manera exacta. Esto puede ocurrir en la práctica debido a que el modelo matemático del sistema físico es aproximado o porque los datos contienen ruido. Unicidad. Si en nuestro modelo existieran soluciones exactas, éstas pueden no ser únicas, aún para un número infinito de datos. Inestabilidad. El proceso de encontrar la solución a un problema inverso frecuentemente es extremadamente inestable, esto significa que un pequeño cambio en la medición provoca un cambio grande en la solución Inversión CMR La comprensión del sistema de poros es una de las características esenciales para modelar y predecir las propiedades y el rendimiento de los yacimientos de hidrocarburos. Los carbonatos nos presentan un ejemplo del sistema de poros que 61

68 es considerado por ser difícil de entender, pues en este tipo de rocas se encuentran diversos subsistemas de poros en diferentes proporciones, lo que conduce a que la conectividad que existe en los poros sea muy variable y en consecuencia la permeabilidad también, de modo que la presencia de varios fluidos añade una complicación extra. La Resonancia Magnética Nuclear es actualmente una medida primaria para explicar la complejidad que existe en los carbonatos y para separar los distintos subsistemas de poros, de modo que los métodos de partición de los poros, actualmente se basan en los cutoffs de la distribución de T 2 invertida. El modelo de inversión utilizado en este trabajo de tesis fue presentado por Georgiy Bordakov, David Allen y Steve Crary, en cual consiste en una serie de pasos los cuales se ilustran en la Figura , la cual se muestra a continuación. Figura Modelo de inversión CMR postulado por Georgiy Bordakov, David Allen y Steve Crary. 62

69 El modelo de inversión propuesto por Georgiy Bordakov, David Allen y Steve Crary simula a un método de inversión de Monte Carlo el cual es conocido por ser un método para el muestreo de un espacio de parámetros de diversas variables, las cuales representan una serie de incógnitas, que se rigen por las reglas probabilísticas, de modo que la importancia de dicho método radica en la existencia de diferentes problemas que tienen difícil solución por métodos de exclusividad analítica o numérica, pero que de cierto modo dependen de factores aleatorios o pueden asociarse a un modelo probabilístico artificial. Población de los modelos petrofísicos. Esta parte del proceso de inversión hace referencia a la creación de un modelo sintético el cual junto con nuestros datos de medición reales será utilizado para realizar el ajuste de mínimos cuadrados, por derechos de confidencialidad de los autores, se desconocen las propiedades utilizadas para la implementación de dicho modelo sintético. Corrección por polarización. En los capítulos anteriores, se dejó claro que los núcleos de hidrógeno se alinean, es decir se polarizan, en dirección del campo magnético estático durante el tiempo de espera que existe en el ciclo de medición; pero debido al momento angular, dicha alineación no puede producirse instantáneamente, por el contrario, crecerá con una constante de tiempo llamado tiempo de relajación longitudinal T 1. Un tiempo ideal de espera oscila entre los 5 y los 10 segundos, de modo que se permita la polarización completa de los núcleos de hidrógeno, donde los tiempos de espera más cortos darán lugar a una seña reducida, interpretándose como núcleos que no son polarizados y por ende no contribuyen a la amplitud de los ecos de espín, consecuentemente este tipo de respuesta da lugar a valores de baja porosidad y T 2. Desafortunadamente, los tiempos de de espera ideales mencionados anteriormente, son poco prácticos para el registro de la profundidad, ya que la herramienta generaría mucho movimiento a lo largo de dicho intervalo de tiempo. Por lo cual, los tiempos de espera más cortos son usados en la práctica y enseguida es aplicada una corrección para la polarización que se encuentra incompleta. La metodología de la corrección de polarización se encuentra basada en los resultados de las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear de laboratorio realizadas sobre muestras de núcleo, estas mediciones se encargan de mostrar que T 1 y T 2 se encuentran relacionados en las rocas, de manera que T 1 y T 2 son proporcionales al tamaño de los poros. Para las distintas mediciones CMR que fueron adquiridas con un único tiempo de espera, la corrección de polarización se 63

