Tecnología de Resonancia Magnética para la caracterización de Yacimientos Carbonatados
Resonancia Magnética RMN
Las técnicas de RMN se utilizan en forma rutinaria para la evaluación de formaciones carbonatadas. Sin embargo, en comparación con las areniscas existen numerosos desafíos propios de la medición de la porosidad de carbonatos, la derivación de la permeabilidad y la interpretación de datos de RMN para determinar las distribuciones del tamaño de los poros. No obstante, este es exactamente el tipo de información que procuran obtener los especialistas en la evaluación de formaciones mediante la tecnología de RMN.
Las mediciones RMN muestran las propiedades de los poros y los fluidos en formaciones rocosas a través de una medición que consta de dos etapas:
- Polarización: los átomos de hidrogeno se alinean como barras imantadas a lo largo de la dirección de un campo magnético estático conocido como B0. Esta polarización insume un tiempo característico conocido como T1, que depende del medio que rodea al hidrogeno.
- Adquisición: los átomos de hidrógeno son manipulados por pulsos cortos de un campo magnético oscilante. Se elige la frecuencia de oscilación que se ajusta a la frecuencia de resonancia de Lamor, una cantidad proporcional al campo magnético aplicado B0. Los pulsos hacen que los átomos de hidrogeno roten alejándose de la dirección de B0 y luego roten con un movimiento de precesión alrededor de la misma. Los pulsos correctamente regulados generan respuestas coherentes, conocidas como ecos, provenientes de los átomos de hidrogeno. Los ecos inducen voltaje en una antena colocada en un plano perpendicular a la dirección de B0. Luego de una sola etapa de polarización se pueden generar muchos ecos, reduciéndose la magnitud de los ecos sucesivos a través de un proceso conocido como relajación transversal.
En la adquisición de registros de RMN, la relajación esta dominada por las interacciones de los átomos de hidrógeno con su entorno, incluyendo los fluidos volumétricos y las superficies de poros, y por la difusión en los gradientes del campo magnético. El decaimiento de la señal de eco en función del tiempo depende de la secuencia específica de pulsos. La más común es la denominada secuencia de pulsos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG), que cumple la función de de contrarrestar el defase causado por las inhomogeneidades del campo magnético estático. La señal total proveniente de esta secuencia y su decaimiento es la suma de las señales provenientes de diferentes partes de la muestra de fluido, cada una de las cuales decae en un tiempo de relajación transversal característico, conocido como T2. Para el caso típico de las rocas humedecidas por agua, los valores de T2 cortos (tasas de decaimiento de señal rápidas) surgen del agua presente en los poros pequeños o de la presencia de hidrocarburos pesados, mientras que los valores de T2 largos (tasas de decaimiento de la señal lentas) provienen del agua presente el los poros grandes o de la presencia de hidrocarburos mas livianos. Luego los datos CPMG pueden procesarse o invertirse para cuantificar los tiempos T2 que contribuyeron al decaimiento global junto con la amplitud, en unidades de porosidad, asociada con cada tiempo T2.
La distribución de T2 es el resultado básico de una medición de registros de RMN y se presenta en cada profundidad de muestreo como amplitud versus tiempo T2, que habitualmente oscila entre 0,3 ms y 3 s. El decaimiento del tiempo T2 puede ser procesado ulteriormente para cuantificar los volúmenes de poros asociados con los diferentes rangos de T2. Los volúmenes de interés son habitualmente el fluido ligado presente en los poros pequeños y el fluido libre que se produce fácilmente desde los poros de mayor tamaño. Se realiza una estimación de la permeabilidad utilizando una transformada, la transformada de permeabilidad de Timur-Coates, la cual se basa en la relación fluido libre/fluido ligado obtenida de las mediciones de RMN.
Resonancia Magnética eXpert MRX
Es una herramienta de adquisición de registros RMN con cable de próxima generación. Entre las características mas importantes de la herramienta MRX se encuentran el gradiente del campo magnético y las frecuencias de operación múltiples.
Una herramienta de gradiente posee un campo magnético estático que decrece en forma uniforme a medida que se aleja desde la herramienta hacia la formación. De este modo, la condición de resonancia o condición de Lamor se cumplirá en un amplio rango de frecuencias que corresponden a la medición del hidrogeno a distancias variables con respecto al pozo. Cambiar la frecuencia de operación facilita la adquisición de mediciones para profundidades de investigación múltiples (DOI, por sus siglas en ingles). La programabilidad de la herramienta MRX permite además obtener mediciones a profundidades de medición múltiples en un solo paso. Los datos y las respuestas de herramienta MRX desde las distintas profundidades de medición se procesan y reportan por separado.
