Primavera de 2009

Avances en resonancia magntica

Tubera flexible con fibra ptica

Deteccin satelital

Estimulacin de pozos de alta temperatura

Oilfield Review

Hace ms de 50 aos, Schlumberger lanz una publicacin decarcter interno denominada The Technical Review. Su objeti-vo era distribuir artculos y directrices sobre tcnicas de ope-racin con cable de alto valor y utilidad para la comunidadtcnica mundial, incluyendo a los ingenieros que trabajabanen el campo. Con el tiempo, Schlumberger incorpor produc-tos y servicios cuyos dominios trascendieron el mbito de losregistros adquiridos con herramientas operadas con cable. En 1989, The Technical Review se convirti en Oilfield Reviewpara reflejar un panorama ms amplio; esta nueva revista fuepuesta a disposicin de nuestros clientes desde su primeraedicin. La publicacin actual sigue cumpliendo con los obje-tivos que se propusieron sus fundadores: transmitir tecnologay experiencia entre especialistas y profesionales, y viceversa.Me complace estar a cargo de la redaccin de esta intro -duccin para la edicin con la que se celebra su vigsimo aniversario.

Los lectores habituales saben que los artculos de Oilfield Review provienen de una vasta muestra representati-va de autores, los cuales representan a los clientes deSchlumberger, las instituciones de investigacin y el mundoacadmico. Esta amalgama poderosa provee una amplia pers-pectiva de la tecnologa en armona con la naturaleza de laindustria. Por ejemplo hoy, los ingenieros de yacimientos nose limitan a correr modelos de yacimientos. En su mayora,poseen un conocimiento adecuado de la geologa, el procesa-miento ssmico, las operaciones de perforacin/terminacinde pozos y otros tpicos, de manera de poder interactuar efec-tivamente con los especialistas ajenos a su mbito. Por esamisma razn, los artculos de Oilfield Review habitualmentecombinan contribuciones de autores que provienen de diver-sas disciplinas.

En los ltimos 20 aos, la industria de E&P ha sido testigode avances tecnolgicos sustanciales, como lo prueban losartculos de Oilfield Review. Adquisicin de registros duran-te la perforacin, el primer artculo de la primera edicin de1989, es un ejemplo perfecto de esta realidad ya que describecmo las mediciones obtenidas detrs de la barrena, propor-cionaban los primeros datos sobre las formaciones atravesa-das por el pozo. Hoy, las nuevas herramientas desarrolladas enesa misma rea tecnolgica pueden visualizar anticipadamentelas formaciones que estn siendo penetradas por la barrena.Ya no slo vemos dnde estamos sino tambin hacia dndenos dirigimos.

Ese mismo primer nmero presenta adems un curioso rela-to de las tcnicas ssmicas en frica Occidental. En el ao1989, esa rea recin se abra a la exploracin marina peroahora se ha convertido en una regin productora importante.El artculo describe un anlisis de los datos ssmicos 2D quecambiaron la visin de la Cuenca de Douala que posea laindustria. Comparemos esto con la tecnologa ssmica delsiglo XXI que proporciona la resolucin y la fidelidad necesa-rias para mapear corredores de fracturas en 3D.

Oilfield Review celebra su vigsimo aniversario

Quisiera poner de relieve un ejemplo final tomado de esaedicin, El corazn de la Tierra. Al igual que muchos artcu-los cientficos similares, publicados a travs de los aos enOilfield Review, este documento agrega contexto al mundofsico en el que operamos.

Nuestra industria es cclica, y este nmero aniversario aparece en un momento de baja actividad que sobrevino a laexpansin extraordinaria acaecida en los ltimos cinco aos.No obstante, el perfeccionamiento de la tecnologa que desa-rrolla nuestra industria requiere algo ms de tiempo que lo quedura un ciclo. Por consiguiente, el compromiso con el desarrollocontinuo es esencial y considero que Oilfield Review es partede ese compromiso: sus artculos describen la nueva tecnologade un modo que es tanto tcnicamente preciso como accesible,para la vasta poblacin de profesionales tcnicos que constitu-yen la piedra angular de la actividad de E&P de nuestros das.

El futuro de la industria se caracterizar por derribar lasbarreras existentes. Aquello que separaba las disciplinas geo-tcnicas en la ltima dcada, se ir disipando cada vez msbajo la presin impuesta por el incremento del trabajo enambientes de colaboracin. Un nmero cada vez mayor deoperaciones se volvern digitales y la localizacin de la perso-na que cuenta con los conocimientos tcnicos necesarios pararesolver un problema, pasar a ser prcticamente irrelevante.Al mismo tiempo, el conocimiento especializado del subsueloadquirido por la industria ayudar al mundo a utilizar nuevasformas de energa, tales como la energa geotrmica, contri-buyendo al mismo tiempo a superar, en parte, el problema delcarbono mediante el almacenamiento de dixido de carbono alargo plazo en acuferos salinos profundos y en yacimientos depetrleo y gas agotados. Acompaando el cambio del mundo yde nuestra industria, espero que en sus prximos 20 aosOilfield Review contine brindando ese conocimiento crticode las tecnologas que demandar la industria.

Andrew GouldPresidente y CEO de Schlumberger Limited

Andrew Gould es presidente y CEO de Schlumberger Limited, posicin queocupa desde febrero de 2003. Comenz su carrera en Ernst & Young, donde se capacit como Contador Colegiado. Su carrera en Schlumberger se inicien 1975 en Pars. Andrew es miembro de los directorios de SchlumbergerLimited y de Ro Tinto plc. Integra la junta consultiva de comercializacin delImperial College de Ciencia, Tecnologa y Medicina de Londres y es miembrode la Junta Consultiva de la Universidad King Fahd de Petrleo y Minerales,en Dhahran, Arabia Saudita. Adems es uno de los patrocinadores de PermitsFoundation, una iniciativa industrial internacional destinada a mejorar lasregulaciones que rigen en materia de permisos de trabajo para los cnyugesde empleados expatriados. Andrew obtuvo una licenciatura en historia econ-mica de la Universidad de Gales. Posee un doctorado honorario en ingenierade la Escuela de Minas de Colorado en Golden, EUA, y es miembro honorariode la Universidad de Cardiff en Gales.

1

Dirigir la correspondencia editorial a:Oilfield Review1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsmile: (1) 281-285-1537E-mail: editorOilfieldReview@slb.com

Dirigir las consultas de distribucin a:Joao FelixTelfono: (55) 21 3541 7008 (Vivian)Directo: (55) 21 3541 7104 Facsmile: (55) 21 2112 4601E-mail: jpfelix@slb.com

Sussumu NakamuraTelfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)Directo: (55) 21 3824 7460Facsmile: (55) 21 2112 4601E-mail: snakamura@slb.com

Enlaces de inters:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

Glosario del Oilfield Reviewwww.glossary.oilfield.slb.com

Schlumberger

Oilfield Review4 La resonancia magntica

nuclear revela todo su potencial

Los registros de resonancia magntica nuclear proveen infor-macin bsica sobre los fluidos de yacimientos. Las tcnicasrecientemente desarrolladas ofrecen informacin mejorada delos fluidos y de sus propiedades en sitio, incluyendo la viscosi-dad del petrleo. Se pueden generar mapas bidimensionalesde RMN que proporcionan a los petrofsicos una herramientanueva y poderosa para conocer mejor las rocas yacimiento ylos fluidos que stas alojan.

24 La tubera flexible en todo su esplendor

En el campo petrolero, la fibra ptica no se utiliza solamentepara el monitoreo de los sistemas de bombeo y la produccin.La tecnologa de fibra ptica se emplea ahora en una ampliagama de operaciones con tubera flexible, proporcionandomediciones de fondo de pozo en tiempo real y vinculndolascon la profundidad. Esta capacidad permite a los operadoresresponder mejor a situaciones imprevistas que se desvan desus planes de tratamiento.

34 Temperaturas de fondo de pozo obtenidas con fibra ptica

Durante ms de una dcada, la tecnologa de fibra ptica se haintegrado lentamente en una serie de aplicaciones en expan-sin de campos petroleros. Adems de ser un medio para latransmisin de datos y comandos, la fibra ptica es un term-metro intrnseco que puede muestrearse a lo largo de toda suextensin. Este artculo describe cmo los operadores utilizanpulsos de luz para monitorear la temperatura de fondo de pozoy los procesos trmicos.

Editor ejecutivoMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

Editor senior Matt Varhaug

EditoresRick von FlaternVladislav GlyanchenkoTony SmithsonMichael James Moody

ColaboradoresRana RottenbergGlenda de LunaDavid Allan

Diseo y produccinHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresinWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traduccin y produccinLynx Consulting, Inc.

E-mail: info@linced.com;http://www.linced.com

TraduccinAdriana RealEdicinAntonio Jorge TorreSubedicinNora RosatoDiagramacinDiego Snchez

2

Oilfield Review es una publicacin tri-mestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera,cuyo objetivo consiste en brindar infor-macin acerca de los adelantos tcnicosrelacionados con la bsqueda y produc-cin de hidrocarburos. Oilfield Review sedistribuye entre los empleados y clientesde Schlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamrica.

A menos que se indique lo contrario, lassiglas que aparecen en esta publicacincorresponden al idioma ingls.

Cuando se menciona slo el lugar deresidencia de un colaborador, significaque forma parte del personal deSchlumberger.

2009 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicacin puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrnico o mecnico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorizacin escrita de Schlumberger.

Primavera de 2009Volumen 20

Nmero 4

64 Colaboradores

68 Prximamente en Oilfield Review

69 Nuevas publicaciones

70 ndice anual

3

40 Teledeteccin satelital: mapeo de riesgos para los levantamientos ssmicos

Uno de los desafos ms significativos de la interpretacin ssmica terrestre moderna consiste en comprender los efectossuperficiales y corregir su impacto sobre los datos del subsuelo.La tcnica de teledeteccin mediante satlites, posibilita el mapeo 3D y la discriminacin de los rasgos de superficie ylas litologas, a partir de los cuales se pueden desarrollarmapas de riesgos para la logstica y el control de calidad.Algunos estudios de casos que involucran terrenos desrticos y morenas glaciares ilustran la aplicacin de esta tcnica.