70 determina a partir de la distribución T 2 medida y de un valor de entrada de la relación T 1 /T 2, donde ambos se utilizan para estimar la distribución T 1, que a su vez es de gran utilidad para la corrección de las amplitudes de la señal. Se debe tener en cuenta que la corrección de polarización es necesaria para la porosidad de fluido libre, pero no para la porosidad de fluido ligado, ya que el fluido tiene una distribución T 1 corta y por lo tanto, polariza en una fracción de segundo. Por otro lado, durante el registro, la porosidad de fluido libre se calcula con y sin la corrección de polarización, de manera que la corrección de polarización para el fluido libre se define como: ( ) Donde ɸ FF es la porosidad de fluido libre de la polarización corregida y ɸ FF,UNC es el valor sin corregir. Es indispensable saber que la corrección de polarización es una aproximación, puesto que la relación T 1 /T 2 real es en ocasiones diferente que el valor de entrada, además, que probablemente la relación varíe continuamente con la profundidad. De esta manera, los tiempos de espera deben ser lo suficientemente largos para minimizar la magnitud de la corrección, pues con el objetivo de generar registros razonablemente precisos, la corrección debe ser menor a 1.10 en las zonas de interés. Transformada de Laplace La transformada de Laplace es un operador lineal de mucha utilidad para la resolución de de las ecuaciones diferenciales. El operador de Laplace se denota por, y como operador, actúa sobre una función f, de manera que devuelve una función. La transformada de Laplace de una función es una función de una variable real s dada por: ( ) La cual está definida para todo donde la integral tenga sentido. El papel que juega la transformada de Laplace en el proceso de inversión es de transformar la señal recibida que se encuentra en función del tiempo en una distribución de amplitudes, como se muestra en la Figura

71 Figura Transformación de la señal en función del tiempo en una señal de amplitudes, auxiliándose de la transformada de Laplace. Apilamiento de ecos y corrección de velocidad con el software de procesamiento CMR existente. En las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear se requiere del apilamiento de los datos por un promedio vertical para obtener los registros con una precisión aceptable. Este apartado del proceso de inversión nos ilustra acerca del procesamiento de las mediciones, es decir los ecos, que fueron tomados por la herramienta, en el software correspondiente, para este trabajo de tesis el software auxiliar usado fue Techlog. Ajuste de mínimos cuadrados. Actualmente se han desarrollado innumerables aplicaciones basadas en la minimización de una norma cuadrática en diversos campos que tienen relación con el procesamiento de datos estadísticos o experimentales. Las principales aplicaciones se agrupan en la aproximación de funciones y en la estimación de parámetros. El ajuste de mínimos cuadrados en el proceso de inversión se lleva a cabo bajo el criterio de la siguiente ecuación: ( ) Donde la variable m representa la señal medida y la multiplicación de los factores de K y a ilustra la señal que viene dada de una distribución T 2 comercial, como se muestra en la Figura

72 Figura Variables de la ecuación de minimización cuadrática. Donde K está dada por la ecuación que se muestra a continuación, la cual tiene relación con el espacio entre ecos, TE, y con la distribución T 2. ( ) Por otro lado, el factor a viene de la ecuación: ( ) En donde representa a las amplitudes gausianas, son las medias gausianas y por último nos indica las desviaciones gausianas. Esta sección muestra de manera general, la matemática que se realiza en el ajuste de mínimos cuadrados, la cual fue propuesta y desarrollada por los autores del modelo de inversión utilizado en este trabajo. Test de ajuste. El test de ajuste se encarga de describir cuán bien se ajusta un conjunto de observaciones, de manera general resume la diferencia que existe entre los valores observados y los valores esperados en el modelo, por lo tanto, permite probar el ajuste de los resultados a una distribución teórica sujeta a un error. 66

73 Mutación Este proceso es aplicado cuando los valores obtenidos después del test de ajuste no satisfacen el criterio necesario para tener los valores óptimos. La mutación suele ser en promedio, beneficiosa ya que contribuye a la diversidad genética de la población. Por lo tanto, la mutación consiste en modificar ciertos genes de forma aleatoria atendiendo a la probabilidad de la mutación establecida con anterioridad. En ocasiones cuando se abusa del proceso de mutación, se cae en el uso del algoritmo genético como una simple búsqueda aleatoria. En el caso de una mutación numérica, la mutación conste en sustituir un número por otro o intercambiar un número por otro que está en otra posición del cromosoma. En general, la mutación es el cambio de un alelo a otro nuevo o diferente, y desde el punto de vista poblacional, las mutaciones introducen nuevas variantes génicas en una población. La Figura ilustra el proceso de mutación. Figura El proceso de mutación, con una población inicial y con una población en la cual fueron modificados ciertos genes para una mejor optimización. Parámetros e incertidumbres de cálculos basados en la población Se refiere a los parámetros finales después de que fue aplicado el modelo de inversión con la minimización cuadrática adecuada y con una optimización que satisfaga los resultados finales, para la finalización del modelo de inversión, existe un criterio a cumplir el cual se ilustra en la Figura , donde se indica que porcentaje debe cumplirse dentro de una distribución de manera que se obtengan 67

