2 Oilfield Review

Tendencias en registros de RMN

Se agradece la colaboración en la preparación de este artí-culo a Rob Badry, Calgary, Alberta, Canada; Kamel Benna-ceur, Dylan Davies, Robert Freedman y Bruce Kaiser, SugarLand, Texas, EUA; Dale Logan, Midland, Texas; Robert Klein-berg, Ridgefield, Connecticut, EUA; Don McKeon, Mon-trouge, France; LSD Onuigbo, Lagos, Nigeria; y Lee Ramseyy Frank Shray, Houston, Texas. CMR, CMR-200, CMR-Plus (herramienta Combinable deResonancia Magnética), DMR (Método de Interpretaciónque combina los datos de Densidad con los de ResonanciaMagnética), FracCADE, FMI (Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), MDT (Ensayador Modular de la Dinámicade la Formación), OFA (Analizador Óptico de Fluidos),PowerSTIM y TLC (Perfilaje en Condiciones Difíciles) sonmarcas de Schlumberger. MRIL y MRIL-Prime son marcasde NUMAR Corporation.

La extraordinaria tecnología de adquisición de registros o perfilaje de resonancia magnética

nuclear (RMN) ha estado en continua evolución durante los últimos diez años. Las compa-

ñías petroleras utilizan las mediciones de RMN en una variedad de aplicaciones cada vez

más numerosa; por ejemplo, para caracterizar los fluidos de las formaciones durante la

evaluación de los yacimientos y determinar la producibilidad de la formación. Hoy en día,

las mediciones obtenidas con estas herramientas permiten transformar completamente los

diseños de las terminaciones de los pozos y el desarrollo de los yacimientos.

En la última década, los petrofísicos recibieroncon satisfacción la aparición de las herramientasde perfilaje de resonancia magnética nuclear porpulsos (RMN) por su capacidad de resolverproblemas difíciles en la evaluación de las for-maciones. Las compañías de servicios continúanrealizando importantes inversiones en tareas deinvestigación tendientes a perfeccionar las medi-ciones de RMN. El resultado de estos esfuerzosse ve reflejado en las continuas mejoras introdu-cidas en las herramientas y las nuevas aplicacio-nes para las mismas. Con la introducción detécnicas de pulsación a mayor frecuencia, amediados de la década del 90, se ampliaron lasposibilidades de estas herramientas con res-

pecto a la caracterización de la movilidad de losfluidos. Recientemente, se han obtenido extraor-dinarios adelantos en las posibilidades de adqui-sición de datos, lo cual ha significado unaumento importante en las velocidades de adqui-sición de registros o perfilaje.

Una ventaja fundamental que presenta la úl-tima generación de herramientas de RMN, es sucapacidad de proporcionar un espectro más am-plio de información acerca de los yacimientos,respecto de lo que se había podido lograr hastaahora. Los datos de RMN permiten respondermuchas preguntas clave a casi todos los profe-sionales relacionados con la exploración y pro-ducción, incluyendo los ingenieros de yacimiento,

David AllenCharles FlaumT. S. RamakrishnanRidgefield, Connecticut, EUA

Jonathan BedfordLondres, Inglaterra

Kees CastelijnsNueva Orleáns, Luisiana, EUA

David FairhurstSan Antonio, Texas, EUA

Greg GubelinNick Heaton Chanh Cao MinhSugar Land, Texas

Mark A. NorvilleMilton R. SeimKerns Oil and Gas, Inc.San Antonio, Texas

Tim PritchardBG Group plcReading, Inglaterra

Raghu RamamoorthyKuala Lumpur, Malasia

Invierno de 2001 3

los ingenieros de terminación, los geólogos y lospetrofísicos. Por ejemplo, los ingenieros de termi-nación ahora utilizan las mediciones de RMNpara diseñar los tratamientos de estimulación deyacimientos por fracturación hidráulica. Los inge-nieros de yacimiento, evalúan las cualidades dela roca con datos de RMN de alta resolución,para localizar barreras de permeabilidad verticaly mejorar el manejo de la producción. Los geólo-gos y los petrofísicos adquieren un mejor conoci-miento de la geometría del poro, para el análisisdepositacional a partir de las distribuciones deltiempo de decaimiento. La caracterización de loshidrocarburos también se ha perfeccionado gra-cias a la interpretación de registros de RMN,

combinados con otras mediciones. En definitiva,se obtiene una evaluación más precisa de la pro-ducibilidad del pozo.

En este artículo se examinan los avances másrecientes en la tecnología de las herramientas deRMN y se estudia de qué manera algunos deestos desarrollos, como el aumento de la preci-sión, la mayor velocidad de perfilaje y las medi-ciones de alta resolución, se traducen en nuevasaplicaciones de RMN. Por medio de ejemplos decampo, se describe cómo se utiliza esta informa-ción para diseñar terminaciones de pozos y semuestra que las mediciones de RMN y los datosobtenidos con ensayadores de formación opera-dos a cable, constituyen métodos sumamente efi-

cientes y de bajo riesgo para evaluar la producibi-lidad del pozo. Por último, se analizan los últimosdesarrollos relativos a la evaluación de las forma-ciones de carbonatos con herramientas de RMN.

Nuevos avances en las herramientasLa herramienta Combinable de Resonancia Mag-nética CMR, introducida por Schlumberger en1995, se opera apoyada contra las paredes delpozo por medio de un fleje descentralizador. Unaantena corta direccional, ubicada entre dos ima-nes optimizados, enfoca la medición de la herra-mienta CMR en una zona vertical de 6 pulgadas[15 cm] y hasta 1.1 pulgadas [2.8 cm] dentro de laformación. Estas características y los adelantos

4 Oilfield Review

Pared del hueco

Antena

Zona ciega

Zonainvestigada

Disco de desgaste

Imán permanente

Imán permanente

Flejeexentralizador

Patín CMR

HerramientaCMR-200

HerramientaCMR-Plus

6 pulg

15.6

pie

s

Zona investigada

Cartuchoelectrónico

12 pulg

30 pulg

Diseño de la herramienta CMR. La herra-mienta CMR-Plus utiliza una antena similar a laherramienta CMR-200; la configuración de losimanes y los elementos electrónicos tambiénson semejantes. Los dos imanes permanentescrean una zona sensible a un campo de reso-nancia en la formación (arriba a la derecha yabajo a la izquierda). No obstante, los imanesde la herramienta CMR-Plus (abajo a la dere-cha) tienen 30 pulgadas (76 cm) de largo parapermitir la prepolarización de los átomos delhidrógeno en rotación mientras se perfila enforma continua. Esta nueva característica deldiseño, le permite a la herramienta CMR-Plusoperar con mayor rapidez.

1. Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W,Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P,Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: “How to UseBorehole Nuclear Magnetic Resonance,” Oilfield Review9, no. 2 (Verano de 1997): 34-57.

2. Freedman, R: “Dual-Wait Time Processing for MoreAccurate Total and Bound Fluid Porosity,” Solicitud depatentamiento en los EUA 156,417, 1998.McKeon D, Cao Minh C, Freedman R, Harris R, Willis D,Davies D, Gubelin G, Oldigs R y Hurlimann M: “AnImproved NMR Tool for Faster Logging,” Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo,Noruega, Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo CC.

3. Prammer MG, Bouton J, Chandler RN y Drack ED:“Theory and Operation of a New Multi-Volume NMRLogging System,” Transactions of the SPWLA 40thAnnual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo DD.

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Invierno de 2001 5

electrónicos incorporados en la herramienta quemejoran la relación señal-ruido en la secuenciade adquisición de datos, permiten obtener un altogrado de precisión en las mediciones de la for-mación con gran resolución vertical.1

Debido al aumento en el precio del crudo y alas altas tarifas de los equipos de perforación enáreas marinas, resulta cada vez más importantepoder tomar decisiones en forma rápida. Laúltima versión dentro del grupo de herramientasCMR, la herramienta CMR-Plus, contempla esteaspecto (página anterior). Esta nueva herra-mienta incluye varias mejoras con respecto a laversión anterior, la herramienta CMR-200, quecomprenden el nuevo diseño del imán con uncampo prepolarizado más extenso, que permiteaumentar las velocidades de perfilaje hasta 3600pies/hora [1097m/h] en ambientes de relajaciónrápida. Se trata de una herramienta compacta, debajo peso, y muy resistente que tiene 15.6 pies[4.8 m] de largo y pesa 450 libras [204 kg]. El dise-ño del patín con bajo perfil, permite operar enpozos con diámetros u orificios de sólo 5 7⁄8 pulga-das [15 cm] de diámetro. Cuenta con una nuevasecuencia de pulsos de adquisición, denominadamodo de precisión mejorada (EPM, por sus siglasen Inglés) que, sumada al paquete de adelantoselectrónicos, permite aumentar la relación señal-ruido y mejorar las mediciones de alta precisiónpara evaluar los yacimientos (arriba).2

La posibilidad de obtener mediciones de RMNde alta precisión en forma rápida, hace que losingenieros perciban la producibilidad de lospozos desde otra perspectiva. Por ejemplo, hayzonas que podrían haber sido consideradasimproductivas, debido a la elevada saturación deagua y la posibilidad de que produjeran agua enexceso. De hecho, estas zonas merecían un estu-dio para determinar si el agua era no movible(irreducible). En un pozo de desarrollo ubicado enAmérica del Sur, un registro obtenido con la he-rramienta CMR-Plus reveló que, en una zona, laaparentemente alta saturación de agua resultabaser irreducible y por lo tanto, tal zona produciríahidrocarburos libres de agua. Con anterioridad, eloperador había evitado disparar, (cañonear o pun-zar) esta zona durante el proceso de desarrollodel campo. A partir de la nueva información, seabrió la zona y produjo gas seco, con lo cual seagregaron 20,000 MMpc [566 millones de m3] alas reservas de gas.

Las mayores velocidades de perfilaje que se al-canzan con la herramienta CMR-Plus, les permitena los operadores adquirir datos en forma económicaen intervalos más prolongados que incluyen zonasque inicialmente no resultaban interesantes.

La Corporación NUMAR, subsidiaria deHalliburton, desarrolló la herramienta de Imáge-nes por Resonancia Magnética MRIL, que incor-pora un imán largo permanente para crear uncampo estático lateral en la formación. Esta he-rramienta se corre en la parte central del pozo y

> Modo de precisión mejorada (EPM). La medición en EPM es una nueva versión de la secuencia deadquisición por pulsos y ecos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG), destinada a aumentar la precisiónde la medición de T2 corta, o señal del fluido adherido. La medición en EPM comprende una secuenciade pulsos, con un tiempo de espera prolongado, que mide todos los componentes de T2, seguida de unaserie de secuencias con tiempo de espera reducido, optimizadas para los componentes tempranos deT2 correspondientes a los poros pequeños. Las secuencias de tiempo de espera corto se apilan o acu-mulan para disminuir el ruido de la medición, con lo cual se obtiene una mayor precisión en los datosde ecos tempranos. Esto aumenta la precisión en las mediciones del volumen de fluido adherido y laporosidad total CMR.

Una subsecuencia de tiempo de espera prolongado(para medir los componentes prolongados de T2)

Diez subsecuencias de tiempo de espera reducido(para medir los componentes reducidos de T2)

Tiempo de esperaprolongado

Tiempo de espera reducido CPMG prolongada

CPMG prolongada

CPMG reducida

el volumen de medición consiste de una cápsularesonante cilíndrica y concéntrica de 24 pulgadas[61 cm] de longitud y aproximadamente 0.04 pul-gadas [1 mm] de espesor. El diámetro promediode la cápsula resonante es de unas 15 pulgadas[40 cm] y se determina por la frecuencia de ope-ración de la herramienta. En un pozo de 10 pul-gadas [25.4 cm] puede alcanzar una profundidadde investigación de 2.5 pulgadas [7.6 cm].Cuando se cuenta con una elevada profundidadde investigación, es posible reducir la sensibili-dad a la rugosidad en muchos huecos.

