-Tamaño de poros. -Las propiedades del fluido presente en el yacimiento. -La presencia de minerales paramagnéticos en la roca. -Los efectos de difusión de los fluidos.
Los tres mecanismos principales que inciden en los tiempos de relajación T2son: – La relajación de la superficie granular o superficial – La relajación intrínseca del fluido. – La relajación resultante de la difusión molecular en un gradiente de B0 solo afecta T2
Dependiente de la porosidad Relajación de la Superficie Granular: Los fluidos que se encuentran cercanos o en contacto con la superficie de los granos, relajan mucho más rápido que aquellos alejados de dichas superficies. Debido a las complejas interacciones magnéticas que ocurren entre los protones de los fluidos y los átomos de impurezas paramagnéticas en la superficie de los granos,
Dependiente del tipo de fluido Relajación Intrínseca del Fluido: Por ejemplo, la contribución de la relajación intrínseca del fluido se debe principalmente ala interacción magnética entre los protones de las moléculas del fluido, la que a menudo se denomina interacción espín-espín.
Resumen de los tiempos de relajación de los distintos fluidos en función del mecanismo de relajación.
.MRIL (Registro de Imágenes por Resonancia Magnética). La herramienta MRIL de NUMAR mide fracciones cilíndricas (shells) resonantes y concéntricas, de espesor variable, y a distancias fijas de la herramienta, determinándose la DOI según el tamaño del agujero y la posición de la herramienta en el mismo.
Herramienta CMR. En 1995 la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR, fue introducida por Schlumberger. Consta de una antena corta direccional, ubicada entre dos imanes optimizados, enfocado la medición de la herramienta en una zona vertical de 6 pulgadas y hasta 1.1 pulgadas dentro de la formación.
La herramienta MR scanner La difusión molecular es la clave para revelar las propiedades de los fluidos derivadas de los datos RMN. El gas y el agua poseen velocidades de difusión características que pueden ser calculadas para determinadas condiciones de fondo de pozo.
El diseño de la herramienta MR Scanner ofrece la DOI fija de un dispositivo de patín, con la flexibilidad de las DOI múltiples de las fracciones cilíndricas resonantes. Consta de una antena principal optimizada para obtener datos de las propiedades de los fluidos y dos antenas más cortas, de alta resolución, más adecuadas para la adquisición de las propiedades RMN básicas.
Comparación de las herramientas Convencional: -Más sensibles a los materiales en la matriz mineral que a los fluidos presentes en los poros. -Los instrumentos están fuertemente influidos por la presencia de minerales conductivos. -Requiere calibración de la herramienta con la litología
RMN – La caracterización de hidrocarburos y la porosidad no depende de la litología. – No necesita de fuentes radioactivas. -Con una buena DOI se puede asumir la porosidad como la porosidad total. -La medición proviene de una región la cual se encuentra libre de los efectos de invasión como los del filtrado de lodo. -Los datos de saturación de agua son independientes de los datos de salida obtenidos.
Aplicaciones identificación de hidrocarburos con RMNA. A pesar de la variabilidad de las propiedades RMN de los fluidos, a menudo se puede predecir la ubicación de las señales de fluidos de diferentes tipos en la distribución de T2, o si hay datos medidos disponibles, se puede identificar. Esta capacidad provee una importante información para la interpretación de datos de RMN y hacen que muchas aplicaciones sean válidas.
Propiedades de los fluidos:
Las herramientas MRIL-PRIME estudian los fluidos en una zona delgada a pocas pulgadas de la pared del pozo. Estas herramientas pueden determinar la presencia y las cantidades de diferentes fluidos así como también algunas de las propiedades específicas de los fluidos.
– Tamaño poral y porosidad: El comportamiento de RMN de un fluido en el espacio poral de una roca de yacimiento es diferente al comportamiento de RMN en fluido en bruto. A medida que el tamaño de los poros que contiene agua disminuye.
Determinación de BVI:
Hace referencia al agua contenido en el espacio poroso que no se mueve en la roca y en lacara de pozo durante la producción. Este volumen es determinado de la medición de la permeabilidad, pero puede ser estimado razonablemente de una curva de presión capilar.
Se utilizan dos métodos para la determinación del BVI 1. Cutoff BVI (CBVI): se basa en un valor fijo de t2 (t2cutoff), que divide la distribución t2 en dos componentes: un compuesto de tamaños de poros que contienen agua den los límites y el otro consiste en tamaños de poros conteniendo de fluidos libres. 2. BVI espectral (SBVI): se basa en el reconocimiento de que un poro dado puede contener tanto libre como fluidos de los límites.
El registro RMN provee la siguiente información:
-Porosidad independiente de la mineralogía. -Distribución de la porosidad, complementada con la distribución de tamaños porales en formaciones saturadas con agua. -Permeabilidad, determinada a partir del índice de fluido libre y el volumen de agua irreducible. -Volumen de agua irreducible y fluido libre, si hay un valor confiable de T2.
La herramienta MRIL Suministra la siguiente información:
-Cantidad de fluido en la roca. -Propiedades de los fluidos. -Tamaño de los poros, que contienen el fluido.
Provee datos determinantes para:
-Distinguir zonas productoras. -Evaluar yacimientos de petróleo y/o gas de litología compleja. -Determinar saturación de petróleo residual. -Identifica crudos pesados y mediana viscosidad. -Estudiar formaciones de baja porosidad y permeabilidad
EJEMPLO. El instrumento de RMN produce un registro del pozo que deja constancia de los datos procesados como una función de profundidad. A continuación encontrarás una parte de un típico registro de pozo.
Interpretación de cada columna
-En la columna A: aquí se encuentra la escala de profundidad en ft. -La columna B: representa la litología que tiene el pozo en ese intervalo. -La columna C: muestra un registro de la permeabilidad al fluido derivada de la RMN. La permeabilidad cambia por orden de magnitud en esta sección. En la formación de granos finos la permeabilidad es insignificante, mientras que en la sección superior de granos gruesos es sustancial. -Columna D: representa el tipo de fluido presente en la roca. -Columna E: ilustra la distribución de tamaño de los poros, según se deduce de las mediciones de RMN.
CONCLUSIONES El perfilaje RMN identifica y cuantifica la geometría de la roca y la movilidad de los fluidos, basado en las características de la relajación. – Uno de los aspectos singulares de las mediciones de RMN es que detecta y distingue fluidos diferentes en sitio, sin hacerlos fluir y analiza los fluidos en la matriz de la roca. – Debido a diferencias en tiempos de relajamiento y/o difusividad entre fluidos, – Puede extraer información tal como tamaño poral, – El éxito en la identificación y cuantificación de hidrocarburos se debe a que integra los datos de perfiles
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