Cada herramienta MRX posee tres antenas incorporadas, dos de alta resolución, y una principal. La antena principal opera a frecuencias múltiples y se utiliza fundamentalmente para aplicaciones de caracterización de fluidos. Por ejemplo, los datos provenientes del modo de operación mas avanzado, denominado generación de perfiles de saturación, pueden utilizarse para indicar que fluidos están presentes en las profundidades de investigación tanto someras como profundas utilizadas en la secuencia de adquisición de registros. Debido a la excentricidad del modo de operación y el diseño de la antena, las profundidades de investigación se mantienen a lo largo de un amplio rango de diámetros de pozos, tipos de lodos y temperaturas. El contraste entre la profundidad de investigación profunda y la profundidad de investigación somera ayuda a los analistas a identificar los problemas de calidad de los datos asociados con pozos rugosos, revoque de filtración e invasión de fluidos porque la percepción de las DOI mas profundas habitualmente trasciende el daño de la formación inducido por la perforación.
La herramienta MRX ofrece ventajas significativas para la caracterización de fluidos. De los tres mecanismos de relajación ( la relajación volumétrica, la relajación de superficie y la difusión en un gradiente) el mas fácil de ser controlado por la secuencia de pulsos es la difusión. Mediante la modificación de una serie de secuencias CPMG estándares, los efectos de la difusión pueden codificarse sucesivamente en los datos. La inversión y la subsiguiente interpretación permite asociar los efecto de difusión con diferente tipos de fluidos, incluyendo gas, petróleo, agua y filtrado de lodo a base de petróleo.
El principal método de interpretación es una inversión del modelo de fluidos, conocido como Caracterización de Fluidos por Resonancia Magnética MRF, o bien una inversión independiente del modelo que genera una correlación bidimensional entre la difusión, D, y las datos de T2, conocida como mapa D-T2. Ambos métodos, la inversión MRF y la interpretación de mapas D-T2, aplican el modelo de viscosidad componente que correlaciona la difusión del petróleo con su tiempo T2. Dado que se conoce la difusión del gas y el agua, se puede obtener una medición cuantitativa de lo volúmenes de los fluidos. Esta información resulta de utilidad para la comprensión de las formaciones carbonatadas, en la que los fluidos múltiples, la mojabilidad, las propiedades de superficie y los sistemas porosos vugulares plantean desafíos para la interpretación de la distribución de T2 por resonancia magnética tradicional.
La tecnología MRX es un complemento de la herramienta RMN existente, la herramienta de Resonancia Magnética Combinada. La elección del dispositivo a usar depende de los objetivos de la evaluación de las formaciones.
Las técnicas de RMN se utilizan en forma rutinaria para la evaluación de formaciones carbonatadas. Sin embargo, en comparación con las areniscas existen numerosos desafíos propios de la medición de la porosidad de carbonatos, la derivación de la permeabilidad y la interpretación de datos de RMN para determinar las distribuciones del tamaño de los poros. No obstante, este es exactamente el tipo de información que procuran obtener los especialistas en la evaluación de formaciones mediante la tecnología de RMN.
Las mediciones RMN muestran las propiedades de los poros y los fluidos en formaciones rocosas a través de una medición que consta de dos etapas:
- Polarización: los átomos de hidrogeno se alinean como barras imantadas a lo largo de la dirección de un campo magnético estático conocido como B0. Esta polarización insume un tiempo característico conocido como T1, que depende del medio que rodea al hidrogeno.
- Adquisición: los átomos de hidrógeno son manipulados por pulsos cortos de un campo magnético oscilante. Se elige la frecuencia de oscilación que se ajusta a la frecuencia de resonancia de Lamor, una cantidad proporcional al campo magnético aplicado B0. Los pulsos hacen que los átomos de hidrogeno roten alejándose de la dirección de B0 y luego roten con un movimiento de precesión alrededor de la misma. Los pulsos correctamente regulados generan respuestas coherentes, conocidas como ecos, provenientes de los átomos de hidrogeno. Los ecos inducen voltaje en una antena colocada en un plano perpendicular a la dirección de B0. Luego de una sola etapa de polarización se pueden generar muchos ecos, reduciéndose la magnitud de los ecos sucesivos a través de un proceso conocido como relajación transversal.
En la adquisición de registros de RMN, la relajación esta dominada por las interacciones de los átomos de hidrógeno con su entorno, incluyendo los fluidos volumétricos y las superficies de poros, y por la difusión en los gradientes del campo magnético. El decaimiento de la señal de eco en función del tiempo depende de la secuencia específica de pulsos. La más común es la denominada secuencia de pulsos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG), que cumple la función de de contrarrestar el defase causado por las inhomogeneidades del campo magnético estático. La señal total proveniente de esta secuencia y su decaimiento es la suma de las señales provenientes de diferentes partes de la muestra de fluido, cada una de las cuales decae en un tiempo de relajación transversal característico, conocido como T2. Para el caso típico de las rocas humedecidas por agua, los valores de T2 cortos (tasas de decaimiento de señal rápidas) surgen del agua presente en los poros pequeños o de la presencia de hidrocarburos pesados, mientras que los valores de T2 largos (tasas de decaimiento de la señal lentas) provienen del agua presente el los poros grandes o de la presencia de hidrocarburos mas livianos. Luego los datos CPMG pueden procesarse o invertirse para cuantificar los tiempos T2 que contribuyeron al decaimiento global junto con la amplitud, en unidades de porosidad, asociada con cada tiempo T2.