La última versión de la herramienta deNUMAR es la MRIL-Prime, que incorpora mejorasque permiten aumentar la velocidad y la eficien-cia del perfilaje.3 Está equipada con imanesprepolarizadores de 3 pies [1 m] ubicados porencima y por debajo de la antena, lo cual permiteregistrar hacia arriba y hacia abajo, y ofrece unacapacidad de medición con multicápsulas denueve frecuencias. Cada cápsula de medición sepuede programar con una secuencia de pulsacióndiferente, y la medición se puede alternar entrelas distintas cápsulas a través del cambio de fre-cuencia. La variación total en la profundidad deinvestigación de las nueve cápsulas, es deaproximadamente 1 pulgada [2.5 cm]. La opera-ción multifrecuencia permite realizar una medi-ción de la porosidad total y adquirir datosmultiparámetros con diferentes secuencias depulsado en cada cápsula.

Esta herramienta se encuentra disponible endos tamaños. El diámetro estándar de la herra-mienta es de 6 pulgadas; mide 53 pies [16 m] delargo y pesa 1500 libras [680 kg]. Existe un mode-lo más liviano que tiene un diámetro de 47⁄8 pul-gadas [12 cm], mide 50 pies [15 m ] de largo ypesa 1300 libras [590 kg]. Estas herramientaspermiten obtener registros en pozos de 57⁄8 pulga-das hasta 121⁄4 pulgadas [31 cm] de diámetro. Lavelocidad de perfilaje en ambientes con tiempode polarización reducido, es de 1440 pies/hr [440m/hr] y de 700 pies/hr [213 m/hr] para la versiónreducida de la herramienta.

RMN de alta resoluciónLa identificación y cuantificación de la geometríade la roca y la movilidad de los fluidos, sobre labase de las características de la relajación de larotación nuclear del fluido, se encuentran entrelos aportes más importantes del perfilaje de RMN.La separación de la porosidad en los componentesde fluido adherido y fluido libre, resulta esencialpara evaluar la producibilidad del yacimiento.4 Enlas formaciones delgadas y laminadas, la produci-bilidad depende no sólo de la relación neta de losvolúmenes de fluido adherido y fluido libre, sinotambién de la ubicación relativa de los dos volú-menes de fluido dentro de los diferentes estratoslaminados. Las mediciones resultan útiles en esteaspecto, sólo si son sensibles a las variacionesespaciales sobre una escala de longitud compara-ble con el espesor de la laminación. El ingenierode producción puede hacer uso de los datos de

RMN de alta resolución para evaluar la pro-ducibilidad de las secciones de laminación del-gada, obtener en forma precisa el volumen porosocon hidrocarburos, e identificar las barreras depermeabilidad vertical, que pueden contribuir aevitar la producción de agua no deseada de lasnapas acuíferas cercanas. Por otra parte, el inge-niero de terminaciones puede utilizar los datos dealta resolución para posicionar con mayor preci-sión los diseños de las operaciones de disparo,fracturación y estimulación de la formación.

Producibilidad de alta resolución—La resolu-ción vertical de una medición de RMN está deter-minada por la longitud de la antena, la relaciónseñal-ruido en la secuencia de adquisición y lavelocidad de perfilaje. Por ejemplo, las medicio-nes de la herramienta CMR-200 combinan paressuperpuestos de fases alternadas (PAP, por sus si-glas en Inglés) de secuencias pulso-eco de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) y una antena corta,para resolver los estratos de hasta 6 pulgadas deespesor (véase "Fundamentos de los registros deRMN," página 12). El imán de prepolarizaciónlargo incluido en la herramienta CMR-Plus, per-mite la adquisición de mediciones PAP no super-puestas a velocidades de perfilaje de hasta 3600pies/hr, con una mínima reducción de la resolu-ción vertical. En la práctica, la resolución verticalpara la mayoría de las mediciones de RMN se vedisminuida por el apilamiento vertical efectuadoen cada nivel de profundidad; técnica utilizadapara mejorar la relación señal-ruido, lo cual esnecesario para el proceso de inversión de T2.

Los últimos desarrollos en el registro CMR dealta resolución espacial, se derivan de un nuevométodo de procesamiento optimizado para brin-dar respuestas de alta resolución y un esquemade adquisición de datos en EPM.5 En el procesa-miento de alta resolución, la inversión de T2 serealiza sin aplicar ningún promedio vertical de losdatos de eco. El procedimiento de inversión de al-ta resolución se diferencia de la inversión conven-cional en diversos aspectos. La inversiónconvencional, por lo general, utiliza entre 30 y 50componentes de T2, lo que comprende la totali-dad de los tiempos de relajación posibles propiosde la formación y los fluidos de perforación. Elproceso de alta resolución utiliza sólo entre dos ycinco componentes de T2 (abajo). Por otra parte,estos componentes se seleccionan analizando ladistribución de T2 estándar, obtenida a partir delos datos apilados en cada nivel de profundidad.

Por ejemplo, si el intervalo de apilamiento enuna profundidad en particular, está formado porarena limpia, donde se observa un solo pico en ladistribución de T2, centrado entre 50 y 300 milise-gundos, los componentes de T2 utilizados para lainversión de alta resolución estarán comprendidosdentro de este rango. Al utilizar un número redu-cido de valores de T2 "óptimos," la inversión dealta resolución proporciona la porosidad total conmayor precisión. Para garantizar la precisión y lacorrespondencia con el procedimiento convencio-nal, la porosidad de alta resolución se escala demanera tal que el valor medio coincida con el dela porosidad estándar. Esta estrategia es similar a

6 Oilfield Review

> Procesamiento de alta resolución de ventanas de datos en varios niveles. El apilamiento vertical (izquierda) de las trazas de ecos y la inversión, se utilizan para obtener la distribución de T2 (centro) de los datos promediados. Una distribución de T2 equivalente, está formada por un número reducido de casilleros de valores de T2 de aproximadamente igual amplitud (derecha). La porosidad total, φ, y el valor de la media logarítmica T2 de la distribución reducida, son idénticas a las de la distribución original.

Apilamiento verticalInversión estándar de T2

con datos apiladosInversión de T2 de alta

resolución con una sola secuencia CPMG

φ φ

Invierno de 2001 7

> Ejemplo de un pozo en Australia, con una secuencia de estratos delgados de arena y lutita. En elCarril 1 se observan los registros tradicionales de densidad (azul) y neutrón (rojo). Un valor de poro-sidad total CMR con apilamiento de cinco niveles de profundidad (AR, negro), se compara con laporosidad de los núcleos en el Carril 2. La porosidad total CMR de alta resolución (negro), se com-para con la porosidad de los núcleos en el Carril 3. Nótese la precisión con que la porosidad totalde alta resolución captura las marcadas variaciones de porosidad que se observan a lo largo de los datos de los núcleos. La permeabilidad CMR obtenida con apilamiento de cinco niveles (azul),se compara con los datos de los núcleos en el Carril 4, y la permeabilidad de alta resolución (azul)en el Carril 5. Una vez más, el registro CMR de alta resolución concuerda con las variaciones depermeabilidad (azul) observadas en los datos de los núcleos. En el Carril de profundidad aparece un registro de rayos gamma, mientras que las distribuciones de T2 de la herramienta CMR se presentan en el Carril 6.

4. Coates G y Denoo S: “The Producibility AnswerProduct,” The Technical Review 29, no. 2 (1981): 54-63.

5. Heaton N, Cao Minh C, Freedman R y Flaum C: “HighResolution Bound-Fluid, Free-Fluid and Total Porositywith Fast NMR Logging,” Transactions of the SPWLA41st Annual Logging Symposiu, Dallas, Texas, EUA, Junio 4-7, 2000, artículo V.

6. Galford JE, Flaum C, Gilchrist WA y Duckett S:“Enhanced Resolution Processing of CompensatedNeutron Logs,” artículo de la SPE 15541, presentado enla Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Octubre 5-8, 1986.

XX80

XX90

X100

X110

X120

Prof,pies

Rayosgamma

Porosidaddel densidad

Porosidad neutrón

Porosidaddel núcleo

Permeabilidaddel núcleo

Permeabilidaddel núcleo

Distribución de T2Porosidaddel núcleo

30 0u.p. 30 0u.p. 30 0u.p.

TCMR, 5-NIV

0.1 1000mD

KTIM, 5-NIV

0.1 1000mD 0.3 3000mseg

KTIM-ARTCMR-AR

la utilizada en el método de procesamiento alfa,utilizado para derivar las mediciones de densidadde alta resolución.6

La separación de la porosidad de alta resolu-ción en los volúmenes de fluido adherido y fluidolibre es sencilla. Dado que la señal del fluido libredecae en forma lenta, aporta una gran cantidad deecos. En consecuencia, el volumen de fluido librese puede calcular con gran precisión, utilizando lainversión estándar sin apilar los datos. El volumende fluido adherido de alta resolución, es igual a ladiferencia entre la porosidad total de alta resolu-ción y el volumen de fluido libre de alta resolución.

Los datos de porosidad y permeabilidad deriva-dos de registros de RMN de alta resolución, cons-tituyen elementos fundamentales para evaluar losyacimientos con laminación delgada. Por ejemplo,

en Australia, en un pozo perforado en una secuen-cia de capas delgadas de arenas y lutitas, seobserva escasa correlación entre la porosidad delos núcleos (testigos) y la porosidad derivada delos registros de densidad-neutrón obtenidos ahueco abierto (arriba). La porosidad de los núcleospresenta grandes fluctuaciones en la zona inferior:hasta 20 u.p. en un intervalo de 1 pie [0.3 m], loque podría esperarse en una formación laminada.En dichas zonas, los registros tradicionales obte-nidos a hueco abierto y los registros tradicionalesde RMN, con promediado de tres a cinco niveles,a menudo proporcionan una resolución verticalinadecuada y tienen limitada capacidad paraseleccionar zonas aptas para los disparos. Laporosidad total CMR de alta resolución, registradaen el Carril (Pista) 3, captura las fluctuaciones pro-

nunciadas de la porosidad, y ésta coincide perfec-tamente con los datos de los núcleos. Los cálculosde permeabilidad de Timur-Coates de alta resolu-ción derivados de las mediciones CMR, tambiénconcuerdan con las permeabilidades de losnúcleos que se observan en el Carril 5. Los cálcu-los de permeabilidad de Timur-Coates se exami-narán más adelante en forma más detallada.

En Canadá, se corrió la herramienta CMR-Plus a1200 pies/hr [366 m/hr] en una formación de arenay lutita con laminaciones finas (abajo). Los registrosde alta resolución de volumen de fluido adherido yfluido libre, concuerdan con las laminaciones finasque se observan en el despliegue obtenido con laherramienta de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI en la zona inferior. En estepozo, los registros de fluido libre y adherido de altaresolución anticorrelacionan y se compensanmutuamente en tal medida, que el registro de altaresolución de porosidad total proporciona escasa

8 Oilfield Review

Permeabilidad en aumento con porosidad en aumento...

Ampl

itud

del e

co

Tiempo

...y aumento de T2 ó FFV/BFV

Permeabilidad y la señal de T2 de RMN. En la hilera superior se observauna serie de señales de RMN hipotéticas—envolventes del decaimiento dela amplitud del eco—para porosidades y permeabilidades en aumento, enlas cuales el tiempo de decaimiento de T2 permanece constante. La hilerainferior muestra una serie de señales en las cuales la porosidad se man-tiene constante, pero el tiempo de decaimiento de T2 y la permeabilidadcalculada aumentan de izquierda a derecha. El área comprendida bajo laenvolvente del decaimiento de la amplitud del eco y la permeabilidad calculada, aumentan con la porosidad y el tiempo de decaimiento.