52 Opciones para la estimulacin de pozos de alta temperatura

Los tratamientos de acidificacin destinados a mejorar el desem-peo de los pozos a menudo se ven restringidos por la tempera-tura del yacimiento. Las nuevas tcnicas ahora permiten que losoperadores lleven a cabo tratamientos de acidificacin a tempe-raturas elevadas en yacimientos de areniscas y carbonatos, sinresultados dainos ni costos indebidos. Estos avances en materiade estimulacin de pozos incluyen nuevos agentes qumicos ymodernos procedimientos. Esta tecnologa es ilustrada con unavariedad de ejemplos de frica, EUA, Medio Oriente y Asia.

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

Dilip M. KaleONGC Energy CentreNueva Delhi, India

Roland HampWoodside Energy, Ltd.Perth, Australia

George KingConsultor independienteHouston, Texas, EUA

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Jacques Braile SalisPetrobrasHouston, Texas, EUA

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

En la portada:

La tcnica de teledeteccin utiliza imgenes satelitales para evaluar lasuperficie terrestre. En la industria deE&P, esta tcnica ayuda a evaluar losfactores de riesgo para la ejecucin de levantamientos ssmicos en reasremotas. Aqu, un satlite Landsat 7explora la superficie del DesiertoOccidental de Egipto utilizando bandasde deteccin visibles e infrarrojas paradistinguir la litologa. La imagen del satlite Landsat 7 es cortesa delServicio Geolgico de EUA.

4 Oilfield Review

La resonancia magntica nuclear revela todo su potencial

Ridvan AkkurtSaudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

H. Nate BachmanChanh Cao MinhCharles FlaumJack LaVigneRob LeveridgeSugar Land, Texas, EUA

Rmulo CarmonaPetrleos de Venezuela S.A.Caracas, Venezuela

Steve CraryAl-Khobar, Arabia Saudita

Eric DecosterBarcelona, Venezuela

Nick HeatonClamart, Francia

Martin D. HrlimannCambridge, Massachusetts, EUA

Wim J. LooyestijnShell International Exploration and Production B.V.Rijswijk, Pases Bajos

Duncan MardonExxonMobil Upstream Research Co.Houston, Texas

Jim WhiteAberdeen, Escocia

Oilfield Review Primavera de 2009: 20, no. 4.Copyright 2009 Schlumberger.AIT, CMR, MDT, MR Scanner, OBMI y Rt Scanner son marcas de Schlumberger.MRIL (Registro del generador de Imgenes de ResonanciaMagntica) es una marca de Halliburton.

Los avances en la tecnologa de las mediciones, sumados al mejoramiento de las

tcnicas de procesamiento, han generado nuevas aplicaciones para los registros de

resonancia magntica nuclear (RMN). Una nueva herramienta de RMN ofrece la

informacin convencional, adems de la caracterizacin de las propiedades de

los fluidos. Estos datos RMN permiten identificar los tipos de fluidos, las zonas de

transicin y el potencial de produccin en ambientes complejos. La inclusin de esta

informacin en mapas de visualizacin multidimensionales provee a los analistas de

registros nuevos conocimientos sobre las propiedades de los fluidos en sitio.

La evaluacin petrofsica requiere mucha cienciapero tambin un poco de arte. La base cientficade una tcnica de medicin nueva a menudo sedesarrolla a partir de cambios radicales en las tec-nologas. El arte de la aplicacin a veces tiene queponerse al tanto de las herramientas, mientrasque las herramientas de interpretacin se desa-rrollan para explotar exhaustivamente las nuevasmediciones. Los intentos efectuados para integrarlas nuevas formas de datos en los flujos de trabajoexistentes pueden encontrar resistencia entrequienes se manifiestan escpticos acerca del valoragregado de la nueva informacin. Adems, lacurva de aprendizaje inherente a la adopcin deconceptos nuevos a menudo es pronunciada, locual puede reir con las demandas de tiempo delos atareados gelogos y petrofsicos.

La tecnologa de resonancia magntica nu -clear constituye un ejemplo de la fsica de la me-dicinla cienciaconocida y desarrollada antesque el anlisis petrofsicoel arteintegrara lasmediciones en los flujos de trabajo estndar. Sibien la tecnologa de RMN fue introducida inicial-mente en la dcada de 1960, el desarrollo de unaherramienta de RMN que proveyera informacintil para los petrofsicos, insumi 30 aos. La pri-mera herramienta de RMN por pulsos desplegadacon xito fue introducida a comienzos de la dcada

de 1990 por NUMAR Corporation, ahora subsidia-ria de Halliburton. Equipadas con imanes de pre-polarizacin permanentes, estas herramientas deadquisicin de registros utilizan pulsos de radio fre-cuencia (RF) para manipular las propiedades mag-nticas de los ncleos de hidrgeno en los fluidosde yacimientos. Schlumberger pronto hizo lo pro-pio e introdujo la herramienta de resonancia mag-ntica combinable CMR.

En general, las mediciones de RMN no eranaceptadas con entusiasmo porque los datos nosiempre se asimilaban bien con los esquemas deinterpretacin existentes. No obstante, quienesprimero adoptaron estas nuevas mediciones en-contraron aplicaciones para las mismas y, a me-dida que las herramientas evolucionaron, lospetrofsicos establecieron el valor de los registrosde RMN para los intrpretes; creando un nicho enproceso de expansin en la industria del petrleoy el gas. Hoy en da, la mayora de las compaasde servicios ofrecen algn tipo de dispositivo paraobtener registros de RMN, y se han desarrolladoherramientas de RMN LWD para proporcionar in-formacin acerca de la calidad de los yacimientosen tiempo real o casi real.

Las herramientas de resonancia magntica nu-clear miden la porosidad, independiente de la lito-loga, y no requieren fuentes radioactivas. Adems,

Primavera de 2009 5

proveen estimaciones de la permeabilidad y laspropiedades bsicas de los fluidos. En un principio,las propiedades de los fluidos se limitaban al volu-men de fluidos libres y a los volmenes inmvilesde fluidos ligados a la arcilla y a los capilares. Sibien los fsicos saban que podan conseguir muchams informacin sobre los fluidos a partir de losdatos RMN, era necesario contar con herramien-tas de fondo de pozo capaces de proveer tcnicasms avanzadas de adquisicin y procesamiento dedatos para extraer las propiedades de los fluidosen un registro continuo.

Este artculo analiza los desarrollos produci-dos en las tcnicas de medicin que proporcionanlas propiedades de los fluidos de formacin ensitio en base a la tcnica de RMN. Se describe unaherramienta de fondo de pozo recin introducida,que posee la capacidad para obtener estas medi-ciones tanto en modo continuo como en modo es-tacionario, adems de la teora de registros deRMN aplicable a estas nuevas mediciones.1 Conestas nuevas capacidades de RMN, las medicionesde la caracterizacin de fluidos resuelven las am-bigedades asociadas con la interpretacin, talcomo lo demuestran algunos estudios de casos deAmrica del Sur, el Mar del Norte, Medio Orientey frica Occidental.

Un poco de cienciaTodas las herramientas de RMN exhiben caracte-rsticas en comn. Poseen potentes imanes per-manentes utilizados para polarizar los espines delos ncleos de hidrgeno que se encuentran en losfluidos de yacimientos. Las herramientas generanpulsos de radio frecuencia para manipular la mag-netizacin de los ncleos de hidrgeno y luego uti-lizan las mismas antenas que generan esos pulsospara recibir los ecos de RF extremadamente pe-queos que se originan en los ncleos resonantesde hidrgeno.

Debido a sus momentos magnticos, los n-cleos de hidrgeno se comportan como imanes mi-croscpicos de barra. Con la exposicin al campomagntico esttico, B0, de los imanes permanen-tes de la herramienta de RMN, los momentos mag-nticos del hidrgeno tienden a alinearse en ladireccin de B0. El tiempo de exposicin se deno-mina tiempo de espera, WT, y en el tiempo reque-rido para que se produzca la polarizacin incidendiversas propiedades de la formacin y los fluidos.El incremento de la magnetizacin resultante esrepresentado por una curva exponencial de mlti-ples componentes, cada uno de cuyos componen-tes es caracterizado por un tiempo de relajacin T1.

Luego de un tiempo WT dado, un tren de pul-sos de RF electromagntica manipula los momen-tos magnticos de los ncleos de hidrgeno einclina su direccin, alejndola de la del campoB0. El proceso de envo de trenes largos de pulsosde RF se denomina secuencia CPMG.2 Una carac-terstica clave de esta secuencia es la de alternarla polaridad de la seal recibida para eliminar lastransformaciones artificiales relacionadas con loscomponentes electrnicos. Durante el ciclo demedicin CPMG, los ncleos de hidrgeno presen-tes en la formacin generan ecos detectables de

Gas

AguaPetrleo

1. Para obtener ms informacin sobre la teora y losregistros de RMN, consulte: Kleinberg R, Straley C, Gubelin G y Morriss C: NuclearMagnetic Resonance ImagingTechnology for the 21stCentury, Oilfield Review 7, no. 3 (Otoo de 1995): 1933.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): 3457.Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, CastelijnsK, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, NorvilleMA, Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R:Tendencias en registros de RMN, Oilfield Review12, no. 3 (Invierno de 2001): 221.

2. La sigla CPMG alude a los fsicos que desplegaron conxito la secuencia de pulsos de RF utilizada en losdispositivos de RMN: Herman Carr, Edward Purcell, Saul Meiboom y David Gill.