74 los mejores valores de las diferentes propiedades, los cuales beneficiarán a la interpretación del registro de Resonancia Magnética Nuclear. Figura Criterio a tomar para finalizar el proceso de inversión. 68

75 CAPÍTULO IV- RESULTADOS En el presente capítulo se mostrarán los diferentes resultados logrados a partir de los diversos Registros Geofísicos obtenidos en el software de procesamiento Techlog, en dichos resultados se ilustran tanto la interpretación del Registro de Resonancia Magnética Nuclear de manera sencilla, así como la comparación que se obtiene cuando se lleva a cabo la aplicación del modelo de inversión, dichos procesos fueron realizados tanto en areniscas como en los carbonatos, como se muestra a continuación Arenas. Para el caso de las areniscas, se evaluaron dos pozos diferentes, conocidos como Arenas-1 y Arenas-2. Primeramente será explicada la interpretación del Registro Geofísico de Resonancia Magnética Nuclear para enseguida realizar la definición del Registro con la herramienta CMR, en la cual es utilizado el criterio de un modelo de inversión. Arenas-1, RMN. En el pozo Arenas-1, la zona de mayor interés para la intepretación de las diferentes propiedades, fue denominada como Zona 1; para la identificación de dicha zona se utilizaron los Registros Geofísicos de Rayos Gamma y los Registros Geofísicos de resistividad, siendo los segundos señalados como RM, RS y RP, lo cual hace referencia a la profundidad, de modo que RM es resistividad media, RS la resistividad somera y RP la resistividad profunda. Respecto a los Registros Geofísicos obtenidos a partir de la Resonancia Magnética Nuclear, se obtuviero tanto el de fluido ligado como el de fluido libre, diferenciando que parte de cada fluido pertenece a la porosidad total como se muestra en el quinto carril de la Figura 4.1.1, donde la parte color café es el volumen de fluido ligado (BFV) encontrado en la zona de interés, por el contrario el color azul ilustra el volumen de fluido libre (FFV). De este modo se cumple con una de las aplicaciones de la Resonancia Magnética Nuclear. Por otro lado, dicha herramienta también fue de utilidad para identificar que parte del volumen de porosidad total (POR_NMR) pertenecía a la porosidad efectiva (PORE_NMR) como lo indica el carril número seis, con lo podemos intuir que tenemos una porosidad media. Otra de las diversas aplicaciones de la RMN radica en la identificación del volumen total de agua (TBW) dentro del cual se puede señalar que parte de dicho volumen de agua se encuentra ligado a las arcillas (CBW), por lo tanto, del volumen total de agua (TBW) encontrado en la zona de interés aproximadamente el 50% pertenece a agua ligada a las arcillas (CBW). 69

76 Figura Registro de Resonancia Magnética Nuclear perteneciente al pozo Arenas-1. 70

77 Respecto a la permeabilidad, la herramienta RMN identifica la permeabilidad en base a la ecuación de SchlumbergerDoll- Research (PERM_SDR) y a la ecuación de Timur-Coates (PERM_COATES), que como muestra el octavo carril, existe una mínima variación de una respecto a la otra. Los últimos dos carriles nos ilustran la distribución T 2, en el primer carril de estos dos últimos, se observa la media T 2 y en el carril posterior se obtuvo la distribución T 2 con la línea de corte que se aplica a las arenas, la cual es de aproximadamente 33. Arenas-1, CMR. La interpretación del Registro Geofísico utilizando la herramienta CMR radica en la implementación del modelo de inversión, por lo cual existen grandes diferencias notables en comparación con una interpretación de manera sencilla, ya que dicho Registro nos ayuda a identificar no solo el volumen de fluido libre (FFV) o fluido ligado (BFV) que existe en la formación, sino que obtenemos la ventaja de identificar que volumen pertenece a hidrocarburos (HYDROCARBON) señalado de color verde, o a gas (GAS) ilustrado con color rojo, de la porosidad total existente, como se observa en el carril número cinco de la Figura 4.1.2, es importante señalar que en este caso, es decir, con el modelo de inversión, la porosidad experimenta un reajuste, de manera que después de dicho reajuste, se identifica como Porosidad RMN (MRP), lo cual nos ayuda a obtener mejores resultados, siendo de este modo más confiables. Por otro lado, los Registros Convencionales utilizados, como el de Rayos Gamma y los resistivos, son iguales a los que se utilizaron en la interpretación anterior (RMN), de modo que no cambia u ocasiona alguna variación. Otra de las ventajas que trae el modelo de inversión es la identificación del volumen de saturación de agua proveniente de la presión de los capilares. En cuanto a la permeabilidad, nuevamente son utilizadas las ecuaciones de Schlumberger-DollResearch (KSDR_CMR) y la ecuación de Timur-Coates (KTIM_CMR), como se sabe, existe una relación entre la porosidad y la permeabilidad, por lo tanto, ya que la porosidad sufre un reajuste, la permeabilidad también lo experimenta, de este modo en dichos valores también se obtienen mejor resultados en comparación a los del primer análisis. Los últimos carriles de esta interpretación, nos ilustran la distribución T 2 incluyendo la difusión, lo que diferencia una de la otra es que la segunda de estas dos pertenece a las sub-mediciones. Definitivamente la integración de los resultados de los análisis de núcleos calibraría estos resultados y proporcionaría un mejor medio para propagar el modelo de interpretación hacia otros pozos que no tengan Resonancia Magnética Nuclear. 71