Ecuación de Timur-CoateskTIM=aφm (FFV/BFV)n

m~4, n~2

Ecuación de SDRkSDR=bφm (T2LM)n

m~4, n~2

> Transformaciones de permeabilidad de RMN. Laecuación de Timur-Coates contiene la porosidadtotal, φ, y la relación entre el volumen de fluidolibre (FFV) y el volumen de fluido adherido (BFV).La ecuación de SDR (Schlumberger-Doll Rese-arch) también contiene la porosidad total, pero uti-liza una media logarítmica T2 (T2LM) en lugar de larelación entre FFV y BFV. Los exponentes típicosson 4 y 2, pero pueden variar de acuerdo con lascondiciones locales.

Correlación de un registro de NMR de altaresolución (AR) con imágenes FMI. En los Carri-les 1 a 3, los registros tradicionales de fluidoadherido, fluido libre y porosidad total, procesa-dos con apilamiento de cinco niveles de profundi-dad (negro), se comparan con curvas de alta re-solución (verde) y con las correspondientesestimaciones derivadas de CPMG (rojo). Los re-gistros de porosidad derivados del neutrón (azul)y la densidad (rojo) se observan en el Carril 4 ylos registros de resistividad profunda (rojo) ysomera (verde) se observan en el Carril 5. Porencima de la zona tope, entre XX90 y X100 pies,los registros de alta resolución no presentan ca-racterísticas especiales y se superponen con losregistros promediados. No obstante, en la zonainferior desde X100 a X120 pies, los registros dealta resolución muestran un aumento de activi-dad, debido a la presencia de laminaciones finasque aparecen en la imagen FMI del Carril 6.Nótese que los registros de fluido adherido y flui-do libre anticorrelacionan y se compensan entresí, lo cual origina un registro de porosidad totalque presenta poca indicación de las laminacio-nes. Las fluctuaciones sustanciales en el fluidolibre y el fluido adherido en la sección inferior,concuerdan con las laminaciones que aparecenen la imagen FMI.

XX90

Prof,pies

Rayosgamma

X100

X110

X120

Volumen defluido adherido

Una sola CPMG

5 niveles

AR

Volumen defluido libre

Una sola CPMG

5 niveles

AR

Porosidad total

Una sola CPMG

5 niveles

AR

u.p.40 0 u.p.40 0 u.p.40 0

Porosidad del densidad

Resistividad

Porosidadneutrón

u.p.40 0

Rxo

ohm.m0.2 2000

Fluido adherido de AR

u.p. mseg40 0.30 3000

Fluido libre de AR

FMI

90 pulg Distribución de T2

indicación de las laminaciones. Los cálculos indivi-duales de CPMG mejoran la resolución, lo queresulta más evidente en la sección comprendidaentre X100 pies y X120 pies. Los registros CMR dealta resolución en la zona superior entre XX90 piesy X100 pies se superponen con los registros proce-sados en forma tradicional y muestran poca evi-dencia de la existencia de estratos laminados.

Este ejemplo demuestra que, mediante estanovedosa técnica de procesamiento, se puedenobtener registros de RMN de alta resolución co-rriendo la herramienta CMR-Plus a altas veloci-dades de perfilaje. Las laminaciones de entre 4 y6 pulgadas [10 a 15 cm] son detectables y es po-sible localizar con precisión las zonas de produc-ción de alta porosidad, ubicadas entre losestratos de lutitas.

<

<

Invierno de 2001 9

> Indicador de permeabilidad de RMN de alta resolución. El nuevo indicador essimplemente la suma de las amplitudes del eco (arriba) y es directamente propor-cional al área de la envolvente de decaimiento del eco. El indicador de permea-bilidad de alta resolución por suma de ecos, se compara con las permeabilidadesmedidas en el laboratorio sobre 30 muestras de núcleos provenientes de cuatropozos de diferentes partes del mundo (centro). La correlación lineal (R2 = 0.95) esadecuada para más de seis órdenes de magnitud y concuerda con la de lastransformaciones de permeabilidad basadas en las mediciones de RMN conven-cionales. La curva de alta resolución que aparece en la gráfica fue calibrada parauna suma de 600 ecos. El prefactor y el exponente utilizados en el cálculo, seajustan de acuerdo con las condiciones locales. El aumento de la relación señal-ruido (RSR, abajo) y, por lo tanto, el número óptimo de ecos utilizados en el cál-culo, depende de la tasa de decaimiento de la señal de T2 propia de la formación.

7. Sezginer A, Cao Minh C, Heaton N, Herron M, FreedmanR y Van Dort G: “An NMR High-Resolution PermeabilityIndicator,” Transactions of the SPWLA 40th AnnualLogging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo NNN.

10,000

1000

100

10

1

0.1

0.011000

R2 = 0.95

10,000 100,000

Perm

eabi

lidad

med

ida,

mD

Suma de lo ecos

35

30

25

20

15

10

5

0100 1000 10,000

RSR

(sum

a de

los

ecos

)/RSR

(prim

er e

co)

Número de ecos

T2 = 0.01 seg

T2 = 0.05 seg

T2 = 0.1 seg

T2 = 0.2 seg

T2 = 0.4 seg

T2 = 0.6 seg

Indicador depermeabilidad

NΣeco(n)n = 1

Indicador de permeabilidad de altaprecisión—Otro aporte importante del perfilajede RMN, lo constituye su capacidad de obteneruna medición continua de la permeabilidad. Enlas formaciones con laminaciones delgadas, lapermeabilidad puede variar en órdenes de mag-nitud en pocos centímetros de distancia. En estascondiciones, es importante obtener un cálculocontinuo de la permeabilidad con la mayor reso-lución vertical posible. Las dos transformacionesde permeabilidad más utilizadas hoy en día basa-das en mediciones de RMN, son la ecuación deTimur-Coates y la ecuación de SDR(Schlumberger-Doll Research Center) (páginaanterior, arriba a la izquierda). La ecuación deTimur-Coates calcula la permeabilidad utilizandola porosidad total y la relación entre el volumende fluido libre y el volumen de fluido adherido(FFV y BFV, por sus siglas en Inglés respectiva-mente). La transformación de SDR se basa en lamedia logarítmica de T2 y la porosidad total.

Si bien se puede utilizar el método de poro-sidad de alta resolución comentado anteriormen-te para derivar la permeabilidad de SDR y deTimur-Coates de alta resolución, existe una formaalternativa que puede ofrecer mejores resultadosen ambientes con alto nivel de ruido. Se haobservado que la suma de todas las amplitudesde los ecos es proporcional al producto de laporosidad y el promedio de T2. Esta suma, a suvez, correlaciona con la permeabilidad (páginaanterior, al centro).7 Además, la suma de los ecostiene una relación señal-ruido elevada de mane-ra que se puede interpretar sin apilamiento, conlo cual se obtiene una medición con mayor re-solución vertical.

El nuevo indicador de permeabilidad RMN dealta resolución, se deriva de la suma de lasamplitudes de los ecos y es directamente propor-cional al área comprendida dentro de la envol-vente de decaimiento del eco (izquierda). Laresolución vertical alcanzable con esta técnicanovedosa es igual a la apertura de la antena dela herramienta, más la distancia recorridadurante una secuencia CPMG, más el tiempo depolarización. La resolución vertical así obtenida,por lo general, es de 7 a 9 pulgadas [18 a 23 cm]para la herramienta CMR-Plus.

proporciona una pequeña muestra que podría noser representativa de la zona de interés. Elmétodo preferido para el análisis de la presióntransitoria comprende un período de fluencia,seguido de un período de cierre y de restauraciónde la presión, lo que implica una dotación nume-rosa de personal y elevados costos de equipa-miento. Por otra parte, hay que considerar losgastos de bajar las tuberías de producción enpotenciales trabajos de reparación, además de lademora en la producción posterior a la estimula-ción a causa de una prueba de presión.

Dado que los datos de permeabilidad por logeneral son dispersos, el ingeniero responsablede la estimulación puede deducir una permeabili-dad compuesta. Esta es, por lo general, una per-meabilidad promediada volumétricamente, queen algunos casos se obtiene a partir de muestrasno representativas de zonas de interés o zonasde alta permeabilidad. Además, cuando no sedispone de datos de permeabilidad detallada y

continua, a menudo se opta por diseñar una frac-tura en una sola etapa, tomando como base elpromedio de la resistencia de la roca y lapermeabilidad de esa zona. Con frecuencia, elresultado es un diseño inadecuado de la fractura.

Por ejemplo, un diseño de estimulación pocoóptimo o incorrecto basado en la permeabilidadcompuesta, podría resultar en una fractura de lon-gitud insuficiente y con una gran extensión verti-cal y poco práctica. Un diseño óptimo requiere unconducto estrecho y profundo que penetra en laformación. Para perfeccionar los modelos de esti-mulación hidráulica y superar las limitaciones tra-dicionales inherentes a la obtención de datos depermeabilidad, los ingenieros de estimulación ylos operadores han investigado métodos para cal-cular los perfiles de permeabilidad en forma con-fiable con herramientas de perfilaje.8 Si secomprende la distribución de la permeabilidad dealta resolución en la zona de producción, se lograoptimizar el tratamiento de estimulación, porque

En un caso observado en la formación deyeso Ekofisk en el Mar del Norte, se puede apre-ciar la excelente resolución vertical del nuevoindicador de permeabilidad, obtenido por lasuma de amplitudes del eco (derecha). A pesarde la creencia generalizada de que las formacio-nes de yeso son homogéneas, las imágenesobtenidas en este pozo con la herramienta FMIrevelan la existencia de laminaciones sutiles.Tanto en los registros de rayos gamma, como enlos registros de densidad-neutrón y en el registroestándar de permeabilidad calculado con latransformación de SDR con cinco niveles deapilamiento y resolución de 30 pulgadas [76 cm],no se observa ninguna indicación de la existen-cia de estas laminaciones. Sin embargo, el regis-tro indicador de permeabilidad de altaresolución, presenta evidentes variaciones depermeabilidad que se corresponden con las lami-naciones observadas en las imágenes obtenidascon la herramienta FMI.

Mejoramiento de los tratamientos de estimulación de pozosLos pozos terminados en yacimientos de baja amoderada permeabilidad, con frecuencia requie-ren, estimulación por fracturación hidráulica paraasegurar la rentabilidad de la producción. Dadoque el tratamiento de fracturación por lo generalrepresenta el costo más alto asociado con la ter-minación, los operadores tratan de encontrar losmétodos de estimulación que resulten más efec-tivos desde el punto de vista económico.

La efectividad de un tratamiento de estimula-ción puede verse sumamente afectada por lapermeabilidad del yacimiento. Tradicionalmente,para diseñar las terminaciones de los pozos seutilizan datos de permeabilidad obtenidos a par-tir de núcleos completos, núcleos laterales (tes-tigos laterales, muestras de pared) rotativos ynúcleos de percusión, en combinación con laspruebas de presión transitoria y el ajuste de losdatos con la historia de producción. La documen-tación de las historias de producción es demo-rosa y sólo resulta de utilidad para terminacionesde remediación. Por otra parte, la adquisición denúcleos implica riesgos mecánicos, y a menudoresulta sumamente costosa. Con frecuencia, elanálisis de los núcleos en el laboratorio no repre-senta exactamente las condiciones de permeabi-lidad en el fondo y, en el mejor de los casos, sólo

10 Oilfield Review

8. Fairhurst DL, Marfice JP, Seim MR y Norville MA:“Completion and Fracture Modeling of Low-PermeabilityGas Sands in South Texas Enhanced by Magnetic Reso-nance and Sound Wave Technology,” artículo de la SPE59770, presentado en el Simposio de Tecnología del Gasde la SPE CERI, Calgary, Alberta, Canadá, Abril 3-5, 2000.