Agua ligada

a la arcilla

Agua ligada por capilaridad

Distribucin de T2

Ampl

itud

Agua libre

Tiempo

Porosidad total

Poros pequeos Poros grandes

Ampl

itud

Ampl

itud

Tiempo

Inversin

Norte

Sur Antena

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS N

S

NS N

S

NS

NS

Incremento de T1

Decaimiento de T2

Eco TE

Secuencia CPMGWT

A B C D

E

F

G

> Teora bsica de la RMN. Los ncleos de hidrgeno se comportan como diminutos imanes de barra ytienden a alinearse con el campo magntico de los imanes permanentes, como los de una herramientade registros de RMN (A). Durante un tiempo de espera (WT) establecido, los ncleos se polarizan conuna tasa de incremento exponencial, T1, que comprende mltiples componentes (C). A continuacin,un tren de pulsos de RF manipula los espines de los ncleos de hidrgeno haciendo que se inclinen90 y luego oscilan (o precesan) en torno al campo magntico permanente. Los fluidos de las forma-ciones generan ecos de RF entre los pulsos sucesivos que son recibidos y medidos por la antena de laherramienta de RMN (B). El tiempo transcurrido entre los pulsos es el espaciamiento entre ecos (TE)(D). Las amplitudes de los ecos decaen en una superposicin de tiempos de relajacin exponencial,T2, que son una funcin de la distribucin del tamao de los poros, las propiedades de los fluidos, lamineraloga de las formaciones y la difusin molecular (E). Una tcnica de inversin convierte la curvade decaimiento en una distribucin de mediciones de T2 (F). En general, para las rocas rellenas de salmuera, la distribucin se relaciona con los tamaos de los poros de las rocas (G).

RF con la misma frecuencia que la utilizada paramanipularlos.3 Los ecos se producen entre los pul-sos de RF. El tiempo existente entre los pulsos esel espaciamiento entre ecos, TE.

La amplitud de los ecos es proporcional a lamagnetizacin neta en el plano transversal alcampo esttico creado por los imanes permanen-tes. La amplitud del eco inicial se relaciona direc-tamente con la porosidad de la formacin. Laintensidad de los ecos subsiguientes se reduce ex-ponencialmente durante el ciclo de medicin. Lavelocidad de decaimiento exponencial, represen-tada por la velocidad de relajacin, T2, es bsi -camente una funcin del tamao de poros perotambin depende de las propiedades del fluido pre-sente en el yacimiento, la presencia de mineralesparamagnticos en la roca y los efectos de difusinde los fluidos. En los casos tpicos, el decaimientode las amplitudes de los ecos es regido por una dis-tribucin de los tiempos T2, similar a los tiempos T1de la curva de incremento. Una tcnica de inver-sin ajusta la curva de decaimiento con solucionesexponenciales discretas. Estas soluciones son con-vertidas en una distribucin continua de tiemposde relajacin, representativos de los poros rellenosde fluidos de la roca yacimiento (arriba).4

Cuando el fluido presente en la regin de inci-dencia de la medicin es salmuera, la distribucinde los tiempos T2 es por lo general bimodal, parti-cularmente en las areniscas. Los poros pequeosy el fluido ligado poseen tiempos T2 cortos, y losfluidos libres presentes en los poros ms grandesposeen tiempos de relajacin ms largos. La lneadivisoria entre el fluido ligado y el fluido libre esel punto de corte de T2. El petrleo y el gas pre-

sentes en los espacios de los poros introducenciertas complicaciones en el modelo.

Los tres mecanismos principales que incidenen los tiempos de relajacin T2 son la relajacinde la superficie granular, la relajacin producidapor los procesos de fluidos volumtricos y la rela-jacin resultante de la difusin molecular.5 La re-lajacin de la superficie granular es una funcinde la distribucin del tamao de poros. Los efectosde la relajacin producida por la difusin molecu-lar y las propiedades de los fluidos volumtricos serelacionan directamente con el tipo de fluido pre-sente en los poros.

El alquitrn (bitumen) posee un tiempo de re-lajacin extremadamente corto y puede no ser me-dible con herramientas de RMN de fondo de pozo.Los petrleos pesados poseen tiempos de relaja-cin cortos, similares a los de los fluidos ligados ala arcilla y a los capilares, pero tambin puedenser demasiado cortos para la tcnica de RMN (pr-xima pgina). Los petrleos ms livianos poseentiempos T2 ms largos, similares a los asociadoscon los fluidos libres. El gas posee un tiempo derelajacin an ms largo que el petrleo. Duranteel proceso de medicin, se detectan las seales in-dicadoras de petrleo y gas adems de las sealesdel agua mvil e irreducible. Si bien es probableque los tiempos T2 de las seales indicadoras depetrleo y gas no tengan ninguna relacin con laproducibilidad de los hidrocarburos, ayudan acaracterizar el tipo de fluido. Se han desarrolladotcnicas para explotar la respuesta del fluido eidentificar la presencia y el tipo de hidrocarburos.

En el pasado, existan dos tcnicas principa-les en las cuales se utilizaban los datos RMN para

identificar los fluidos: la tcnica de espectro dife-rencial y la tcnica de difusin asistida.6 La tcnicadel espectro diferencial combina las medicionescon dos tiempos de espera diferentes. Los tiemposWT cortos polarizan insuficientemente los fluidosde las formaciones, tales como el gas y el petrleoliviano, que poseen tiempos de incremento y decai-miento largos. Las mediciones de los fluidos contiempos de relajacin cortos no son afectadas porlos cambios en el tiempo WT. Las diferencias exis-tentes entre las pasadas secuenciales de adqui -sicin de registros identifican la presencia dehidrocarburos livianos, lo cual hace que la tcnica

6 Oilfield Review

Primavera de 2009 7

del espectro diferencial sea ms efectiva en losambientes de gas o condensado. Adems, se handesarrollado secuencias de grabacin que registranlos datos en una sola pasada.

La tcnica de difusin asistida explota los cam-bios producidos en la respuesta del fluido cuandose utilizan espaciamientos entre ecos, o TE, dife-rentes.7 El agua y el petrleo generalmente poseentiempos de relajacin similares cuando las medi-ciones se obtienen utilizando espaciamientos TEcortos; sin embargo, el agua a menudo se relajams rpido que el petrleo cuando se utilizan espa-ciamientos TE ms largos. Para aislar la seal indi-cadora de petrleo, se compara una medicin conun espaciamiento TE corto con un tren de ecos conun espaciamiento TE ms largo, escogido para me-jorar las diferencias de difusin de los fluidos pre-sentes en la formacin. La seal indicadora deagua se reduce con los espaciamientos TE ms lar-gos, dejando principalmente la seal indicadora depetrleo. Esta sensibilidad de la difusin provee

una indicacin cualitativa de la presencia de pe-trleo, si bien a veces la medicin tambin puedeser cuantitativa.8

Tanto la tcnica de espectro diferencial comola de difusin asistida, se basan en las medicionestradicionales de los tiempos de relajacin T2 paraidentificar la presencia de hidrocarburos. Esto li-mita los resultados a un aspecto unidimensionalde los fluidos, y el tipo de fluido slo puede ser in-ferido, no cuantificado directamente. Adems, esnecesario el conocimiento previo de los fluidosprevistos para elegir los parmetros de adqui -sicin correctos. La limitacin principal de larelajacin es la dificultad asociada con la dife -renciacin del agua respecto del petrleo (vaseLas dimensiones en la tecnologa de registros deRMN, prxima pgina). Pero el hecho de quelas seales indicadoras de petrleo y gas se inclu-yan con la seal indicadora de agua en la distri-bucin total, introduce una dimensin explotableen las distribuciones de los tiempos de relajacin.

Si se remueve la contribucin del agua, slo quedala seal indicadora de hidrocarburo.

La difusin molecular es la clave para revelarlas propiedades de los fluidos derivadas de losdatos RMN. El gas y el agua poseen velocidades dedifusin caractersticas que pueden ser calcula-das para determinadas condiciones de fondo depozo. El petrleo posee un rango de valores de di-fusin basados en su estructura molecular. Esterango tambin puede ser pronosticado utilizandodatos empricos obtenidos de muestras de petr-leo muerto.

La medicin de los tiempos T2 provee el volu-men total de fluido; ligado y libre. El agregado dela difusin permite discriminar el tipo de fluidopresente. Una presentacin grficael mapa dedifusin-T2, o D-T2despliega estos datos en unespacio 2D formado por la difusin y la relajacin.La seal indicadora de agua puede separarse de lade los hidrocarburos. La intensidad de los compo-nentes en el mapa D-T2, provee las saturaciones delos fluidos. Tambin pueden generarse mapas uti-lizando los datos de los tiempos de relajacin T1.

Esta cuantificacin de la difusin es posiblegracias a una nueva tcnica de adquisicin, la edi-cin de la difusin (DE) que reduce las limitacio-nes de los mtodos previos, tales como la difusinasistida y el espectro diferencial. La diferenciacindel agua y los hidrocarburos por sus diferencias

3. Durante la secuencia CPMG, los tomos de hidrgenoson manipulados mediante pulsos cortos de RFprovenientes de un campo electromagntico oscilante.La frecuencia de los pulsos de RF es la frecuencia deLarmor.

4. Freedman R y Heaton N: Fluid Characterization UsingNuclear Magnetic Resonance Logging, Petrophysics 45,no. 3 (MayoJunio de 2004): 241250.

5. Kleinberg RL, Kenyon WE y Mitra PP: On the Mechanism of NMR Relaxation of Fluids in Rocks, Journal of MagneticResonance 108A, no. 2 (1994): 206214.

6. Akkurt R, Vinegar HJ, Tutunjian PN y Guillory AJ: NMRLogging of Natural Gas Reservoirs, The Log Analyst 37,no. 6 (NoviembreDiciembre de 1996): 3342.

7. Akkurt R, Mardon D, Gardner JS, Marschall DM ySolanet F: Enhanced Diffusion: Expanding the Range of NMR Direct Hydrocarbon-Typing Applications,Transcripciones del 39 Simposio Anual de Adquisicinde Registros de la SPWLA, Houston, 26 al 29 de mayo de 1998, artculo GG.

8. Looyestijn W: Determination of Oil Saturation fromDiffusion NMR Logs, Transcripciones del 37 SimposioAnual de Adquisicin de Registros de la SPWLA, NuevaOrlens, 16 al 19 de junio de 1996, artculo SS.