78 Figura Registro de Resonancia Magnética Nuclear aplicando el criterio del modelo de inversión perteneciente al pozo Arenas-1. 72

79 Arenas-2, RMN. Para el análisis del segundo pozo de arenas, señalado como Arenas-2, debido a su profundidad se identificaron dos zonas de interés en donde predominaban las areniscas, dichas zonas se determinaron en base al Registro de Rayos Gamma y a los registros de resistividad, lo cuales son señalados como AT20, AT60 y AT90, haciendo referencia a la profundidad, siendo AT20 el de la resistividad somera, AT60 resistividad media y AT90 el de resistividad profunda, de nuestras diferentes resistividades es interesante que predominan valores bajos, como se ilustra en el carril número cuatro de la Figura Similar al análisis realizado en el pozo Arenas-1, se obtuvo el volumen perteneciente a la porosidad efectiva (PORE_NMR) dentro de la porosidad total (POR_NMR), la diferencia radica en el volumen de la porosidad, lo cual nos indica un valor de porosidad alta, mostrado en el quinto carril de la que fue denominada la primera zona de interés, la cual se encuentra totalmente ilustrada en la Figura Por otro lado, debido al alto volumen de porosidad tenemos un alto volumen de fluido ligado (TBW) y dentro de este un alto volumen de fluido ligado a las arcillas (CBW), uno de los factores de interés dentro de este análisis sencillo es la poca coincidencia que existe entre la porosidad total del quinto carril y la del séptimo carril, cuando deberían ser iguales, por lo cual es notorio que los valores antes de la interpretación son determinantes. De igual manera fue analizada la permeabilidad con la ecuación de SchlumbergerDoll-Research (PERM_SDR) y la de Timur-Coates (PERM_COATES), las cuales de acuerdo a la relación existente con la porosidad también presentan valores altos, por último se tienen los dos carriles de la distribución T 2, diferenciándose por la media logarítmica T 2. Respecto a la segunda zona de interés identificada en este pozo, la cual se ilustra en la Figura 4.1.4, el análisis fue casi idéntico al de la primera zona, pero una de las diferencias se encuentra en el volumen de porosidad el cual es menor que el de la zona-1, de modo que el volumen de la zona-2 se encuentra en un rango de porosidad media, identificando de igual manera la porosidad efectiva (PORE_NMR) dentro de la porosidad total (POR_NMR). Los valores de las permeabilidades siguen en relación a la porosidad, por lo cual también presentan valores menores a los de la zona anterior. En cuanto a la distribución T 2 existen amplitudes más pequeñas. 73