Prof,pies

Rayos gamma

(API)

FMI Permeabilidadde alta resolución

Permeabilidadestándar

Porosidaddel densidad

T2

Porosidadneutrón

Mapa depermeabilidades

de altaresolución

Indicador depermeabilidad

de alta resolución0 100 0.01 3000100 50 0.30mD u.p. mseg

X410

X420

X430

X440

X450

> Formación de yeso Ekofisk en el Mar del Norte. La imagen FMI en el Carril 2muestra la presencia de muchos estratos de yeso delgados y laminados entreX410 y X450 pies. En la imagen FMI, el color amarillo pálido indica un yeso de altaresistividad y baja porosidad y el marrón oscuro indica un yeso con mayor conduc-tividad y mayor porosidad. El registro del indicador de permeabilidad de alta reso-lución (azul) aparece en el Carril 4. La imagen de permeabilidad en el Carril 3 sederiva del registro del indicador de permeabilidad de alta resolución y concuerdacon la imagen FMI. En la imagen de permeabilidad, el color amarillo pálido indicayeso de baja permeabilidad y el marrón oscuro indica mayor permeabilidad. Lasdistribuciones de T2 se observan en el Carril 6. Tanto el registro de rayos gamma(negro) en el Carril 1, como los registros de porosidad derivada del densidad (rojo)y el neutrón (azul) en el Carril 5, y el registro convencional de permeabilidad deRMN con apilamiento de cinco niveles (líneas negras), que aparece en el Carril 4,presentan pocas indicaciones de la existencia de estas laminaciones.

Invierno de 2001 11

pueden mapearse las vetas de mayor permeabili-dad e incluirse correctamente en el diseño de lafracturación.

La permeabilidad derivada de mediciones deRMN puede proporcionar información precisa ycontinua en un programa de diseño de estimula-ción de múltiples capas, como el programa deestimulación FracCADE. La permeabilidad gobier-na el transporte de fluido que desaparece o sepierde dentro de la cara recién abierta o expuestade la fractura durante una operación de estimula-ción por fracturación. El parámetro que gobiernala pérdida de fluidos resulta crítico para el diseñode la fractura. Si se fija un parámetro demasiadoelevado, se bombea demasiado fluido, con lo cualse desperdicia apuntalante (agente de sostén) yfluido y, además, se incurre en costos innecesa-rios. Si, por el contrario, se fija un parámetro depérdida demasiado bajo, puede producirse untaponamiento o enarenamiento, con lo cual la lon-gitud de la fractura resultará insuficiente y la pro-ducción se verá reducida; además de los riesgosmecánicos para la integridad de la terminación yel desperdicio del apuntalante. Es importantecontar con los datos de permeabilidad correctos.La permeabilidad puede cambiar fácilmente porvarios órdenes de magnitud dentro de un mismoestrato de arena, aún cuando la porosidad semantenga constante.

La empresa Kerns Oil and Gas, Inc. ha utiliza-do mediciones de porosidad y permeabilidad to-tal, obtenidas con la herramienta CMR paraproporcionar parámetros críticos, como los datospara sus diseños de estimulación destinados aarenas cerradas (duras o de baja permeabilidad)de pozos de gas ubicados en el sur de Texas,EUA. Por ejemplo, se prepararon dos diseños deestimulación por fracturación realizados con elprograma FracCADE para un mismo pozo (dere-cha). En ambos diseños, se considera la mismaresistencia de la roca y cantidades equivalentes

Diseños de estimulación. Se utilizó el programaFracCADE para comparar dos diseños de estimu-lación por fractura en una formación cerrada dearena con gas. En el primer diseño (arriba) se uti-lizaron los datos de permeabilidad provenientesde las muestras de núcleos y el conocimientolocal. La permeabilidad estaba sobrestimada porun factor de 10, lo cual dio como resultado unafractura excesivamente alta y corta, no adecuadapara lograr una producción óptima. En el segundodiseño (abajo), basado en los datos continuos deregistros de permeabilidad de RMN, se obtuvouna fractura más larga, 800 pies [244 m], y dealtura limitada, más adecuada para mejorar laproducción de gas. En el segundo diseño el apun-talante penetró la formación el doble de la distan-cia prevista para el primer caso.

< 0.0 lbm/pie2 0.0-0.1 lbm/pie2 0.1-0.2 lbm/pie2 0.2-0.3 lbm/pie2 0.3-0.4 lbm/pie2 0.4-0.5 lbm/pie2 0.5-0.6 lbm/pie2 0.6-0.7 lbm/pie2 0.7-0.8 lbm/pie2 > 0.8 lbm/pie2

X4800

X4900

X5000

X5100

X5200

X4800

X5000

Prof

undi

dad,

pie

sPr

ofun

diod

ad, p

ies

X5100

X5200

X4900

3600 4400Esfuerzo, lpc Ancho de fractura en el pozo, pulg Largo de la fractura, pies

Largo de la fratura 800 pies

Mayor concentracióndel apuntalante

Mayor concentracióndel apuntalante

0.1 0 0.1 0 400 800 1200

3600 4400Esfuerzo, lpc Ancho de fractura en el pozo, pulg Largo de la fractura, pies

0.1 0 0.1 0 400 800 1200

< 0.0 lbm/pie2 0.0-0.1 lbm/pie2 0.1-0.2 lbm/pie2 0.2-0.3 lbm/pie2 0.3-0.4 lbm/pie2 0.4-0.5 lbm/pie2 0.5-0.6 lbm/pie2 0.6-0.7 lbm/pie2 0.7-0.8 lbm/pie2 > 0.8 lbm/pie2

Largo de la fratura 600 pies

Concentracióndel apuntalante

Concentracióndel apuntalante

(continúa en la página 14)

de fluido y de apuntalante. En el primer caso seincorporaron datos de permeabilidad tradiciona-les, obtenidos a partir de núcleos laterales ydatos publicados. Como resultado, se obtuvo eldiseño de una fractura alta y corta, no adecuadapara lograr una producción efectiva. La exten-sión lateral de la fractura es de 600 pies [183 m]dentro del yacimiento.

El segundo diseño, basado en los datos depermeabilidad de RMN obtenidos en forma con-tinua, presenta una fractura más larga que pene-tra en la formación hasta una profundidad de 800pies [244 m] con un apuntalamiento efectivodentro de la formación de por lo menos el dobledel obtenido en el primer diseño.

De no haber contado con los datos de per-meabilidad de RMN de alta calidad, el ingenieroencargado de la estimulación se habría enga-

ñado por los resultados de la simulación, comoocurrió en el primer modelo. Para alcanzar la lon-gitud deseada de la fractura, era necesario incre-mentar el programa de bombeo, es decir, utilizarmayores tasas (gastos, caudales) de bombeo ymayores volúmenes de fluido y de apuntalante,con lo cual el trabajo de estimulación resultaríamás costoso y menos eficiente. La posibilidad deque se produzca un taponamiento es mucho másalta cuando el trabajo se encuentra sobredimen-sionado. Gracias a los perfiles detallados de per-meabilidad versus profundidad de los registrosde RMN, la compañía Kerns Oil and Gas halogrado establecer un récord extraordinario de

<

12

Las modernas herramientas de registros de reso-nancia magnética nuclear (RMN) utilizan poten-tes imanes permanentes para crear un intensocampo magnético estático (B0) de polarizacióndentro de la formación. Los núcleos de los áto-mos de hidrógeno (protones) del agua y de loshidrocarburos, poseen una carga eléctrica positi-va que al rotar sobre sí mismos generan débilescampos magnéticos, comportándose como pe-queñas agujas imanadas. Cuando el intenso B0

de la herramienta atraviesa una formación quecontiene fluidos, sus protones se alinean a lo lar-go de B0, como lo hace la aguja de una brújula.Este proceso da origen a la magnetización, queaumenta en forma exponencial, alcanzando unvalor de equilibrio, con una constante de tiempoT1, y que se mantiene mientras continúe presen-te B0

1. El pulso de radiofrecuencia, que es tam-bién generado por la misma herramienta, produ-ce la rotación de los protones, que se traduce enidéntica rotación de la magnetización, hacia, porejemplo, el plano perpendicular o transversal aB0. Esta magnetización, inmediatamente luegode concluido el pulso, comienza un movimientode precesión alrededor de B0, de la misma mane-ra que un trompo adquiere el movimiento de pre-cesión en el campo gravitacional terrestre.

La frecuencia de precesión, denominada fre-cuencia de Larmor, es proporcional a la intensi-dad de B0. La precesión de la magnetizacióngenera un campo magnético oscilante que, aesta frecuencia, induce un pequeño voltaje—laseñal nuclear—que por lo general es de unospocos microvoltios, y que es convenientementeamplificada por la herramienta. La amplitudtotal de la señal mide el contenido total dehidrógeno, o porosidad, de la formación.

La velocidad o tasa de decaimiento de la señalse denomina tiempo de relajación transversal,T2, y es la segunda medición clave de RMN, por-que depende del ambiente en el que se encuen-tra el fluido, es decir, de la distribución de tama-ño de poros. La variable T2 es la constante de

tiempo que caracteriza el decaimiento de lacomponente transversal de la magnetización.Depende de tres factores: la relajación intrínse-ca del fluido; la relajación superficial, que es unefecto ambiental; y la relajación derivada de ladifusión en un gradiente de B0, que es unacombinación de efectos ambientales y de laherramienta.

Además, la componente transversal de la mag-netización desaparece rápidamente debido a lasinhomogeneidades de B0

2. Este proceso se cono-ce como el decaimiento de la inducción libre, yla secuencia de pulsos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) se utiliza para compensar el rápidodecaimiento de la inducción libre, producida pordichas inhomogeneidades3.

Las tres contribuciones a T2 desempeñan unafunción importante en el uso de la distribuciónde T2 para su aplicación en registros de pozos.Por ejemplo, la contribución de la relajaciónintrínseca del fluido se debe principalmente a lainteracción magnética entre los protones de lasmoléculas del fluido, la que a menudo se deno-mina interacción espín-espín.

El movimiento molecular del agua y del petró-leo liviano es rápido, de manera que la relaja-ción es ineficiente y da origen a T2 largos. Sinembargo, a medida que los líquidos se tornanmás viscosos, los movimientos moleculares sehacen más lentos. Es por eso que los camposmagnéticos que fluctúan debido a su movimientorelativo, se acercan a la frecuencia de precesiónde Larmor y las interacciones de relajación mag-nética espín-espín se vuelven mucho más efecti-vas, dando origen a T2 cortos. De esta manera sepuede identificar el betumen y los petróleos vis-cosos, puesto que sus T2 son menores que los delpetróleo liviano o del agua.

Los fluidos que se encuentran cercanos o encontacto con la superficie de los granos, relajanmucho más rápido que aquellos alejados dedichas superficies. Debido a las complejasinteracciones magnéticas que ocurren entre los

protones de los fluidos y los átomos de impure-zas paramagnéticas en la superficie de los gra-nos, existe una alta probabilidad—caracteriza-da por el parámetro de relajación de la superfi-cie—de que el protón relaje rápidamente cuan-do se encuentra próximo a la superficie de losgranos. Para que el proceso de relajación super-ficial sea la contribución dominante a T2, losprotones deben interactuar con la superficie delporo, y esto lo logran gracias al proceso de difu-sión que se origina en el movimiento browniano.Es claro que a menor tamaño de poro en la for-mación, mayor es la frecuencia con la que losprotones "visitan" e interactuan con la superfi-cie del poro, dando origen de esta forma a T2

más cortos. Este es el fundamento en base alcual se puede afirmar que la distribución de T2

está estrechamente vinculada con la distribu-ción de tamaño de poros.

Tradicionalmente, la porosidad total que seobserva en las formaciones se origina en trescomponentes principales: la porosidad del fluidolibre, con T2 largos; el agua ligada a los capila-res, con T2 superior a 3 mseg y menor que el T2

de corte para el fluido libre; y, por último, elagua adherida a la arcilla con T2 cortos inferio-res a 3 mseg. Debido al perfeccionamiento tec-nológico de las herramientas de RMN que tuvolugar durante la última década, el menor espa-ciamiento entre los ecos permite determinarmás componentes de la porosidad, incluyendo la señal del agua adherida a la arcilla. Actual-mente, por ejemplo, las herramientas CMR-200y CMR-Plus pueden medir T2 desde 0.3 msegmientras se realiza la operación de perfilaje enforma continua, y desde 0.1 mseg durante medi-ciones estacionarias.