> Efectos del petrleo sobre las distribuciones de T2. Para los poros rellenos de salmuera, la distribucin de T2 generalmente refleja la distribucin del tamaode los poros de la roca. Esta distribucin a menudo es bimodal, representando los poros pequeos y grandes (izquierda). Los poros pequeos contienenfluidos ligados a la arcilla y ligados por capilaridad, y poseen tiempos de relajacin cortos. Los poros grandes contienen agua libre mvil y poseen tiempos derelajacin ms largos. La lnea divisoria entre el fluido ligado y el fluido libre es el punto de corte de T2. Cuando los espacios de los poros del yacimiento estnrellenos de petrleo, la distribucin medida de T2 est determinada por la viscosidad y la composicin del petrleo (centro). Debido a su estructura mole-cular, el alquitrn (bitumen) y los petrleos pesados viscosos poseen velocidades de decaimiento rpidas, o tiempos T2 cortos. Los petrleos ms livianos y el condensado poseen un espectro de tiempos T2, que se superponen con los de los poros ms grandes rellenos de salmuera. La mezcla de petrleo yagua en el yacimiento produce una combinacin de tiempos T2 que se basa tanto en el tamao de poros como en las propiedades de los fluidos (derecha).

Distribuciones de T2 para la salmuera

Punto decorte de T2

Agua ligada

a la arcilla

Alquitrn+ agua

ligada a la arcilla

Petrleo liviano

+ agua libre

Petrleo pesado+ agua

ligada por capilaridadAlquitrn

Petrleoliviano

Petrleo pesado

Petrleointermedio

Petrleosintermedios+ agua libre

Agua ligada por capilaridad Agua libre

Tamao de los poros Viscosidad y composicin

Distribuciones de T2 para el petrleo Distribucin Total

(contina en la pgina 13)

8 Oilfield Review

Los seres humanos generalmente visualizamosen tres dimensiones, y las relaciones geom-tricas se entienden como el agregado de nive-les de complejidad con cada dimensin. Porejemplo, una imagen 1D puede poseer longi-tud, la 2D agrega el ancho, la 3D agrega la pro-fundidad y la 4D agrega el tiempo.1 En formaanloga a las relaciones espaciales, las medi-ciones de RMN pueden describirse utilizandola dimensionalidad, en la que cada dimensinadiciona un grado de complejidad.

La distribucin RMN 1D se refiere a las me-diciones del tiempo de relajacin transversalT2. Las distribuciones de T2 se obtienen me-diante la inversin de las seales crudas dedecaimiento del eco RMN. Las distribucionescontienen informacin acerca de las propieda-des de los fluidos y la geometra de los poros.No obstante, las seales indicadoras de fluidosdiferentes a menudo se superponen y no siem-pre es posible distinguir el agua del petrleo,

o el agua del gas, estrictamente sobre la basede la distribucin de los tiempos T2.

La medicin del tiempo de relajacin T1, obtenida del incremento de la polarizacin,tambin provee una distribucin 1D. Se ad-quiere un solo eco (o un nmero pequeo deecos) para una serie de tiempos de espera di-ferentes, WT.2 El incremento observado en laamplitud de los ecos, con el aumento deltiempo WT, es el incremento de la polariza-cin regido por la distribucin de los tiemposde relajacin T1 (arriba). Con una inversinmatemtica similar a la empleada para deri-var las distribuciones de T2, a partir de las se-ales de decaimiento del eco, se extrae ladistribucin de T1 a partir del incremento de la polarizacin.

Durante la adquisicin de T1 se puede regis-trar una seal completa de decaimiento deleco T2 para cada tiempo WT, en lugar de unsolo eco o de una serie corta de ecos, y, de

ese modo, se puede generar un conjunto dedatos 2D con los datos de T2 y T1. Las sealesindividuales de decaimiento del eco se invier-ten para obtener una distribucin de T2 inde-pendiente para cada tiempo WT. Cadacomponente de T2 sigue su propio incrementocaracterstico con el incremento del tiempoWT, regido por la distribucin (incremento)de T1 asociada con ese componente de T2. Enla prctica, el conjunto original de datos deecos se convierte directamente en una distri-bucin de T1-T2 2D (a veces denominada mapade T1-T2) a travs de un proceso de inversin2D. (prxima pgina, a la izquierda).3

Para muchos fluidos, las distribuciones deT1 y T2 son muy similares ya que estn regidaspor las mismas propiedades fsicas. Bajo lascondiciones de medicin habituales, la rela-cin T1/T2 para el agua y el petrleo oscilaentre 1 y 3. No obstante, una diferencia impor-tante entre los dos tiempos de relajacin esque los tiempos T2 son afectados por la difu-sin molecular, mientras que los tiempos T1estn libres de los efectos de la difusin. Enlas mediciones de RMN, la difusin causa unareduccin de la amplitud del eco y, por consi-guiente, acorta los tiempos T2. La magnituddel efecto de la difusin es una funcin de laconstante de difusin molecular del fluido, D,y del espaciamiento entre ecos, TE. El par-metro TE es una variable de medicin ajusta-ble que define el tiempo existente entre lospulsos consecutivos de radio frecuencia (RF)en la secuencia de medicin.

La difusividad es una propiedad intrnsecadel fluido que depende solamente de su com-posicin, temperatura y presin. Una vezcuantificada, identifica el tipo de fluido.4 En el caso del agua, D se relaciona fundamental-mente con la temperatura, y en el caso del gasnatural, su valor es determinado tanto por latemperatura como por la presin. Los petr-leos crudos exhiben una distribucin de lasvelocidades de difusin que est regida por la

Las dimensiones en la tecnologa de registros de RMN

> Registros de T1. Las secuencias CPMG tradicionales de RMN miden las distribuciones de T2 ycomienzan despus de transcurrido un tiempo WT suficiente para la polarizacin de los ncleosde hidrgeno. Para la adquisicin de los registros de T1, se utiliza una sucesin de ciclos CPMGcortos con los tiempos WT seleccionados a travs de un rango de valores. Apartndose de losmtodos de registracin de T1 previos, la herramienta MR Scanner registra los trenes completosde ecos T2, para cada valor de WT elegido y, por consiguiente, los datos resultantes puedensometerse a un proceso de inversin multidimensional y proveer tanto las distribuciones de T1como de T2. Los registros de T1 resultan especialmente tiles en ambientes con una relacinseal-ruido baja y para los fluidos con tiempos de polarizacin largos, tales como los asociadoscon los hidrocarburos livianos y los poros grandes. Adems, las distribuciones de T1, a diferenciade las distribuciones de T2, estn libres de los efectos de la difusin y proporcionan resultadosms precisos en los fluidos altamente difusivos.

Secuencia CPMGcompleta (1)

WT (n)

Pola

rizac

in WT (3)

WT (2)

WT (1) Secuencia CPMGcompleta (2)

Secuencia CPMGcompleta (3)

Secuencia CPMG completa (n)

Tiempo

Primavera de 2009 9

composicin molecular, la temperatura y lapresin. Por consiguiente, la difusin es clavepara la identificacin del tipo de fluido me-diante RMN. Por ejemplo, los tiempos de rela-jacin T2 correspondientes al gas son muchoms cortos que los tiempos T1, debido a la di-fusin. Mediante la identificacin de la dife-rencia existente entre las mediciones de T1 yT2 en un yacimiento de gas, es posible deducirel tipo de hidrocarburo presente.

Las distribuciones de la difusin son deter-minadas mediante la medicin de los decai-mientos de la amplitud del eco para los trenesde ecos adquiridos con diferentes espacia-mientos entre ecos, TE. No obstante, el hechode incrementar el espaciamiento TE para per-mitir que se produzca la difusin tiene su pre-cio. El incremento del tiempo existente entrelos ecos implica que existen menos ecos a lolargo de un intervalo de tiempo equivalente,reduciendo la densidad de los datos. Estoproduce adems un decaimiento ms rpido

de la seallos tiempos T2 son ms cortosdebido a los efectos de la difusin. El resul-tado final es una reduccin de la cantidad dedatos utilizables, y el proceso de inversin sevuelve ms desafiante debido a la relacinseal-ruido ms baja.

La tcnica de edicin de la difusin (DE)supera estas limitaciones mediante la combi-nacin de dos espaciamientos TE iniciales lar-gosdurante los cuales la difusin es efectivapara la reduccin de la seal de RMNsegui-dos por un tren extendido de espaciamientosTE cortos, durante los cuales los efectos de la

difusin se minimizan (arriba). Se puede re-gistrar un gran nmero de ecos, maximizn-dose la relacin seal-ruido efectiva.

En forma anloga a la medicin de T1-T2descripta previamente, se puede disear unexperimento 2D para extraer informacin dedifusin. En lugar de grabar trenes de ecospara varios tiempos WT secuenciales, se registra un tren de ecos con diferentes espa-ciamientos TE iniciales largos. Los datos sonsometidos al procesamiento con fines de in-versin y luego pueden utilizarse para generarmapas D-T2, los cuales constituyen una forma

1. Ms all de la fsica clsica, existen otras aplicacionesque describen cuatro y ms dimensiones. La teora decuerdas, por ejemplo, propone 10 dimensiones,incluyendo una dimensin cero.

2. El tiempo de espera es el tiempo asignado para la alineacin de los protones dentro del campomagntico esttico del imn permanente de unaherramienta de registros de RMN durante el ciclo de medicin.

3. Song YQ, Venkataramanan L, Hrlimann MD, Flaum M, Frulla P y Straley C: T1T2 Correlation SpectraObtained Using a Fast Two-Dimensional LaplaceInversion, Journal of Magnetic Resonance 154, no. 2 (Febrero de 2002): 261268.