La distribución de T2 es el resultado básico de una medición de registros de RMN y se presenta en cada profundidad de muestreo como amplitud versus tiempo T2, que habitualmente oscila entre 0,3 ms y 3 s. El decaimiento del tiempo T2 puede ser procesado ulteriormente para cuantificar los volúmenes de poros asociados con los diferentes rangos de T2. Los volúmenes de interés son habitualmente el fluido ligado presente en los poros pequeños y el fluido libre que se produce fácilmente desde los poros de mayor tamaño. Se realiza una estimación de la permeabilidad utilizando una transformada, la transformada de permeabilidad de Timur-Coates, la cual se basa en la relación fluido libre/fluido ligado obtenida de las mediciones de RMN.
Resonancia Magnética eXpert MRX
Es una herramienta de adquisición de registros RMN con cable de próxima generación. Entre las características mas importantes de la herramienta MRX se encuentran el gradiente del campo magnético y las frecuencias de operación múltiples.
Una herramienta de gradiente posee un campo magnético estático que decrece en forma uniforme a medida que se aleja desde la herramienta hacia la formación. De este modo, la condición de resonancia o condición de Lamor se cumplirá en un amplio rango de frecuencias que corresponden a la medición del hidrogeno a distancias variables con respecto al pozo. Cambiar la frecuencia de operación facilita la adquisición de mediciones para profundidades de investigación múltiples (DOI, por sus siglas en ingles). La programabilidad de la herramienta MRX permite además obtener mediciones a profundidades de medición múltiples en un solo paso. Los datos y las respuestas de herramienta MRX desde las distintas profundidades de medición se procesan y reportan por separado.
Cada herramienta MRX posee tres antenas incorporadas, dos de alta resolución, y una principal. La antena principal opera a frecuencias múltiples y se utiliza fundamentalmente para aplicaciones de caracterización de fluidos. Por ejemplo, los datos provenientes del modo de operación mas avanzado, denominado generación de perfiles de saturación, pueden utilizarse para indicar que fluidos están presentes en las profundidades de investigación tanto someras como profundas utilizadas en la secuencia de adquisición de registros. Debido a la excentricidad del modo de operación y el diseño de la antena, las profundidades de investigación se mantienen a lo largo de un amplio rango de diámetros de pozos, tipos de lodos y temperaturas. El contraste entre la profundidad de investigación profunda y la profundidad de investigación somera ayuda a los analistas a identificar los problemas de calidad de los datos asociados con pozos rugosos, revoque de filtración e invasión de fluidos porque la percepción de las DOI mas profundas habitualmente trasciende el daño de la formación inducido por la perforación.
La herramienta MRX ofrece ventajas significativas para la caracterización de fluidos. De los tres mecanismos de relajación ( la relajación volumétrica, la relajación de superficie y la difusión en un gradiente) el mas fácil de ser controlado por la secuencia de pulsos es la difusión. Mediante la modificación de una serie de secuencias CPMG estándares, los efectos de la difusión pueden codificarse sucesivamente en los datos. La inversión y la subsiguiente interpretación permite asociar los efecto de difusión con diferente tipos de fluidos, incluyendo gas, petróleo, agua y filtrado de lodo a base de petróleo.
El principal método de interpretación es una inversión del modelo de fluidos, conocido como Caracterización de Fluidos por Resonancia Magnética MRF, o bien una inversión independiente del modelo que genera una correlación bidimensional entre la difusión, D, y las datos de T2, conocida como mapa D-T2. Ambos métodos, la inversión MRF y la interpretación de mapas D-T2, aplican el modelo de viscosidad componente que correlaciona la difusión del petróleo con su tiempo T2. Dado que se conoce la difusión del gas y el agua, se puede obtener una medición cuantitativa de lo volúmenes de los fluidos. Esta información resulta de utilidad para la comprensión de las formaciones carbonatadas, en la que los fluidos múltiples, la mojabilidad, las propiedades de superficie y los sistemas porosos vugulares plantean desafíos para la interpretación de la distribución de T2 por resonancia magnética tradicional.
La tecnología MRX es un complemento de la herramienta RMN existente, la herramienta de Resonancia Magnética Combinada. La elección del dispositivo a usar depende de los objetivos de la evaluación de las formaciones.