La relajación debida a la difusión en elgradiente del campo B0 es una técnica que seutiliza con frecuencia para diferenciar el petró-leo del gas4. Teniendo en cuenta que los proto-nes se mueven en forma aleatoria en el fluido, todo gradiente de un campo magnético

Oilfield Review

Fundamentos de los registros de RMN

Invierno de 2001 13

provocará una compensación incompleta con lasecuencia de pulsos y ecos de CPMG. Por ejem-plo, entre los pulsos de la secuencia CPMG, al-gunos protones se desplazarán—debido al movi-miento browniano—desde una región a otra dediferente B0, con lo cual se modificarán sus fre-cuencias de precesión y, en consecuencia, susfases relativas no podrán ser reajustadas correc-tamente. De esta forma se produce un incre-mento con el que se anula la componente trans-versal de la magnetización, es decir, la difusiónde los protones produce un acortamiento de T2.El gas tiene una alta movilidad comparado conel petróleo y el agua, y por lo tanto, la señal deRMN de los protones del gas muestra un mayorefecto de la difusión. Es importante saber queno se requiere un gradiente de campo magnéti-co uniforme para explotar el efecto de difusiónen el gradiente. Para poder diferenciar el gasdel petróleo y del agua, todo lo que se necesitaes un volumen de gradiente bien definido5.

> Utilización de la distribución de T2 (abajo) para identificar los componentes delos fluidos (arriba) en los yacimientos de areniscas. En las rocas de areniscas mo-jadas por agua, la distribución del tiempo T2 refleja la distribución de tamaño deporos en la formación. Los fluidos que serán producidos son el agua libre (azul cla-ro) y las acumulaciones de petróleo (verde) alojado en los poros más grandes. Elagua libre y el petróleo aportan los componentes de T2 más largos. El agua ligada alos capilares (azul oscuro) se mantiene adherida a los granos de arena por tensiónsuperficial y no se podrá extraer. El agua adherida a las arcillas (negro) tampocose producirá. Los componentes con T2 más cortos provienen del agua irreducibleque se encuentra más estrechamente adherida a las superficies de los granos.

1.La constante de tiempo para el proceso de polarización,T1, se conoce tradicionalmente como tiempo de relaja-ción espín-red. Este nombre proviene de la RMN deestado sólido, en donde la red cristalina intercambiaenergía con el sistema de espines.

2. El rápido decaimiento que se observa, denominadodecaimiento de inducción libre, se debe a la acción com-binada de los mecanismos reversibles (inhomogeneida-des del B0 ) e irreversibles (interacción espín-espín) a larelajación transversal.

3.Las herramientas actuales utilizan la secuencia CPMG,por Carr, Purcell, Meiboom y Gill. Phys. Rev. 94, 630-638,(1954).

4. Akkurt R, Vinegar HJ, Tutunjian PN y Guillory AJ; “NMRLogging of Natural Gas Reservoirs”, The Log Analyst 37,33-42 (1996).

5. Flaum C, Guru U y Bannerjee S: “Saturation Estimationfrom Magnetic Resonance Measurements inCarbonates”, Transactions of the SPWLA 41st AnnualLogging Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 4-7 (2000).Artículo HHH.

Distribución de T2

0.3

T2, mseg

Agua ligadaa capilares

Agua adheridaa las arcillas

Fluidos producibles

Porosidad total CMR

Porosidad CMR de 3 mseg

Porosidad CMR de fluidos libres

3.0 33 3000

Arenisca

92% de éxito en alcanzar o superar sus objetivosde producción mediante tratamientos de estimu-lación (arriba).

En ciertos casos, el costo que implica recolec-tar todos los datos para optimizar la geometría dela fractura no permite su total implementación, locual conduce a una estimulación por debajo delos niveles óptimos. En estas circunstancias, losdatos continuos de permeabilidad de RMN, lepermiten al ingeniero de estimulación considerardiseños de estimulación por capas. Por ejemplo,las zonas de mayor permeabilidad pueden serestimuladas en forma efectiva con una fracturamás pequeña, más corta y de menor costo, paraobtener resultados inmediatos de producción.Posteriormente, una vez que esta zona ha estadoen producción por un cierto tiempo, la presión delyacimiento en la zona de alta permeabilidad dis-minuye, con lo cual se produce un aumento en elcontraste de las tensiones entre la zona de gas ylas capas de lutita. Este aumento en el contrastede las tensiones permite realizar una segunda

14 Oilfield Review

fractura de estimulación, que penetre una mayorprofundidad en la zona de menor permeabilidad,sin riesgo de aumentar la altura de la fractura.

El enfoque descripto fue aplicado por Conocodurante la ejecución de un proyecto destinado acomprender el impacto económico del uso dedatos continuos de permeabilidad de RMN enproyectos de estimulación por fracturaciónhidráulica.9 Se utilizó un modelo económicobasado en el valor actual neto (VAN) para probarla sensibilidad de las diferentes variables en laoptimización de la fractura (véase "Riesgos medi-dos," página 22). En uno de los pozos, un diseñotradicional en una sola etapa consumía 288,192galones [1090 m3] de fluido y 935,216 lbm[424.214 kg] de apuntalante para alcanzar la lon-gitud óptima de la fractura de 795 pies [242 m], aun costo de $320,000. La recuperación estimadaen el término de tres años sería de un total de2200 MMpc [62 millones de m3] de gas.

Se comenzó por realizar un pequeño trata-miento de estimulación en la zona de alta per-meabilidad, seguido de un segundo tratamientoen la zona de menor permeabilidad: los dos tra-tamientos hipotéticos utilizaban un total de186,383 galones [705 m3] de fluido y 438,079 lbm[198,713 kg] de apuntalante. La longitud de lafractura en la primer zona fue de 388 pies [118 m]y la segunda alcanzó 1281 pies [390 m], a uncosto total de $254,000. La recuperación de lasreservas estimada en tres años sería de 2500MMpc [70 millones de m3] de gas (abajo). Eldiseño de la simulación en dos etapas, utilizandodatos de permeabilidad continua de RMN, dacomo resultado una reducción en los costos de$66,000, además de un aumento de la produc-ción acumulada de 292 MMpc de gas, lo queequivale aproximadamente a $1.5 millones a losprecios actuales.10

> Resultados de producción de pozos utilizando datos de registros de RMN. Antes de la estimu-lación, varios pozos no fluían. La producción estimada utilizando las permeabilidades derivadasdel registro de RMN, coincide con la producción observada después de la estimulación.

2500

3000

2000

1500

1000

500

00 200 400 600 800 1000

Tiempo, días

Prod

ucci

ón a

cum

ulad

a, M

Mpc

s

Permeabilidad compuesta Permeabilidad medida en forma continua

Producción acumulada con diseños de estimula-ción tradicionales y basados en mediciones de RMN.Para calcular la producción acumulada se utilizó elsoftware ProCADE, sobre la base del espesor netode la zona, la presión estática de fondo y la permea-bilidad. La curva roja muestra la producción acumu-lada basada en los cálculos de permeabilidad com-puesta tradicional y en un diseño de estimulación porfractura en una sola etapa. La curva verde se basaen los datos continuos de permeabilidad de RMN yen un diseño de estimulación en dos etapas.

Pozo Formación Pre-estimulación Estimación a partir depredicciones FracCADE

Post-estimulación

1

2

3

4

5

6

7

8

San Miguel

San Miguel

San Miguel

Olmos

Olmos

Olmos

San Miguel

Olmos

100 Mpc/D

800 Mpc/Dy 25 bppd

1000 Mpc/Dy 20 bppd

Sin entrada

Sin entrada

Sin entrada

Sin entrada

Sin entrada

400 Mpc/D

1200 Mpc/D

1600 Mpc/D

200 Mpc/D

350 Mpc/D

500 Mpc/D

300 Mpc/D

300 Mpc/D

500 Mpc/D

1550 Mpc/Dy 200 bppd

2000 Mpc/Dy 45 bppd

410 Mpc/D

370 Mpc/D

330 Mpc/D

320 Mpc/Dy 18 bppd

340 Mpc/D

<

Invierno de 2001 15

La combinación de los datos de registros con-tinuos de permeabilidad de RMN, con los diseñosde estimulación por fracturación hidráulica, esuno de los objetivos de la iniciativa PowerSTIM;tema que será tratado en un próximo número deOilfield Review.

Predicción del flujo de un yacimientoLos datos petrofísicos cuantitativos se aplican ca-da vez más en los simuladores numéricos utiliza-dos para el manejo de los yacimientos.11 BGInternational y Phillips Petroleum, por ejemplo, u-tilizaron mediciones de la herramienta CMR parapredecir las características del flujo de un pozo u-bicado en la zona central del Mar del Norte. Enprimer lugar, se compararon los análisis de labora-torio de RMN y análisis convencionales realizadossobre los núcleos, con el fin de optimizar un nuevoalgoritmo para estimar la permeabilidad a partirde mediciones de RMN. En el nuevo algoritmo seutilizaron los valores de la porosidad total y elagua irreducible derivados del registro CMR, paradeterminar la permeabilidad en forma continua através de todo el espesor del yacimiento (arriba).A partir de allí, se determinó el comportamiento

del flujo del yacimiento en una gráfica compara-tiva de la capacidad de flujo, definida como el pro-ducto de la permeabilidad y el espesor, con lacapacidad de almacenamiento definida como elproducto del volumen poroso con hidrocarburo y elespesor. Esta herramienta gráfica, que se conocecomo gráfica de Lorenz, proporciona una guía dela cantidad de unidades de flujo que se necesitanpara mejorar el esquema geológico (abajo).

Los resultados muestran que la zona inferiordel pozo, la Zona A, contaba con el 17% de lacapacidad total de almacenamiento y el 74% de lacapacidad de flujo. La Zona B contenía el 60% de

9. Kerchner S, Kaiser B, Donovan M y Villareal R:“Development of a Continuous Permeability MeasurementUtilizing Wireline Logging Methods and the ResultingImpact on Completion Design and Post CompletionAnalysis,” artículo de la SPE 63259, presentado en laConferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, Octubre 1-4, 2000.

10. El 21 de Septiembre de 2000 el precio del gas era de apro-ximadamente $5.28/Mpc.

11. Gunter GW, Finneran JM, Hartmann DJ y Miller JD: “EarlyDetermination of Reservoir Flow Units Using an IntegratedPetrophysical Method,” artículo de la SPE 38679, presen-tado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.

Gráfica de Lorenz—comportamiento del flujo basado en la per-meabilidad derivada del CMR. La forma de la gráfica indica elcomportamiento del flujo del pozo y del yacimiento. Los segmen-tos que presentan pendientes pronunciadas tienen un mayorporcentaje de la capacidad de flujo del yacimiento con respectoa la capacidad de almacenamiento, y por definición tienen unamayor tasa de producción del yacimiento. Los segmentos conpendientes planas, tienen una mayor capacidad de almacena-miento, pero poca capacidad de flujo y, por lo tanto, puedengenerar barreras deflectoras en el yacimiento si se extienden ensentido lateral. En forma similar, los segmentos que no presentanni capacidad de flujo ni de almacenamiento, constituyen sellosdel yacimiento si se extienden en sentido lateral. Las unidadesde flujo individuales (eje vertical derecho) se pueden identificara partir de la ubicación de los puntos de inflexión. Estas gráficaspermiten definir el número mínimo de unidades de flujo que con-viene utilizar en el desarrollo de los modelos del yacimiento.

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

00 20 40 60 80 100

Unidad de flujo con baja capacidad de flujo y baja capacidad de almacenamiento.Sello del yacimiento.

Unidad de flujo con baja capacidad de flujoy alta capacidad de almacenamiento.Se pueden formar barreras deflectoras si seextiende lateralmente.