4. Freedman y Heaton, referencia 4, texto principal.

> Datos RMN bidimensionales. La naturaleza2D de los mapas T1-T2 se pone de manifiesto atravs de la superposicin de las seales prove -nientes de los dos conjuntos de distribuciones.Las seales desplegadas en grficas de inte-rrelacin indican su valor mximo, mediante lavariacin cromtica de azul a rojo oscuro, enel centro y a la derecha de esta grfica. Losdatos convergen a lo largo de la lnea central,en el medio; donde su concordancia indicamediciones de fluidos similares tanto a partirde T1 como a partir de T2. Pero la divergenciade los componentes de tiempo ms largos delos dos conjuntos de datos, resultado de la difusin molecular, hace que la grfica se desplace con respecto a la lnea central en elextremo derecho. Si no hubiera ningn efectode difusin, la interrelacin se centrara a lolargo de la lnea divisoria.

T1 T2

> Edicin de la difusin. Con las secuencias CPMG tradicionales y el espaciamiento corto entreecos (TE), las seales indicadoras de petrleo (verde) y agua (azul) se relajan, o decaen, convelocidades similares (extremo superior). La extensin del valor de TE (centro) mejora el efectode la difusin, preferentemente para el agua, de difusin rpida, comparada con el petrleo dedifusin ms lenta. No obstante, los espaciamientos TE largos corresponden a menos ecos y auna relacin seal-ruido ms baja. La edicin de la difusin (extremo inferior) es una variantedel mtodo CPMG de espaciamientos TE mltiples, en la que slo los dos primeros ecos sealargan para mejorar el efecto de la difusin, a la vez que se mantiene la ventaja delespaciamiento TE corto para obtener un mejor valor de la relacin seal-ruido.

TE

AguaPetrleo

AguaPetrleo

TE

t TE2 x TE

Difusin (D ) Relajacin transversal (T2)

10

grfica de identificar el tipo de fluido y cuanti-ficar las saturaciones (arriba).5

Si bien la medicin D-T2 bidimensional re-sulta efectiva para separar la seal indicadorade petrleo de la seal indicadora de agua, esmenos robusta en cuanto a la diferenciacinde los fluidos altamente difusivos, tales comoel gas, el condensado o el agua a altas tempe-raturas. El problema surge porque la difusinpuede dominar el mecanismo de relajacin de

T2 para estos fluidos, incluso con el espacia-miento ms corto entre ecos disponible conlas herramientas de adquisicin de registros.El tiempo T2 subyacente libre de difusinque contiene informacin complementaria im-portante sobre la composicin, tal como la re-lacin gas/petrleo (GOR) e informacin deltamao de poros para el agua, no puede me-dirse. Esta limitacin se supera a travs de lainvocacin de una tercera dimensin para

combinar con la difusin, los tiempos de relajacin T1.6

Las mediciones de RMN 3D registran datosde trenes de ecos con tiempos WT mltiples(para T1) y espaciamientos TE mltiples (parala difusin). Se dispone as de informacin su-ficiente para crear mapas 3D de D-T1-T2, enlos que el eje T2 se refiere a un tiempo de rela-jacin transversal con los efectos de difusinremovidos (prxima pgina, izquierda). Porconsiguiente, el mapa es una correlacin 3Dde las propiedades intrnsecas de los fluidospara T1, T2 y D. En la prctica, los mapas defluidos RMN son presentados habitualmenteen formato 2D, graficando a D con T1 o biencon T2, o en ocasiones graficando a T1 con T2.

Las lneas predeterminadas de respuesta delos fluidos para el valor D del gas y del agua seencuentran superpuestas sobre los mapas.stas se computan utilizando su coeficientede difusin a la temperatura y presin de laformacin. La lnea correspondiente al petr-leo se obtiene de la respuesta estimada del pe-trleo muerto en condiciones de fondo de pozo.

La cuarta dimensin en los registros deRMN, es decir la distancia radial con respectoa la pared del pozo, resulta de la adquisicin aprofundidades de investigacin (DOI) mlti-ples. Los datos de dos o tres DOI se inviertenen forma simultnea. Los resultados obteni-dos de la DOI somera se utilizan para corregirlos datos de lecturas DOI ms profundas, loque mejora los resultados afectados por lafalta de informacin y las relaciones seal-ruido pobres.

Las herramientas de registros de RMN ob-tienen datos de una regin a menudo afectadapor la invasin de filtrado, lo cual altera la dis-tribucin original del fluido. El procesamientodel espectro de RMN 4D se basa en los su-puestos de que el volumen de fluido ligado y elvolumen de hidrocarburos inmviles son inva-riables para la profundidad DOI. Los datos delas mediciones someras se utilizan con el finde restringir la inversin para las medicionesms profundas, a travs de la determinacinde los componentes del fluido ligado. (Paraencontrar ejemplos del procesamiento del es-pectro de RMN 4D, vanse las pginas 16 y17). Los datos de difusin y T1 (o T2), obteni-dos por RMN 4D, se utilizan para producir

Oilfield Review

5. Hrlimann MD, Venkataramanan L, Flaum C, Speier P,Karmonik C, Freedman R y Heaton N: Diffusion-Editing:New NMR Measurement of Saturation and PoreGeometry, Transcripciones del 43er Simposio Anualde Adquisicin de Registros de la SPWLA, Oiso,Japn, 2 al 6 de junio de 2002, artculo FFF.

6. Freedman y Heaton, referencia 4, texto principal.7. Cao Minh C, Heaton N, Ramamoorthy R, Decoster E,

White J, Junk E, Eyvazzadeh R, Al-Yousef O, Fiorini R yMcLendon D: Planning and Interpreting NMR

Fluid-Characterization Logs, artculo SPE 84478,presentado en la Conferencia y Exhibicin TcnicaAnual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

8. Para obtener ms informacin sobre la mojabilidad,consulte: Abdallah W, Buckley JS, Carnegie A,Edwards J, Herold B, Fordham E, Graue A, Habashy T,Seleznev N, Signer C, Hussain H, Montaron B yZiauddin M: Los fundamentos de la mojabilidad,Oilfield Review 19, no. 2 (Otoo de 2007): 4867.

> Mapas D-T. La difusin representada grficamente con T2 (o T1) provee mapas de fluidos de yaci -mientos 2D que pueden resolver el petrleo, el gas y el agua. En este ejemplo, la difusin (derecha)es la clave para la identificacin de los fluidos, que de lo contrario se superponen en la dimensinT2 (extremo superior izquierdo). Las amplitudes de las seales, a lo largo de una direccin delmapa bidimensional, se traducen en distribuciones 1D que pueden convertirse luego en satura-ciones de fluidos. Como ayuda para la interpretacin de los mapas 2D, los coeficientes de difusinde los fluidos se superponen sobre el mapa (extremo inferior izquierdo). La lnea correspondienteal gas (rojo) se computa utilizando datos de presin y temperatura de fondo de pozo. La lnea co-rrespondiente al agua (azul) se calcula utilizando la temperatura de formacin de fondo de pozo.La lnea correspondiente al petrleo (verde) muestra la posicin del petrleo, con viscosidadesdiferentes, correspondiendo el extremo inferior izquierdo a petrleo pesado que pasa a petrleoliviano y condensado en el extremo superior derecho. Segn la interpretacin de este mapa, elyacimiento contiene gas, petrleo y agua.

Coeficiente de difusin del gas

Gas

Agua

Agua

Gas

Distribucinde la difusin

Distribuciones de T2 (o T1)

Petrleo

Petrleo

Coeficiente de difusin del agua

Coefici

ente d

e difus

in de

l petrl

eo

Correla

cin d

e la vis

cosida

d

T2

D

Primavera de 2009 11

mapas de fluidos a mltiples DOIs. Los cam-bios que se producen en los fluidos a medidaque el filtrado invade la roca yacimiento semuestran grficamente y permiten que los pe-trofsicos detecten la movilidad del petrleo,los efectos de la mojabilidad y las interaccio-nes de los fluidos (arriba, a la derecha).

Si bien la interpretacin de los mapas crea-dos a partir de los datos RMN 3D o 4D podraparecer simple, existen algunas complicacio-nes. Los resultados se basan en un enfoque detipo modelo directo que asume que el fluido yel yacimiento satisfacen ciertos criterios. Sisurgen propiedades de fluidos no ideales ocondiciones de yacimiento atpicas, la res-puesta se desva del modelo y pueden obte-nerse resultados contradictorios o errneos.7

En ciertos casos, mediante la inspeccin de losmapas D-T, pueden detectarse e incluso cuan-tificarse los efectos no ideales. Los parmetrosrelevantes del modelo directo pueden ser ajus-tados una vez identificados estos efectos.

En otro problema, en el que la difusin delas molculas de fluidos en los poros pequeosest restringida, los valores de difusin medi-dos se reducen con respecto a los del modeloideal (prxima pgina). Si bien la seal de losfluidos presentes en los poros grandes aparececomo se espera en los mapas D-T, los poros

conectados en forma deficiente pueden apare-cer graficados con valores de difusividad msbajos. El problema es ms comn en el casode la difusin del agua en rocas carbonatadasde grano fino. Si el efecto no se identifica, lasaturacin de petrleo calculada puede ser ex-tremadamente optimista. No obstante, unavez detectado el efecto de la difusin restrin-gida, los parmetros del modelo pueden serajustados de acuerdo con los resultados delmapa 2D observado y las estimaciones de lasaturacin del fluido pueden ser corregidas.

Otro efecto anmalo se produce como resul-tado de los gradientes internos del campomagntico, causados por los materiales para-magnticos y ferromagnticos presentes enlas rocas, ya sea en la matriz o revistiendo losgranos. Estos materiales se asocian a menudocon un alto contenido de clorita y crean signi-ficativos gradientes de campo localizados, quese traducen en tiempos de relajacin ms r-pidos. Dado que el modelo de inversin sebasa en el gradiente fijo del campo magnticode la herramienta, las respuestas de los flui-dos presentes en estas rocas, que se muestranen el mapa D-T, se desplazan hacia las veloci-dades de difusin ms altas, el efecto opuesto

del de la difusin restringida. Por ejemplo, lasseales indicadoras de agua pueden aparecerpor encima de la lnea de agua. Afortunada-mente, en general, es posible identificar estosefectos mediante la inspeccin de los mapas, ylos parmetros del modelo pueden ajustarsepara proporcionar interpretaciones correctas.