80 Figura Registro de Resonancia Magnética Nuclear perteneciente a la zona de interés-1 del pozo Arenas-2 74

81 Figura Registro de Resonancia Magnética Nuclear perteneciente a la zona de interés-2 del pozo Arenas-2. 75

82 Arenas-2, CMR. En el caso del segundo pozo, es decir, Arenas-2, aplicando el criterio del modelo de inversión, tuvo resultados muy contrastantes en comparación con el análisis realizado en caso de RMN en este mismo pozo, ya que además de tener resultados sobresalientes, se pueden apreciar mejor los diferentes fluidos que se encuentran presentes en la formación, como se ilustra en la Figura 4.1.5, la cual pertenece a la primera zona de interés, del pozo. En esta formación a pesar de las bajas resistividades que se tienen, se obtuvieron mayores volúmenes de hidrocarburos, en comparación con los volúmenes que se obtuvieron en el pozo Arenas-1 y Carbonatos-1, esto es debido a la gran cantidad de volumen de fluido ligado (BFV) como se muestra en el quinto carril de la Figura Por otro lado, gracias al gran volumen de porosidad total reajustada debido al modelo de inversión (MRP_CMR) se tiene más volumen de gas (GAS) el cual se distingue con el color rojo y de hidrocarburos (HIDROCARBUROS) señalados con el color verde, mientras tanto por la relación que conocemos y hemos mencionado entre la porosidad y la permeabilidad, el carril número seis nos señala los valores altos de permeabilidad que fueron obtenidos una vez más a través de las ecuaciones correspondientes, como son la de SchlumbergerDoll-Research (KSDR) y Timur-Coates (KTIM_CMR), por tanto si observamos la curva de la porosidad total y las curvas de las permeabilidades, notamos que si es cumplida la relación. En el séptimo carril tenemos la saturación de agua proveniente de la presión capilar, la cual presenta una similitud al fluido libre (FFV) del carril número cinco. Es importante hacer notable que en este caso, donde se utiliza el modelo de inversión, la porosidad reajustada (MRP_CMR) y la suma que se realizó para hacer una comparación entre los volúmenes de fluido sí coincidieron exactamente, de modo que se evitó caer en el caso anterior donde se realizó el análisis sencillo RMN y dichas curvas no tenían similitud. Esto se puede comprobar en el cuarto carril de ambas zonas como se observa en la Figura y Para la segunda zona de interés en este pozo, la cual se muestra en la Figura 4.1.6, se obtuvo mayor volumen de fluido ligado (BFV) resaltado con el color café, y en consecuencia el volumen de gas (GAS) disminuye y de igual manera el de los hidrocarburos (HIDROCARBUROS). En este caso también predominan las porosidades altas por lo cual se verifica la relación con la permeabilidad, siendo notables pequeñas variaciones entre las diferentes permeabilidades obtenidas en base a las dos ecuaciones que se han utilizado a lo largo de este análisis, mostrando mayores valores la permeabilidad de Timur-Coates (KTIM_CMR). 76

83 Figura Registro de Resonancia Magnética Nuclear aplicando el criterio del modelo de inversión en la zona-1 perteneciente al pozo Arenas-2. 77

84 Figura Registro de Resonancia Magnética Nuclear aplicando el criterio del modelo de inversión en la zona-2 perteneciente al pozo Arenas-2. 78

85 Una de las causas puede ser que esta ecuación utiliza el volumen de fluido ligado (BFV) el cual es notablemente mayor como se mencionó con anterioridad. En cuanto a las distribuciones T 2, observamos amplitudes grandes ya que como sabemos el área bajo la distribución de T 2 es igual a la porosidad total, por lo tanto las grandes amplitudes corresponden a los valores altos en los volúmenes de porosidad, la calibración de este análisis utilizando datos de núcleos es muy importante para validar los resultados obtenidos Carbonatos. Como parte de los resultados también se llevó a cabo un análisis en los carbonatos, donde se pudieron observar diferentes secuelas entre las dos pruebas realizadas, la que utiliza la herramienta de Resonancia Magnética Nuclear de manera sencilla y la que utiliza la herramienta CMR donde se aplica el modelo de inversión. Es importante señalar que los carbonatos son un tipo de roca difícil de explorar, por lo que encontrar un pozo con este tipo de roca, también resulto una tarea complicada, es por ello que solo pudo obtenerse un ejemplo para este trabajo de tesis. El pozo obtenido fue nombrado Carbonatos-1 para el trabajo de investigación, para señalar la zona de interés a estudiar se utilizaron diferentes Registros Geofísicos, principalmente el de Rayos Gamma, Densidad volumétrica y Porosidad neutrón, los cuales nos ayudaron a distinguir que zona del pozo contenía menor volumen de arcilla y por consiguiente poder distinguir los carbonatos, de igual modo para este último paso fue necesario auxiliarse de una gráfica crossplot entre la densidad de la matriz (RHOM) y la porosidad de neutrón (TNPH), como lo indica la Figura 4.2.1, donde de manera evidente se pueden distinguir los carbonatos entre las arenas y las arcillas, los carbonatos predominan en forma de puntos de color azul oscuro. Una vez identificada la zona de interés, se procedió a realizar las pruebas necesarias para este pozo. Carbonatos-1, RMN. Para el pozo Carbonatos-1 como en el caso de las arenas, primero se realizó la prueba RMN, donde se utilizaron los Registros Geofísicos convencionales de Rayos Gamma y de Resistividad, estos últimos identificados como AT20 y AT90, para el caso de la porosidad se obtuvieron los Registros de porosidad total (POR_NMR) y la porosidad efectiva (PORE_NMR) las cuales presentan valores bajos, por lo tanto podemos decir que se trata de carbonatos de baja porosidad, lo 79