Unidad de flujo con alta capacidad de flujo y baja capacidad de almacenamiento.

Zona C

Zona B

Zona A

Unidades de flujo

Capa

cida

d de

fluj

o, fr

acci

ón d

el k

h to

tal

Capacidad de almacenamiento, fracción del volumenporoso con hidrocarburos por el espesor

Permeabilidad derivada del registro CMR en el Mar del Norte.El Carril 1 contiene la porosidad derivada del CMR subdivididaen petróleo (rojo), agua ligada a los capilares (verde), aguaadherida a las arcillas (blanco) y agua producible (azul). El Carril 2 contiene el análisis de saturación basado en la inte-gración de los datos del CMR, con las mediciones de resistivi-dad que muestran la saturación de agua producible (verde) y la saturación total del agua (curva azul). La permeabilidadderivada del CMR se observa en el Carril 3. La permeabilidadmedida en el laboratorio (amarillo) corresponde a las muestrasde los núcleos (círculos rojos). El Carril 4 muestra la capacidadde flujo normalizada a través de las tres zonas del yacimiento.

XX560

XX660

XX760

Prof

undi

dad,

pie

s

XX860

XX960

XY060

Porosidad, u.p.0 10 20 30 110-1 100 10+4

Permeabilidad, mD0 50 100

Saturación, %0 50 100

Perfil de flujo normalizado

Zona C

Zona B

Zona A

la capacidad de almacenamiento y el 24% de lacapacidad de flujo. A la zona sperior, Zona C, co-rrespondía el 23% de la capacidad de almacena-miento pero sólo el 2% de la capacidad de flujo.Estos resultados indican que cuando se inicie laproducción del pozo, la tasa de flujo inicial decli-nará en forma abrupta a medida que se agote laZona A. El rendimiento del pozo a largo plazoestará determinado por la producción provenientede las Zonas B y C. Por otra parte, un análisis

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detallado de la gráfica indica que convendría utili-zar un mínimo de diez unidades de flujo en eldesarrollo del modelo del yacimiento. Los valoresde permeabilidad y porosidad derivados de laherramienta CMR, permitieron definir la capaci-dad de flujo y de almacenamiento de cada una deestas diez unidades de flujo.

RMN y ensayadores de formación operados a cableSe encuentra muy difundido el uso de los ensa-yadores o probadores de formación operados acable para la evaluación de los fluidos y de la pro-ducibilidad de las formaciones.12 Las herra-mientas de perfilaje, como el Ensayador Modularde la Dinámica de la Formación MDT, proveenestimaciones de la permeabilidad en cada zonaproductiva, basadas en mediciones de la presióndinámica de fluencia, la presión estática y la tasade producción de fluido. Tanto las muestras defluido, como las mediciones de permeabilidad yde presión obtenidas con estos dispositivos, amenudo proporcionan una primera apreciación dela producibilidad del pozo. En algunos estudios en

los que se utilizó la herramienta MDT, se observaque el Analizador Óptico de Fluidos OFA, tiene lacapacidad de tipificar, en sitio, el crudo en térmi-nos de la relación gas/petróleo, la densidad API yla coloración. La herramienta MDT también per-mite determinar el comportamiento de la presión,el volumen y la temperatura (PVT) de las reservasen el lugar.13 Para poder planificar el desarrolloeficiente de un campo, resulta esencial conocerestas propiedades.

En el proceso de muestreo, es muy importantela selección de la zona, ya que el objetivo consis-te en obtener una muestra representativa del flui-do del yacimiento. Los perfiles obtenidos con elensayador de formación operado a cable, requie-ren mediciones estacionarias y tiempos de bom-beo prolongados, para eliminar la invasión de losfiltrados de lodo y garantizar que las muestrasobtenidas del fluido de la formación sean aptaspara el análisis PVT. Tanto los registros conven-cionales de resistividad, densidad y porosidad,así como los datos de núcleos contribuyen a iden-tificar las potenciales zonas de producción. Sinembargo, resulta fundamental identificar correc-

16 Oilfield Review

Puntos MDT tomados del registroCMR en zonas de alto contenido de fluido libre

Permeabilidad SDR

Permeabilidad de Timur-CoatesmD0.1 10,000

Resistividad profunda, LLD

ohm-m 10000.01

Resistividad somera

u.p. 050

mseg 30000.3

Fluido libre Valor de corte de T2 = 33 mseg

Porosidad CMR de 3 mseg

Porosidad total CMR

Porosidad del densidad

Porosidad neutrón

Agua adheridaa las arcillas

Agua ligadaa los capilares

Distribución de T2

> Combinación de registros de RMN con prue-bas de la formación en el fondo del pozo con laherramienta MDT. Si se seleccionan los puntosde ensayo (pruebas) de la formación y los puntosde muestreo sobre la base de los datos de losregistros de RMN, el margen de error se ve redu-cido cuando las dos herramientas se corren enforma conjunta. Además de mejorar la eficiencia,se reduce el riesgo de deterioro de las condicio-nes del pozo. El indicador de permeabilidad dealta resolución CMR, permite identificar las vetaspermeables y la posición de las zonas de interéspara la herramienta MDT.

Mejoramiento de la eficiencia en la obtención de muestras y mediciónde datos de presión. Tanto en los registros de resistividad del Carril 1,como en los registros de densidad (rojo), porosidad total CMR (línea con-tinua negra) y porosidad derivada del neutrón (línea punteada negra) delCarril 2, se observan pocas variaciones a través de esta formación dearenas y lutitas no consolidadas. Sin embargo, existe una variación consi-derable en el volumen del fluido libre (violeta) en el Carril 2, lo cual hacemás fácil la identificación de las zonas de alta permeabilidad. En el Carril1 los cálculos de permeabilidad de RMN derivados de la transformaciónde Timur-Coates (línea punteada azul) y la transformación de SDR (líneacontinua azul), concuerdan con la movilidad del fluido determinada porlas mediciones de caída de presión obtenidas con la herramienta MDT(círculos azules). En el Carril 3 se observan las distribuciones de T2 delCMR. Las muestras MDT fueron seleccionadas en los puntos de la forma-ción que presentaban las mejores estimaciones de permeabilidad en elregistro de RMN.

HerramientaMDT

HerramientaCMR

Zona de interés

tamente las zonas permeables; de lo contrario, elensayador no podrá obtener ningún fluido de laformación, o el proceso de obtención de la mues-tra llevará demasiado tiempo.

Con el fin de mejorar la eficiencia de la tomade muestras, se pueden utilizar mediciones depermeabilidad de RMN para seleccionar laszonas más productivas (arriba a la derecha). Losregistros de fluido libre y adherido obtenidos conla herramienta CMR, también pueden contribuir adeterminar los puntos más adecuados para obte-ner mediciones de presión MDT y muestras. Los

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Invierno de 2001 17

Cuando se combinan las herramientas MDT yCMR en una sola pasada, se reduce el tiempo deoperación y del equipo de perforación, con lo cualse limitan los costos, especialmente en las ope-raciones de perfilaje efectuadas con la columna(tubería, sarta) de perforación y en las desarro-lladas en sitios remotos y en áreas marinas. Allimitar el tiempo de operación, se reduce elriesgo de que se produzca el aprisionamiento dela columna de perforación por deterioro de lascondiciones del pozo.

Caracterización de los fluidos—Las medicio-nes de presión y el análisis de las muestras defluido combinadas con características específicasde los datos de RMN—como los tiempos T2 pro-longados en los ambientes de hidrocarburoslivianos o un déficit en la porosidad total de RMNen zonas de betumen comparados con los regis-tros de densidad-neutrón—pueden proporcionaruna identificación positiva de los fluidos de laformación.

Por ejemplo, la combinación de las herra-mientas CMR y MDT, fue utilizada en un pozoperforado con lodo a base de petróleo en el áreaNorte de Monagas, en el este de Venezuela, paraverificar la identificación de hidrocarburos (iz-quierda). La correlación de la porosidad y la pre-sencia de gas se determinó mediante el métodode interpretación que combina datos de densidady de resonancia magnética (DMR, por sus siglasen Inglés).15 La interpretación basada en el regis-tro de densidad-neutrón y en los datos CMR, con-firman que las Zonas A, C y H contienen gas. Enlas demás zonas de este campo, no se observa elcruce característico del densidad-neutrón, por loque se supone que contienen petróleo. Sinembargo, las zonas B, D, E, F e I presentan gran-des déficits de porosidad CMR, (sombreado azul)

datos CMR de alta resolución, resultan suma-mente efectivos en las secuencias laminadas,mientras que los registros de permeabilidad CMRde alta resolución constituyen el método reco-mendado para determinar el programa de mues-treo MDT en muchas situaciones.

Por ejemplo, en una región del área marina deChina resultaba problemático obtener datos de pre-sión debido a la obturación de la sonda en las for-maciones de arenas arcillosas no consolidadas(página anterior a la izquierda).14 Si bien los datosde resistividad y porosidad derivada del registro

Rayosgamma

API

Prof,pies

Permeabilidad CMR

Ensayos MDTsin entrada

PermeabilidadMDT

XX200

XX250

XX300

XX350

XX400

XX450

A

B

C

D

E

F

G

H

I

0

0.1 mD 1000

150 40 0 40 0u.p. u.p.

Cruce

Porosidaddel densidad

Porosidadneutrón

Porosidaddel densidad

Porosidad CMRIn

dica

dor

de g

asIn

dica

dor

de b

etum

en

> Evaluación de zonas de gas, petróleo y betumen. En el Carril 3 se observanlos registros de porosidad derivada del registro de densidad (rojo) y porosi-dad derivada del neutrón (negro). El indicador de betumen (negro) en el Carril2, se obtiene comparando la porosidad del densidad-neutrón (Carril 3) y elregistro del déficit de porosidad del CMR (Carril 4). El indicador de gas (rojo)en el Carril 2, se calcula comparando el volumen de gas observado por laherramienta CMR y el observado por el cruce del densidad-neutrón. El regis-tro CMR confirma que las Zonas A, C y H contienen gas. El registro del déficitde porosidad CMR (sombreado azul), calculado a partir de la diferencia entrela porosidad derivada de la densidad y la porosidad CMR se muestra en elCarril 4. El indicador de betumen (negro) del Carril 2, se obtiene comparandola porosidad CMR con la porosidad derivada del registro de densidad. En elCarril 1 se encuentra la permeabilidad derivada de la porosidad total CMR ylas mediciones de fluido adherido, utilizando la ecuación de Timur-Coates.Las diez mediciones de permeabilidad MDT (círculos verdes) en las zonas dealta permeabilidad, coinciden con el registro de permeabilidad derivada delCMR. En las cuatro mediciones de la herramienta MDT realizadas en laszonas de betumen (estrellas rojas) se obtuvieron como resultado ensayossecos, sin entrada de fluidos (no productivas).

12. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC,Melbourne G y Mullins O: “Innovations in Wireline FluidSampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.

13. Hashem MN, Thomas EC, McNeil RI y Mullins OC:“Determination of Hydrocarbon Type and Oil Quality inWells Drilled with Synthetic Oil-Based Muds,” artículode la SPE 39093, presentado en la Conferencia Técnica yExhibición Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA,Octubre 5-8, 1997.Felling MM y Morris CW: “Characterization of In-SituFluid Responses Using Optical Fluid Analysis,” artículode la SPE 38649, presentado en la Conferencia Técnica yExhibición Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA,Octubre 5-8, 1997.

14. Castelijns C, Badry R, Decoster E y Hyde C: “CombiningNMR and Formation Tester Data for OptimumHydrocarbon Typing, Permeability and ProducibilityEstimation,” Transactions of the SPWLA 40th AnnualLogging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo GG.