El estado de mojabilidad tambin afecta losmapas D-T. En condiciones de mojabilidad alagua, la viscosidad del petrleo determina laposicin de la seal de petrleo a lo largo dela lnea del mapa correspondiente al petrleo.La tendencia abarca desde el petrleo pesado,en el extremo inferior izquierdo, hasta los pe-trleos ms livianos y el condensado, en el ex-tremo superior derecho de la lnea. Las rocasmojables por petrleo (oil wet) y aqullas queexhiben mojabilidad mixta tienden a poseertiempos de relajacin ms cortos, debido a larelajacin superficial adicional del hidrocar-buro en contacto directo con la superficie delos poros. Si bien esto puede comprometer laprecisin del valor de la viscosidad del petr-leo derivado de los datos RMN, tambin puedeconstituir una medicin til para el petrof-sico, en cuanto a la comprensin de la natura-leza del yacimiento.8

> Las tres dimensiones de la RMN. La difusin,las distribuciones de T1 y las distribuciones deT2, presentadas en un formato 3D, proveen laspropiedades intrnsecas de los fluidos. El cubose utiliza para identificar los efectos de la difu -sin y puede ayudar al intrprete a detectarqu modelo describe mejor las propiedades de los fluidos.

T2

D

Mapa D-T2

Mapa T1-T2

Mapa D-T1

T1

> La RMN en cuatro dimensiones. La cuarta dimensin de los registros de RMN es la profundidad.Los volmenes de fluido ligado, asociados tanto con los fluidos ligados a la arcilla como con losfluidos ligados a los capilares (amarillo), en general, no cambian cuando el filtrado del fluido deperforacin invade el yacimiento. No obstante, las limitaciones de las herramientas o de las me-diciones pueden traducirse en cambios de las propiedades computadas de los fluidos que no representan las distribuciones verdaderas de los mismos. La restriccin de los volmenes de fluidos ligados, medidos con las fracciones cilndricas (shells) de lectura ms profunda para quesean equivalentes al volumen de las fracciones cilndricas ms someras y ms precisas, y la rea-signacin de la porosidad total en el espectro de fluidos, proporcionan un anlisis de fluidos msexacto. La utilizacin del procesamiento del espectro de RMN 4D resulta particularmente venta-josa para la interpretacin de datos de yacimientos de petrleo pesado.

T2

DOI

Somera

Ampl

itud

Profunda

12 Oilfield Review

Los fluidos con una alta relacin gas/petr-leo (GOR) tienden a representarse grfica-mente por encima y a la izquierda de la lneadel petrleo. Esto puede observarse en losfluidos nativos y en las zonas gasferas invadi-das por filtrado del lodo a base de aceite(OBMF). El OBMF debera representarse grficamente como un hidrocarburo entre moderado y liviano. La respuesta del OBMF,mezclado con gas nativo del yacimiento, se representa grficamente entre la lnea del petrleo y la lnea del agua.

Los mapas D-T son herramientas poderosaspara la interpretacin de los tipos de fluidos

presentes en el yacimiento. En muchos casos,la interpretacin es directa pero se debentener en cuenta los factores externos que con-ducen a un comportamiento no ideal y confun-den al intrprete que recin se inicia. Por estemotivo, es importante contar con especialistasadecuadamente entrenados en el procesa-miento y la interpretacin de datos RMN.

Un cirujano confa en un radilogo entre-nado para la interpretacin de las imgenesMRI. La fractura neta de un hueso es fcil delocalizar, incluso para un principiante, pero laexperiencia ayuda a un radilogo a diferenciarentre la presencia de fragmentos de hueso y

> Interpretacin de los mapas. Despus de la inversin, las grficas de interrelacin bidimensionales ayudan a identificar la presencia de petrleo,agua y gas. Cuando la grfica de la respuesta de los fluidos de formacin (mostrados como curvas de contorno a color) se ajusta al modelo de inter-pretacin, la respuesta caer sobre o cerca de las lneas de gas, petrleo o agua previstas. Esto proporciona una interpretacin directa. El aguacae en la lnea del agua, como se muestra (centro). No obstante, las seales frecuentemente caen fuera de las lneas como resultado de los efectospetrofsicos contrapuestos que incluyen los gradientes internos, la difusin restringida, la mojabilidad y las altas relaciones gas/petrleo (GOR).Dado que los gradientes internos acortan los tiempos de relajacin, las grficas tienden a desplazarse hacia arriba (extremo superior izquierdo). Ladifusin restringida hace que la velocidad de difusin medida se incremente y, en consecuencia, las grficas mostrarn una tendencia descendentey alejada de la lnea de fluido prevista (extremo inferior izquierdo). Las grficas de yacimientos mojables por petrleo (oil wet) tienden a desplazarsehacia la derecha de la lnea del petrleo, al igual que los yacimientos con mojabilidad mixta (extremo inferior derecho). Los mapas de yacimientosmojables por petrleo y con mojabilidad mixta tienden a poseer un espectro de respuestas, que producen una imagen ms amplia. Dado que el modelo se construye con las respuestas del petrleo muerto, es probable que los mapas de yacimientos de petrleo con altas relaciones GOR noposean las respuestas esperadas. Estas grficas se desplazan de la lnea del petrleo hacia la lnea del gas (extremo superior derecho). En un yaci-miento que slo contiene gas, el filtrado del OBM puede mezclarse con el gas nativo y producir una respuesta similar a la del petrleo con un altoGOR. Las mediciones ms profundas a menudo ayudan a los especialistas a refinar la interpretacin de estos mapas porque el filtrado general-mente se reduce con la distancia al pozo y la respuesta del gas se incrementa.

Gas

Agua

Gradiente interno

Difusin restringida

Gradiente interno Alto GOR

Alto GOR

Agualigada

OBMFcon gas

Petrleonativo

Mojabilidad mixta

Petr

leo

Difusinrestringida

Difusin sinrestricciones

Mojabilidad mixta

calcificacin. Las diferencias pueden resultarindistinguibles para el lego en la materia. Demanera similar, el analista de registros puededeterminar fcilmente la presencia de agua ogas en un mapa D-T, pero existen ocasiones enlas que es preciso recurrir a un especialistacalificado en RMN para que asista en el anli-sis de los resultados. Con la ayuda de losmapas de fluidos y la comprensin de la fsicade las mediciones, el petrofsico puede diag-nosticar las condiciones que se encuentranocultas para el observador inexperto.

Primavera de 2009 13

de difusividad no slo permite el clculo de las sa-turaciones de los fluidos sino que ayuda a inferirla viscosidad del fluido a partir de la contribucinde T2 del fluido (derecha).

Las secuencias de edicin de la difusin delnuevo servicio MR Scanner proveen datos de satu-racin de agua independientes de los datos de sa-lida obtenidos tradicionalmente de las medicionesde resistividad y porosidad. A diferencia de unvalor de saturacin derivado de la ecuacin de Ar-chie, las tcnicas de medicin de la saturacin ba-sadas en la RMN resultan de utilidad en entornosde agua dulce o en aguas de formacin de salini-dad desconocida. La mojabilidad tambin puedeinferirse a partir de los datos RMN. Una de las des-ventajas del empleo de mediciones de RMN parala caracterizacin de fluidos es que la medicinproviene de una regin vecina al pozo que se co-noce como zona invadida, donde los efectos del fil-trado del lodo son ms intensos.

La herramienta MR ScannerAunque se hayan obtenido de las primeras pulga-das de la formacin penetrada, las mediciones deRMN pueden proporcionar las propiedades de losfluidos de la formacin. Para medir las caracters-ticas continuas de los fluidos en sitioincluyendoel tipo de fluido, su volumen, y la viscosidad delpetrleose necesita bastante ms informacinque la provista por las herramientas de RMN degeneracin previa.9 Por este motivo, la caracteri-zacin de los fluidos constituy un impulsor clavepara el desarrollo del servicio MR Scanner.

En el pasado, existan dos diseos bsicos paralas herramientas de RMN: las herramientas decontacto por patines y las herramientas con frac-ciones cilndricas (shells) concntricas centrali-zadas. El dispositivo con patn, representado porla herramienta CMR, mide las propiedades RMN deun volumen de fluidos de yacimientos del tamaode un cigarrillo, a una profundidad de investiga -cin (DOI) fija de aproximadamente 1.1 pulgada[2.8 cm]. La herramienta MRIL de NUMAR midefracciones cilndricas resonantes y concntricas,de espesor variable, y a distancias fijas de la he-rramienta, determinndose la DOI segn el ta-mao del agujero y la posicin de la herramientaen el mismo.

El diseo de la herramienta MR Scannerofrece la DOI fija de un dispositivo de patn, con laflexibilidad de las DOIs mltiples de las frac -ciones cilndricas resonantes.10 Consta de una an-tena principal optimizada para el anlisis defluidos y dos antenas ms cortas, de alta resolu-

cin, ms adecuadas para la adquisicin de laspropiedades RMN bsicas (abajo). La antena prin-cipal opera a frecuencias mltiples correspon-dientes a volmenes de medicin independientes(cilindro), en DOIs espaciados de manera uni-forme.

9. Heaton NJ, Freedman R, Karmonik C, Taherian R, WalterK y DePavia L: Applications of a New-Generation NMRWireline Logging Tool, artculo SPE 77400, presentadoen la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

10. DePavia L, Heaton N, Ayers D, Freedman R, Harris R,Jorion B, Kovats J, Luong B, Rajan N, Taherian R, WalterK, Willis D, Scheibal J y Garca S: A Next-GenerationWireline NMR Logging Tool, artculo SPE 84482,presentado en la Conferencia y Exhibicin TcnicaAnual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

> Transformada de viscosidad. El tiempo de relajacin T2 (o T1) para el petrleocrudo, es una funcin de la viscosidad. El tiempo de relajacin puede ser con-vertido a viscosidad utilizando una transformada obtenida empricamente. Debido a los efectos de la difusin, la medicin de la viscosidad para los pe-trleos pesados por debajo de 3 cP [0.003 Pa.s] est influenciada por el espa-ciamiento entre ecos (TE) de la medicin. Por consiguiente, los tiempos T2pueden depender de la herramienta en el caso de los petrleos pesados, si la herramienta no posee la capacidad para espaciamientos TE ms cortos.Como consecuencia de la difusin, los valores de T1 y T2 en los petrleos livianos divergen por encima de 100 cP [0.1 Pa.s].