86 cual se puede corroborar en el quinto carril de la Figura 4.2.2, donde en el carril siguiente tenemos ilustrado el volumen de fluido ligado (BFV/Bound Fluid) de color café y el de fluido libre (FFV/Free Fluid) de color azul, señalando la abundancia de fluido ligado en la formación y teniendo una cantidad mínima de fluido libre, es indispensable señalar que los volúmenes de estos fluidos si coinciden con el volumen de la porosidad total (TCMR). Debido al bajo índice de volumen de fluido libre, en el carril número siete se observa el volumen total de agua (TBW_NMR) el cual es pequeño y el volumen de agua ligada a las arcillas (CBW_NMR) es mucho menor. Puesto que como hemos mencionado a lo largo de todos los análisis, la permeabilidad tiene una estrecha relación con la porosidad, por consiguiente, las permeabilidades obtenidas en base a las dos relaciones, es decir, la de Schlumberger Doll-Research (PERM_SDR_NMR) y la de Timur-Coates (PERM_COATES_NMR) presentan valores bajos. Como consecuencia de las bajas porosidades las amplitudes de esta formación era un poco difíciles de distinguir por lo que se tuvo que modificar para tener una mejor apreciación de la distribución T 2 en los carbonatos. Figura Crossplot densidad de la matriz (RHOM) versus porosidad de neutrón (TNPH) para identificar los carbonatos. 80

87 Figura Registro de Resonancia Magnética Nuclear perteneciente al pozo Carbonatos-1. 81

88 Carbonatos-1, CMR. Para el último análisis que se llevo a cabo, el cual consistió en la implementanción del criterio del modelo de inversión en los carbonatos, se obtuvieron resultados significativos. Como en todos los casos, se auxilió de los Registros de Rayos Gamma y de Resistividad, donde estos últimos presentan resistividades que son consecuencia del agua ligada y la presencia de hidrocarburos, ya que como en casos anteriores con la implementación del modelo de inversión se pueden distinguir los diferentes tipos de fluidos presentes. Para este caso, se utiliza el volumen de porosidad total reajustada (MRP_CMR), dicho volumen esta compuesto por fluido libre (FFV_CMR) de color azul, pero con mayor presencia de fluido ligado (BFV_CMR) con color café, de igual modo existe la presencia de hidrocarburos (HYDROCARBON) la cual es muy inferior si se compara con la que se obtuvo en las arenas, para la zona de carbonatos no se tuvo la presencia de gas, sin embargo, en este pozo si existía gas pero en zonas donde el tipo de roca de estudio no era predominante. Para el caso de las permeabilidades se utilizaron las dos relaciones, pero en el caso de la relación de Schulumberger Doll- Research, se utilizó una ecuación que es exclusiva para carbonatos, obteniendo de este modo la curva KSDR_CMR_WC la cual tiene pequeñas variaciones en comparación a la permeabilidad derivada de la ecuación Timur-Coates (KTIM_CMR), por lo tanto, ya que tenemos bajas porosidades y que la respuesta de la permeabilidad SDR es menor que la de Timur, se puede decir que si es conveniente utilizar la ecuación de los carbonatos cuando se trata de este tipo de roca. En cuanto a la saturación de agua (SW_CMR) presenta índices muy altos ilustrados en el carril número ocho, para las distribuciones T 2, también se realizó un ajuste para tener una mejor distinción de las amplitudes ya que anteriormente no se podía apreciar debido a las bajas amplitudes lo que responde a la porosidad, puesto que sabemos que el volumen que se encuentra debajo de la amplitud, pertenece a la porosidad total. Todo esto se resumen en la Figura 4.2.3, la cual ilustra todos los Registros mencionados utilizando el análisis CMR. 82

89 Figura Registro de Resonancia Magnética Nuclear aplicando el criterio del modelo de inversión perteneciente al pozo Carbonatos-1. 83