15. Freedman R, Cao Minh C, Gubelin G, Freeman J,McGinness J, Terry B y Rawlence D: “Combining NMRand Density Logs for Petrophysical Analysis in Gas-Bearing Formations,” Transactions of the SPWLA 39thAnnual Logging Symposium, Keystone, Colorado, EUA,Mayo 26-29, 1998, artículo II.

densidad-neutrón no presentaban grandes varia-ciones a través de la formación, en los perfiles defluido libre y fluido adherido obtenidos con la herra-mienta CMR se observaban variaciones considera-bles, con lo cual resultó fácil identificar losintervalos más permeables. Para seleccionar lospuntos de muestreo MDT, se tomaron como baselas zonas de mayor permeabilidad, que son laszonas con poco volumen de fluido adherido. Lasseis pruebas de presión se realizaron con todo éxitoy se lograron recuperar tres muestras de fluido enun ambiente tradicionalmente difícil.

en el Carril 4, con respecto a la porosidad deri-vada de la densidad, lo que se interpreta comopresencia de betumen. La alta viscosidad delbetumen hace que la señal de RMN se relajerápidamente. Lamentablemente, al tratarse deun medio ambiente de lodo a base de petróleo,los registros de resistividad no pueden estable-cer una distinción entre las zonas con betumen ylas zonas de hidrocarburos más livianos.

No obstante, se obtuvo una confirmaciónindependiente de la existencia de zonas conbetumen a través de las mediciones MDT, ya quelos cuatro intentos realizados para obtener mues-tras de fluido en estas zonas con la herramientaMDT, dieron como resultado pruebas secas o sea

sin entrada de fluidos. Por el contrario, todas lasmediciones MDT en las zonas de gas o de petró-leo liviano, presentaron lecturas de presión omovilidad coincidentes con el registro de perme-abilidad CMR, derivado de las mediciones deporosidad total y fluido adherido. Gracias a losdatos obtenidos combinando las herramientasCMR y MDT, y los datos de los registros triple-combo, se obtuvo un análisis petrofísico conclu-yente de la compleja formación de gas, petróleoy betumen.

En cuatro pozos ubicados en las aguas profun-das del Golfo de México y perforados en la mismaestructura, la herramienta CMR se combinó con laherramienta MDT para confirmar la ubicación de

los contactos de fluidos en el yacimiento. Lasherramientas se corrieron con la columna deperforación en pozos desviados, utilizando el sis-tema de Perfilaje en Condiciones Difíciles TLC,mientras que se obtuvieron registros tradiciona-les a hueco abierto con el método de perfilajedurante la perforación (LWD). En uno de lospozos, los datos de presión MDT y las tendenciasdel gradiente de presión, muestran signos de uncontacto gas-petróleo (CGP) a X270 pies, lo quecoincide con el déficit de porosidad que seobserva en la medición de RMN en la zona de gas(arriba). En todos los otros pozos, se obtuvieronresultados similares.

18 Oilfield Review

16. Morriss CE, Freedman R, Straley C, Johnston M, VinegarHJ y Tutunjian PN: “Hydrocarbon Saturation andViscosity Estimation from NMR Logging in the BelridgeDiatomite,” Transactions of the SPWLA 35th AnnualLogging Symposium, Tulsa, Oklahoma, EUA, Junio 19-20,1994, artículo C.Para más detalles acerca de los efectos de la viscosidaden el tiempo de relajación: véase Allen et al, referencia 1.

17. Allen et al, referencia 1.18. Los efectos de la viscosidad del fluido, variable y desco-

nocida, sobre las estimaciones de movilidad obtenidasde la caída de presión medidas con la herramienta MDT,fueron minimizados al comparar los datos sólo en laszonas de petróleo y agua y evitando las zonas de gas, enlas que el gas disuelto en los fluidos de invasión, podríaalterar la viscosidad del fluido. Los efectos de diferir la

> Búsqueda de contactos de fluidos. La gráfica de datos de presión MDT (izquierda) muestra los cam-bios en el gradiente de presión, provocados por los contactos de los fluidos. El contacto gas-petróleo(CGP) se encuentra a X270 pies y el contacto agua-petróleo (CAP) a X335 pies. El análisis volumétrico dela formación se observa en el Carril 1 (derecha). La permeabilidad derivada de RMN (violeta), se com-para con la movilidad obtenida de la caída de presión medida con la herramienta MDT (círculos rojos) enel Carril 2. En el Carril 3, la porosidad derivada del perfil de densidad (rojo), se compara con la porosidadtotal medida por la herramienta CMR (negro). La porosidad de la formación corregida por gas (verde)que aparece en el Carril 3, se calculó utilizando el método de interpretación que combina los datos dedensidad con los de resonancia magnética (DMR). En el Carril 4, se observa un análisis completo de losfluidos basado en los datos de fluido libre, fluido adherido, porosidad DMR y otros datos obtenidos ahueco abierto. Las distribuciones de T2 derivadas de la herramienta CMR aparecen en el Carril 5.

Datos MDT

TVD,pies

X222

X150

X200

X250

X300

X350

63406300Presión, lpc

Análisis delutitas

Movilidad MDT Porosidad DMR

PorosidadTCMR

Agua

Perm CMRmD0 1

Punto de corte T2

Distribución T2

mseg0.3 3000

u.p. 0

mD1 10,000

X249

X276

X303

X330335 pies

270 pies

X357

Cuarzo

Ilita

Agua adheridaa las arcillas

Aguairreducible

Petróleo

Gas

Prof,pies

CGP

CAP

Porosidad del densidad

50

resolución vertical al comparar los valores de la perme-abilidad derivada del CMR con los de las mediciones dela herramienta MDT, se minimizaron eliminado los datoscercanos a los límites de los estratos. El coeficienteprincipal en la ecuación de Timur-Coates fue ajustadopara calibrar la permeabilidad de RMN a la permeabili-dad MDT.

19. Allen et al, referencia 1.

Invierno de 2001 19

La porosidad total CMR se superpone con lamedición de porosidad LWD en la zona de aguapor debajo de X335 pies, lo cual indica que losprotones del filtrado de lodo que ha invadido laformación—un sistema de lodo sintético a basede petróleo—se encuentran totalmente polariza-dos. En la zona de petróleo comprendida entreX270 y X335 pies, la porosidad total CMR esmenor que la porosidad derivada del registro dedensidad, debido a una polarización incompletadel petróleo liviano de la formación. La distribu-ción de T2 en esta zona, indica una señal depetróleo con un promedio de T2 que oscila entre2 y 3 segundos y una viscosidad de petróleo en elfondo de alrededor de 0.3 centipoise, lo cual con-cuerda con las mediciones realizadas en el labo-ratorio de las muestras MDT obtenidas en estazona.16 La superposición del registro de densidadcon la porosidad derivada del CMR, muestra unincremento de la separación por encima del con-tacto gas-petróleo a X270 pies. El uso de losdatos de RMN confirma la interpretación de losdatos de presión MDT y permite identificar el flui-do, así como también establecer la ubicación delcontacto de cada fluido.

La permeabilidad MDT derivada de las medi-ciones de la caída de presión, fue utilizada en elestudio de los cuatro pozos para determinar elcorrecto punto de corte de T2, para poder diferen-ciar entre el fluido adherido a los granos, y el flui-do libre. Las distribuciones de T2 en cada uno delos pozos, presentan una forma bimodal propiade los pozos perforados con sistemas de lodo abase de petróleo. Suponiendo que se trata de unaformación mojada con agua, el pico más alto enla distribución de T2 proviene de la invasión delfiltrado de lodo a base de petróleo y los hidro-carburos del yacimiento, que declinan de acuerdocon sus velocidades de relajación volumétricas.El pico más bajo representa el fluido adherido alos granos. Un cálculo razonable para el corte deT2 está dado por la posición del valle entre losdos picos. En estas distribuciones de T2, el valleparece encontrarse entre 60 y 70 mseg, mientrasque el corte de T2 típico de los valores derivadosde las mediciones de RMN efectuadas sobre lasmuestras de núcleos obtenidos en las mismasformaciones, era sólo de 11 mseg.

Para establecer el valor correcto del punto decorte de T2 para esta formación, se probaron dosenfoques. El primer enfoque consistió en variar elvalor del punto de corte de T2 con el fin de deter-minar las cantidades de agua irreducible y agualibre, a partir de los registros tomados en las zonasde hidrocarburos. El valor de corte de T2 de 11mseg, obtenido de los núcleos produce una canti-dad considerable de agua libre inesperada, y el

corte se debe aumentar hasta 40 mseg para elimi-nar toda el agua libre que se encuentra en la zonacon hidrocarburos. En otros yacimientos se hanobservado discrepancias similares.17

En el segundo enfoque se determinó un valorde corte óptimo, variando el valor de corte de T2 ycomparando los valores de permeabilidad resul-tantes de Timur-Coates, con las mediciones de lapermeabilidad MDT (arriba). Variando el valor decorte de T2 se modifica el perfil de permeabilidadobtenido de RMN en cada pozo, dado que el volu-men de agua adherida varía a diferentes profundi-dades.18 En este estudio, si se utiliza el valor decorte de T2 de 40 mseg, el perfil de permeabilidadderivado de RMN es el que mejor coincide con lasmediciones de permeabilidad MDT.

La permeabilidad de RMN calculada en el sitiodel pozo, permite optimizar el diseño de las medi-ciones de presión y el muestreo de fluidos a efec-tuarse con el ensayador de la formación, y realizaruna evaluación más acertada del potencial de pro-ducción de cada pozo.

RMN en carbonatosUno de los beneficios de la porosidad medida porRMN, es que resulta independiente de la minera-logía presente en la roca de la formación. Las ampli-tudes de eco dependen sólo del contenido dehidrógeno de los fluidos de la formación, y no se venafectados por las propiedades volumétricas de laroca, como ocurre en los registros de densidad oneutrón. Esto permite realizar, con mayor facilidad,un análisis petrofísico en las mineralogías comple-jas; por ejemplo, evaluar la saturación de agua encalcáreos con inclusiones de anhidritas.

> Permeabilidad de RMN comparada con la permeabilidad MDT. Para calcular la permeabilidad deRMN se utilizó la ecuación de Timur-Coates. Se investigó el efecto de variar el punto de corte de T2para discriminar entre los componentes de fluido libre y fluido adherido. Las dos gráficas muestran el efecto de la variación del punto de corte de 40 mseg (izquierda) a 60 mseg (derecha). Los datos enla zona de gas muestran un margen más amplio, posiblemente debido al hecho de que el gas puedealterar la viscosidad del fluido invasor, provocando un error en la permeabilidad MDT derivada de las mediciones de la caída de presión. La correlación de comparación óptima se halló para el valor de corte de T2 a 40 mseg.

10,000

1000

100

10

1

0.1

10,000

1000

100

10

1

0.1

Zonas de agua y petróleo

Zonas de gas

Perm

eabi

lidad

MDT

Perm

eabi

lidad

MDT

0.1 1 10 100 1000 10,000 0.1 1 10 100 1000 10,000

Permeabilidad NMR Permeabilidad NMR

Valor de corte de T2 = 40 mseg Valor de corte de T2 = 60 mseg

Sin embargo, dentro de la industria petroleraexiste cierto temor de que el método de RMN nofuncione tan bien como se suponía en los yaci-mientos de carbonatos. El problema surge por laexistencia de incertidumbres en los mapeos entrelas distribuciones de T2 y las distribuciones deltamaño del poro en los carbonatos, lo cual producevalores incoherentes en los valores de corte de T2

necesarios para distinguir los fluidos libres de losfluidos adheridos, y conduce a cálculos de perme-abilidad y predicciones de corte de agua poco con-fiables. Algunas de las posibles causas son ladifusión de los protones en movimiento entre losmicroporos y los macroporos, las variaciones en larelajabilidad de la superficie respecto a la tempe-ratura y la mineralogía, y la presencia de sistemasde poros variables y complejos.