T 1 o

T2,

s

10

10.1 100Viscosidad, cP

10 100,00010,0001,000

1

0.1

0.01

0.001

0.0001

T2 (TE = 0.2 ms)

T1

T1

T2

T2 (TE = 0.32 ms)

T2 (TE = 1 ms)

T2 (TE = 2 ms)

Imn permanente

Antena

Regininvestigada

Antena principal

Antenas dealta resolucin

> Servicio MR Scanner. La herramienta MR Scanner posee tres antenas. La antena principal operacon mltiples frecuencias y est optimizada para obtener datos de las propiedades de los fluidos. Laregin investigada consta de fracciones cilndricas (shells) muy delgadas que forman arcos de apro-ximadamente 100, frente a la longitud de 46 cm [18 pulgadas] de la antena. El espesor de las fraccio-nes cilndricas individuales oscila entre 2 y 3 mm. Las dos antenas de alta resolucin poseen unalongitud de 19 cm [7.5 pulgadas] y proveen mediciones con una profundidad de investigacin (DOI) de3.17 cm [1.25 pulgadas]. La herramienta MR Scanner se corre descentralizada, con la seccin de laantena presionada contra la pared del agujero.

Fraccin Cilndrica(FC) No. 8

FC No. 1

FC No. 4

1.5 pulg

0 pulg

DOI

2.7 pulg 4.0

pulg

Si bien la antena principal suministra mlti-ples frecuencias, las tres ms utilizadas son las delas fracciones cilndricas No. 1, No. 4 y No. 8, co-rrespondientes a DOIs de 3.8 cm, 6.8 cm y 10.2 cm[1.5, 2.7 y 4.0 pulgadas], respectivamente. Un modode adquisicin simultnea de tres fracciones ci-lndricas, recin introducido, elimina la necesi-dad de efectuar mltiples pasadas para obtenerlos datos de las tres DOIs.

Perfiles de las propiedades de los fluidosLas tres frecuencias principales utilizadas comn-mente por la herramienta MR Scanner corres -ponden a tres DOIs independientes, proveyendomediciones en incrementos radiales discretos den-tro de la formacin. La frecuencia del pulso de RF,junto con la intensidad de campo del imn, deter-mina la DOI de la fraccin cilndrica (arriba). Unaventaja clave de las fracciones cilndricas de la he-rramienta MR Scanner es que la medicin provienede una porcin cilndrica delgada de la forma-cinun corte aisladoy en general no se en-cuentra afectada por los fluidos presentes entre laherramienta y el volumen de la medicin. Esto per-mite la interpretacin de las propiedades de los flui-dos de la regin vecina al pozo, de una manera quees nica en materia de evaluacin de formaciones.

Las DOIs mltiples introducen conceptos nue-vos para los registros de RMN; la obtencin de per-files radiales y perfiles de saturacin (derecha). Elproceso de generacin de perfiles incorpora medi-ciones de DOIs sucesivas para cuantificar los cam-bios producidos en las propiedades de los fluidosen las primeras pulgadas de formacin lejos de lapared del pozo. La rugosidad del agujero y el re -voque de filtracin de gran espesor pueden invali-dar las mediciones someras de RMN; sin embargo,

raramente afectan las lecturas de las fraccionescilndricas ms profundas. El valor de porosidadRMN, obtenido con una fraccin cilndrica pro-funda, ha sido utilizado como sustituto de la poro-sidad de la formacin obtenida con herramientasde densidad, en situaciones en que la rugosidaddel agujero comprometa esa medicin.

Los cambios que se producen en las propie -dades de los fluidos como resultado de la invasindel filtrado del lodo tambin pueden ser observa-dos y cuantificados utilizando perfiles radiales. Amenudo, no slo el filtrado del lodo de perforacininvade la formacin. El lodo mismo y los slidosdel lodo pueden reemplazar los fluidos existentesen la regin vecina al pozo. La porosidad y la per-meabilidad obtenidas por RMN pueden reducirsedebido a la presencia de estos slidos, pero losefectos disminuyen a medida que se penetra msen la formacin. Estos efectos se identifican y su-peran con los perfiles radiales.

Los perfiles de saturacin proveen medicionesavanzadas de caracterizacin de fluidos, tales comosaturaciones de petrleo, gas y agua, tipo de fluidoy viscosidad del petrleo; a DOIs mltiples discre-tas. Una de las aplicaciones de los perfiles de sa-turacin es la evaluacin de los yacimientos depetrleo pesado.

La viscosidad y la rugosidadDel total de reservas mundiales conocidas, entre6 y 9 trillones de barriles [0.9 a 1.4 trilln de m3]se encuentran como acumulaciones de petrleo pe-sado o extra pesado.11 Esto es el triple del vo lumende reservas mundiales de petrleo y gas conven-cionales combinados. Los yacimientos de petrleo

14 Oilfield Review

11. Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C,Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K,Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Caas TrianaJA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, Lpez de Crdenas J y West C: La importancia del petrleopesado, Oilfield Review 18, no. 2 (Otoo de 2006): 3859.

12. Decoster E y Carmona R: Application of Recent NMRDevelopments to the Characterization of Orinoco Belt Heavy Oil Reservoirs, Transcripciones del 49 Simposio Anual de Adquisicin de Registros de laSPWLA, Edimburgo, Escocia, 25 al 28 de mayo de 2008, artculo VVV.

13. Carmona R y Decoster E: Assessing ProductionPotential of Heavy Oil Reservoirs from the Orinoco Beltwith NMR Logs, Transcripciones del 42 SimposioAnual de Adquisicin de Registros de la SPWLA,Houston, 17 al 20 de junio de 2001, artculo ZZ.

14. Burcaw L, Kleinberg R, Bryan J, Kantzas A, Cheng Y,Kharrat A y Badry R: Improved Methods for Estimatingthe Viscosity of Heavy Oils from Magnetic ResonanceData, Transcripciones del 49 Simposio Anual deAdquisicin de Registros de la SPWLA, Edimburgo,Escocia, 25 al 28 de mayo de 2008, artculo W.

> Perfiles radiales. La herramienta MR Scannerdetecta el fluido desde mltiples fracciones ciln-dricas delgadas. El espaciamiento se optimizapara evitar la interaccin de las fracciones ciln-dricas. Las propiedades de los fluidos varan enlas primeras pulgadas de la formacin, como re-sultado del barrido del filtrado del lodo. Las frac-ciones cilndricas ms profundas son menosafectadas por el filtrado, la invasin del lodo y larugosidad del agujero que las fracciones cilndri-cas someras.

>Herramienta de gradiente y DOI. La herramienta MR Scanner se denomina herramienta de gradiente porque la intensidad del campo magntico (B0, azul)del imn permanente, si bien es uniforme a lo largo de la regin de la mues-tra, se reduce en forma montona lejos del imn. El imn de la herramienta se extiende a lo largo de la seccin de la sonda. Un gradiente constante ybien definido simplifica las mediciones de las propiedades de los fluidos. La DOI est determinada por la intensidad del campo magntico y la frecuen-cia de operacin de RF, f0 . Si bien se dispone de mltiples frecuencias con la herramienta, el procedimiento operativo estndar consiste en adquirir losdatos utilizando las fracciones cilndricas correspondientes a las 1.5, 2.7 y 4.0 pulgadas, denominadas Fraccin Cilndrica (FC) No. 1, FC No. 4 y FC No. 8,respectivamente. Se muestran tres fracciones cilndricas con sus respecti-vas frecuencias de operacin, relacionadas con la DOI. La frecuencia aso-ciada con la FC No. 1 se indica en verde.

DOI Reduccin de la intensidaddel campo magntico B0

0

Distancia desde el imn

Agujero

Antena principal

Imn

1.5 pulgadas

2.7 pulgadas

4.0 pulgadas

FCNo. 1

FCNo. 8

FCNo. 4

Agua libre Agua libre Agua libre

Petrleo pesado Petrleo pesado Petrleo pesado

Petrleo Petrleo Petrleo

RXOohm.m

X,100

X,150

X,200

X,250

0.2 2,000

Arreglo de 90 pulgadas

ohm.m

Profundidad,pies

0.2 2,000

Punto de corte de T1ms1 9,000

Distribucin de T1,

FC No. 1

Punto de corte de T1ms1 9,000

Distribucin de T1,

FC No. 4

Punto de corte de T1ms1 9,000

Porosidad, FC No. 1

%40 0

Porosidad, FC No. 4

%40 0

Porosidad, FC No. 8

%40 0

FC No. 8

mD100,000 1

Distribucin de T1,

FC No. 8 Agua ligada Agua ligada Agua ligada

Arreglo de 60 pulgadas

ohm.m0.2 2,000

Arreglo de 30 pulgadas

ohm.m0.2 2,000

Arreglo de 20 pulgadas

ohm.m0.2 2,000

Arreglo de 10 pulgadas

Resistividad

ohm.m0.2 2,000

Calibre

pulg6 16

FC No. 4

mD100,000 1

FC No. 1

mD100,000 1

Permeabilidad

X,200

X,250

Primavera de 2009 15

> Perfiles radiales con invasin parcial y total del filtrado y el lodo. El intervalo comprendido entre X,170 y X,255 pies (sombras de rojo) corresponde a unaarenisca acufera limpia, situada por debajo de un yacimiento de petrleo pesado de la cuenca de petrleo pesado de la Faja del Orinoco. Las propiedadesde los fluidos, obtenidas con la FC No. 1, a una DOI de 1.5 pulgadas (Carril 5), poseen volmenes espurios de agua ligada (marrn claro). Incluso a 2.7 pulga-das, la FC No. 4 indica la presencia de ms fluido ligado de lo esperado para una arenisca limpia (Carril 6, marrn claro). Las diferencias se atribuyen a lainvasin del lodo. Los datos de la FC No. 8 provienen de una regin situada ms all de la zona de invasin del lodo y proveen informacin ms representa-tiva (Carril 7). Las mediciones de la porosidad total, obtenidas con las tres fracciones cilndricas, parecen no estar afectadas por la presencia del lodo. Laspermeabilidades calculadas con las fracciones cilndricas ms someras (Carril 8, azul, verde) son ms bajas que la de la fraccin cilndrica ms profunda(Carril 8, rojo) porque las mediciones estn afectadas por los slidos que rellenan los espacios de los poros.

pesado plantean problemas operacionales seriospara la evaluacin correcta de los fluidos y el po-tencial de produccin. Las operaciones de mues-treo con herramientas operadas con cable, o laspruebas de formacin efectuadas a travs de la co-lumna de perforacin, probablemente no puedanllevarse a cabo debido a las dificultades que im-plica lograr que el petrleo fluya. Las medicionesde RMN proveen informacin esencial sobre laspropiedades de los fluidos en sitio para evaluar losyacimientos de petrleo pesado.