Las interpretaciones tradicionales de las medi-ciones de RMN en las rocas saturadas de agua,suponen que la distribución de T2 y las distribucio-nes de los tamaños del poro se encuentran directa-mente relacionadas.19 La difusión de los protones enmovimiento entre los poros es despreciable y sesupone que la relajación en cada poro se encuentracontrolada por el coeficiente de relajabilidad de lasuperficie del grano. Con este modelo de interpre-tación, se obtiene como resultado un tiempo derelajación observado que depende de dos compo-nentes: el proceso de relajación del volumen de flui-do, que es lento en los fluidos con gran movilidad(agua y petróleo liviano), y el proceso de relajaciónde la superficie, que depende de la relación entre elvolumen del poro y el área de la superficie. El agua,el petróleo liviano y el gas atrapados en los porosgrandes decaen más lentamente, mientras que los

20 Oilfield Review

fluidos confinados en los poros en los que existeuna relación pequeña entre el volumen del poro y elárea de la superficie—como los fluidos adheridos alas arcillas—experimentan un decaimiento muchomás rápido debido a la mayor frecuencia de cho-ques con la superficie del poro. Este conocidomodelo de interpretación, permite explicar las dis-tribuciones de T2 observadas en los yacimientos deareniscas que contienen diferentes distribucionesdel tamaño del poro.

Las formaciones de carbonatos también con-tienen diversas distribuciones del tamaño deporo, a menudo compuestas por porosidad micro-granular o intragranular y macrogranular o inter-granular, además de vacuolas o microgeodasaisladas. No obstante, en este tipo de formacio-nes, con frecuencia, los datos de los registrospresentan distribuciones de T2 unimodales, quelimitan la capacidad de medición de RMN parapredecir la permeabilidad y el fluido movible.

Los últimos desarrollos en la investigación deRMN explican por qué el enfoque convencionalpierde validez en los carbonatos con grano sos-tén, que tienen sistemas dobles de micro y macro-poro en estrecha proximidad (arriba).20 Ladescomposición se debe a la difusión de los pro-tones en movimiento, entre los microporos y losmacroporos.21 Este resultado fue comprobado uti-lizando simulaciones numéricas y modelos analí-ticos para evaluar los procesos físicos quesubyacen en la medición de RMN, en las rocascon las mismas características que las que se en-cuentran por lo general en los yacimientos de car-bonatos del Medio Oriente (próxima página,arriba). El fenómeno de difusión, provoca la dismi-nución del área correspondiente al pico corto deT2; la fracción de porosidad asociada con los mi-croporos. Al mismo tiempo, la posición del pico deT2 más alto, se traslada a los tiempos más cortos.Actuando en forma conjunta, estos dos efectostienden a hacer coincidir los dos picos y produciruna distribución unimodal de T2 que difiere bas-tante de la distribución bimodal que se esperaencontrar en un sistema de doble porosidad.

Desde el punto de vista de la física, estosefectos son provocados por la difusión de los pro-tones del fluido en movimiento entre los dos sis-

Modelo tridimensional basado en unempaquetamiento periódico de granosmicroporosos consolidados. Un modelonumérico para grainstones de carbona-tos, se basa en una estructura cúbicasimple que contiene granos grandes, losque a su vez están constituidos por gra-nos consolidados más pequeños, cuyoscentros están situados dentro de unsubreticulado. Los principios físicos deRMN muestran que cuando los poros seacoplan por la difusión, los protones enmovimiento que se encontrabanoriginalmente en los microporos, seescapan hacia los macroporos dondesobreviven por más tiempo. Por suparte, los protones que se encontrabanoriginalmente en los macroporos, pene-tran en los microporos donde se enfren-tan con un mayor número de interaccio-nes superficiales, con lo cual disminuyesu tiempo de vida.

Macroporo Microporo

Protones en rotaciónProtones en rotación

temas porosos. Si la relajabilidad de la superficiees lo suficientemente pequeña, los protones quese encuentran originalmente en los microporos sepueden volver a difundir en los macroporos, antesde que se relaje el movimiento del núcleo. Eldecaimiento de estas rotaciones, se produceentonces mucho más lentamente y contribuye alpico de tiempo tardío, lo cual explica latransferencia aparente de porosidad entre lospicos de tiempo temprano y tardío.

El rol de la difusión en los carbonatos es toda-vía más complicado, por cuanto se ha observadoque las distribuciones de T2 medidas en algunasformaciones de carbonatos, dependen de la tem-peratura.22 Los trabajos realizados anteriormenteen laboratorio sobre los efectos de la temperatu-ra, se basaron sobretodo en las areniscas y llega-ron a la conclusión de que el decaimiento medidono cambia con la temperatura, lo cual implica quela difusión no controla la relajación en ese tipo deformaciones.23 En algunos yacimientos de carbo-natos, la comparación entre las mediciones obte-nidas en el pozo y las mediciones de RMNrealizadas en el laboratorio muestran que, si bienla concordancia de la porosidad total resulta bas-

tante satisfactoria, en los tiempos que se mane-jan en el laboratorio—medidos a temperaturaambiente—se encuentran valores menores quelos que se observan en los registros.

Este mismo resultado se ha repetido en estu-dios de laboratorio sobre la dependencia de latemperatura de mediciones de RMN en las rocasde carbonatos, soportados por el lodo, tomadosde una variedad de pozos en Medio Oriente (pró-xima página, abajo). El proceso de difusión se en-cuentra dominado por un factor llamadoconstante de difusión del fluido. A medida queaumenta la temperatura, la constante de difusióncambia y produce una modificación en las distri-buciones de T2 hacia tiempos más prolongados.

Afortunadamente, el papel de la difusión—con la distorsión resultante en la distribución deT2—no afecta a todos los carbonatos.Dependiendo de las condiciones locales durantela depositación, la estructura de las formacionesde carbonatos más recientes, pueden ser grano-soporte o granosostén donde los efectos de ladifusión son importantes, o carbonatos consoporte de la fracción arcillosa, en los cuales sesupone que los efectos de la difusión no sonimportantes. En segundo lugar, a medida que lasformaciones envejecen, por lo general aumenta elefecto diagenético, lo que produce el aumentodel tamaño del cristal y disminuye la relación conrespecto a la estructura depositacional original.La disminución del contraste de tamaño entre losporos de proximidad cercana, disminuye el efectode la difusión del movimiento del hidrógeno.

20. Ramakrishnan TS, Schwartz LM, Fordham EJ, KenyonWE y Wilkinson DJ: “Forward Models for NuclearMagnetic Resonance in Carbonate Rocks,” The LogAnalyst 40, no. 4 (Julio-Agosto 1999): 260-270.

21. Típicamente, la corrección por difusión se debe a losgradientes del campo magnético que provocan un des-fasaje irreversible. Sin embargo, aunque el gradiente delcampo magnético sea cero, la difusión puede alterar larelajación en forma significativa.

22. Ramakrishnan TS, Fordham EJ, Venkitaramanan A,Flaum M y Schwartz LM: “New InterpretationMethodology on Forward Models for Magnetic

Resonance in Carbonates,” Transactions of the SPWLA40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo30-Junio 3, 1999, artículo MMM.

23. Latour LL, Kleinberg RL y Sezginer A: “Nuclear MagneticResonance Properties of Rocks at ElevatedTemperatures,” Journal of Colloidal and InterfaceScience 50, no. 2 (1992): 535-548.

24. Freedman R, Sezginer A, Flaum M y Matteson A: “A New NMR Method of Fluid Characterization inReservoir Rocks: Experimental Confirmation andSimulation Results,” artículo de la SPE 63214, presentadoen la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, Octubre 1-4, 2000.

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Invierno de 2001 21

superficie en estas formaciones, no varía en formasignificativa y que las distribuciones de RMN pre-sentan puntos de corte de T2 coherentes, que sepueden utilizar para estimar la permeabilidad. Eneste tipo de formaciones, las moléculas de aguapermanecen dentro de sus microporos o macropo-ros originales y se pueden realizar interpretacio-nes sobre la base de las distribuciones de T2, sibien difieren de las distribuciones de T2 obtenidasen el laboratorio, debido a la temperatura.

El próximo paso¿Cuál es el futuro del perfilaje de RMN? Es muyprobable que con la introducción de nuevas mejo-ras tecnológicas, logre una mayor aceptación porparte de la industria del petróleo y el gas. Hoy endía, los operadores comprenden que estas herra-mientas ya no son instrumentos sofisticados reser-vados sólo para expertos, sino que puedenbrindarles respuestas que ninguna otra herramien-ta les puede ofrecer, modificando en forma de-cisiva y concluyente los métodos de terminaciónde los pozos y de desarrollo de los yacimientos.

La generación actual de herramientas deRMN, permite obtener información confiablesobre la porosidad y la permeabilidad de la for-mación, además de la caracterización de la rocay los fluidos contenidos dentro de las mismas.Las distribuciones confiables del tamaño de losporos se obtienen de distribuciones de T2 medi-das en formaciones de areniscas clásticas.

A pesar de los progresos logrados, aún que-dan por resolver muchos desafíos técnicos, enparticular con respecto a los carbonatos. Esevidente, sin embargo, que gracias a las investi-gaciones que se están llevando a cabo actual-mente y las experiencias de campo realizadascon herramientas de RMN, ya sea en formaexclusiva o en combinación con otras herramien-tas, encontrará inevitablemente nuevas aplica-ciones para esta tecnología de avanzada,tendientes a lograr una mejor caracterización delos yacimientos.24 —RH

> Dependencia de la temperatura en la distribución de T2 en los carbonatos.Las mediciones de laboratorio en las muestras de núcleos tomadas de unaformación de carbonatos en Medio Oriente muestran los efectos delaumento de la temperatura sobre la distribución de T2.

10-2 10-1 100 101

T2, seg

307010013030 (repetido)

Temperatura, °C

Ampl

itud

de T

2

ρT2, µm ρT2, µm ρT2, µm10-2 10-1 100 101 102 10-2 10-1 100 101 102 10-2 10-1 100 101 102

Poros aisladosRelajabilidadde superficie

Poros acoplados Formación de Medio Oriente con poros acoplados

1.5 µm/seg

7.5 µm/seg

37.5 µm/seg

187.5 µm/seg

937.5 µm/seg

17 u.p.

17 u.p.

17 u.p.

17 u.p.

17 u.p. 17 u.p.

17 u.p.

17 u.p.

17 u.p.

17 u.p.

14 u.p. 14 u.p. 20 u.p.5 u.p.

5 u.p.

5 u.p.

5 u.p.

5 u.p.

20 u.p.

20 u.p.

20 u.p.

20 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

Intragranular Intergranular

Efecto de la difusión sobre los siste-mas de poros intergranulares e intragra-nulares. Se muestran las distribucionesde T2 a partir de simulaciones de forma-ciones de carbonatos de granosoporte,correspondientes a una variedad de va-lores de relajabilidad de la superficie, ρ.En la columna izquierda, las distribucio-nes de T2 se calculan para una forma-ción con porosidad intergranular de 14u.p. y porosidad intragranular de 17 u.p.que se encuentran aisladas. La columnacentral muestra los efectos de permitirla difusión de protones entre las dospartes de un sistema de doble porosi-dad. La columna derecha muestra elefecto de la difusión sobre una forma-ción con porosidad intergranular de 5u.p. y porosidad intragranular de 20 u.p.,similar a la que se observa en muchasformaciones de Medio Oriente. Los dosvalores más pequeños de la relajabili-dad de la superficie, son representativosde los que se observan en los yacimien-tos de carbonatos. El eje X es ρT2 y tieneunidades de longitud. Este refleja lasescalas de longitud típica que se observan en la roca.

Recientes investigaciones realizadas en elCentro de Investigaciones Doll Research deSchlumberger con sede en Ridgefield, Connec-ticut, EUA, muestran que la difusión no constituyeun factor de importancia en las formaciones decarbonatos de aspecto sacaroso más antiguos—que tienen una textura granular similar al azú-car—ni en ciertas formaciones cuyo soporte osostén está dado por la disposición de los granos.Además, se comprobó que la relajabilidad de la

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