Situado al sur de la Cuenca Oriental de Vene-zuela, el yacimiento de petrleo pesado de la Faja del Orinoco aloja aproximadamente 1.2 trillnde barriles [190,000 millones de m3] de petrleopesado. Los registros de RMN siempre han formado

parte integrante de los programas de evaluacin delos pozos de esta regin, pero con limitaciones reconocidas.12 Los tiempos de relajacin de lospetrleos de alta viscosidad son muy cortos y pueden no resultar completamente medibles utili -zando herramientas de RMN. Adems, las condicio-nes del agujero en la Cuenca del Orinoco amenudo son pobres y la rugosidad afecta las he-rramientas de contacto por patines.

Si bien las primeras etapas de la introduccinde la tcnica de caracterizacin de fluidos porRMN con la herramienta CMR despertaron expec-tativas promisorias, las mediciones se limitaban auna sola profundidad de investigacin somera. Sedesarrollaron tcnicas para utilizar los datos RMNcon el fin de estimar la viscosidad del petrleo atravs de todo un intervalo de arenisca en base a lamedia logartmica de las distribuciones de T2. Losresultados obtenidos fueron alentadores; sin em-bargo, no llegaron a proveer el valor de viscosi -dad verdadera en sitio. No se dispona de ningunatransformada calibrada para vincular la media

logartmica de las distribuciones de T2 con la visco-sidad en condiciones de fondo pozo, que tambindara cuenta del ndice de hidrgeno (HI) apa-rente del petrleo.13 La importancia de utilizar elHI y una transformada emprica qued demostradaa travs de trabajos de laboratorio recientes.14

La herramienta MR Scanner fue incluida en unprograma de adquisicin de registros ms reciente,en parte, para superar algunas de las limitacionesde las mediciones CMR. La generacin de perfilesradiales demostr ser un mtodo ventajoso en aque-llas zonas en las que la rugosidad afectaba la medi-cin obtenida con la Fraccin Cilndrica (FC) No. 1correspondiente a una DOI de 1.5 pulgada, que escomparable con la DOI de la herramienta CMR. Lamedicin de la FC No. 4, correspondiente a unaDOI de 2.7 pulgadas, slo se vio afectada levementepor la rugosidad. Los datos de la FC No. 8, corres-pondiente a una DOI de 4.0 pulgadas, no se vieronafectados porque fueron adquiridos en una reginsituada ms all de la zona de rugosidad (abajo).

Las mediciones independientes obtenidas conla herramienta MR Scanner, a diversas DOIs, pro-veen lecturas ms profundas de la formacin quela herramienta CMR. La herramienta MR Scannerno slo ha superado los problemas de la rugosi-dad, sino que adems ha verificado una condi-cinpreviamente teorizada en base a los datosCMRde los efectos de la invasin parcial o totaldel lodo sobre los volmenes de fluidos ligados y lapermeabilidad. Estos efectos se observaron par -ticularmente en las zonas acuferas. Los slidosdel lodo no alteraban la porosidad RMN de ma-nera apreciable, pero la medicin del fluido ligadoera demasiado alta. Como dato de entrada para el

clculo de la permeabilidad RMN, el volumen in-correcto del fluido ligado proporcionaba valoresde permeabilidad demasiado bajos.

Las mediciones de RMN, de lectura ms pro-funda, superan el problema de la rugosidad peropresentan ciertas desventajas. Dado que las sea-les de formacin de las fracciones cilndricas msprofundas son ms dbiles, el ruido puede llegar acorromper los datos procesados. La resolucinvertical se degrada porque los datos deben serpromediados o apilados a travs de un intervaloms largo para superar los efectos del ruido. Lamedicin obtenida con las fracciones cilndricasms profundas se registra adems con espacia-

mientos ms largos entre ecos, debido a las limi-taciones de potencia de la herramienta. La herra-mienta CMR utiliza un espaciamiento entre ecosde 0.2 ms, de modo que en 10 ms genera 50 pulsos.Esto proporciona datos suficientes para resolverciertos petrleos pesados como los que se encuen-tran en los pozos de la Cuenca del Orinoco. Noobstante, el espaciamiento entre ecos de 1.0 ms,disponible con la fraccin cilndrica correspon-diente a una DOI de 4.0 pulgadas de la herra-mienta MR Scanner, provee slo 10 pulsos y ecosen un marco temporal equivalente. El resultadoes una reduccin de la relacin seal-ruido por-que se trabaja con menos ecos.

16 Oilfield Review

> Procesamiento del espectro de RMN 4D. El procesamiento estndar se traduce en una falta de coherencia entre losvolmenes de fluidos ligados, medidos con las fracciones cilndricas No. 1, No. 4 y No. 8 (extremo superior, Carril 1). Lo mismo sucede con los volmenes de fluido libre (Carril 3). Utilizando la tcnica de procesamiento del espectro deRMN 4D, los volmenes de fluidos ligados que deberan mantenerse constantes a cada DOI, se restringen y las contri-buciones de porosidad se reasignan. El resultado es un mejoramiento de la coherencia, tanto para el volumen de fluidoligado (Carril 2) como para el volumen de fluido libre (Carril 4). Las propiedades de los fluidos estn afectadas por lascondiciones del agujero, entre X,120 y X,135 pies (sombras de rojo), como lo demuestra el incremento de la porosidadmedida con las fracciones cilndricas ms someras (Carriles 5, 6, 8 y 9). La FC No. 8 (Carriles 7 y 10) investiga la zonaque se encuentra ms all de los derrumbes y provee datos ms precisos. Los mapas D-T1, utilizados para el cmputode la saturacin para cada fraccin cilndrica, demuestran la efectividad del procesamiento 4D. El procesamiento es-tndar del espectro de RMN 2D (panel inferior izquierdo) se traduce en volmenes de fluidos similares en las fraccio-nes cilndricas No. 1 y No. 4. La FC No. 8 posee menos fluido ligado; sin embargo, las tres fracciones cilndricasdeberan poseer volmenes equivalentes porque el fluido ligado no tendra que cambiar con la DOI. El procesamientodel espectro de RMN 4D (panel inferior derecho) restringe el volumen de fluido para que sea el mismo por debajo de 30 ms. La reasignacin de la porosidad para dar cuenta del volumen de fluido ligado, provee una medicin ms precisade la fraccin cilndrica ms profunda. Como resultado, la medicin correspondiente a 4.0 pulgadas de penetracinproporciona las propiedades de los fluidos de una regin menos influenciada por la invasin del filtrado del lodo.

FC No. 8

%

Prof.

Derrumbes Agua ligada Agua ligada Agua ligada Agua ligada Agua ligada Agua ligada

Agua libreAgua libreAgua libreAgua libreAgua libreAgua libre

Petrleo

Petrleo pesado Petrleo pesado Petrleo pesado Petrleo pesado Petrleo pesado

Procesamiento estndar del espectro de RMN 2D Procesamiento del espectro de RMN 4D

Petrleo pesado

Petrleo Petrleo Petrleo Petrleo Petrleo

pies 50 0

FC No. 4

%50 0

FC No. 1

Fluido ligado estndar

%50 0Calibre

pulg6 16

FC No. 8

%50 0

FC No. 4

%50 0

FC No. 1

Fluido ligado 4D

%50 0

FC No. 8

%25 0

FC No. 4

%25 0

FC No. 1

Fluido libre estndar

%25 0

FC No. 8

%25 0

Porosidad, FC No. 4

%50 0

Porosidad, FC No. 1

%50 0

Porosidad, FC No. 8

%50 0

Porosidad, FC No. 1

%50 0

Porosidad, FC No. 4

%50 0

Porosidad, FC No. 8

%50 0

FC No. 4

%25 0

FC No. 1

Fluido libre 4D

%25 0

X,100

X,150

Ms coherencia

Ms coherencia

FC No. 1 FC No. 4

Difu

sin

Ampl

itud

FC No. 8

T1, ms T1, ms T1, ms

FC No. 1 FC No. 4

Difu

sin

Ampl

itud

FC No. 8

T1, ms T1, ms T1, ms

Procesamiento estndar del espectro de RMN 2D Procesamiento del espectro de RMN 4D

PetrleoAgua

PetrleoAgua

Primavera de 2009 17

Una solucin para este dilema se plantea atravs del procesamiento del espectro RMN cua -tridimensional (4D), en el cual la DOI es la cuartadimensin.15 Este procesamiento invierte simult-neamente los datos RMN en la porcin de la distri-bucin de los tiempos de relajacin que debera sercomn para todas las DOIs. En los pozos de laCuenca del Orinoco, el intervalo de tiempo parapermitir que la seal indicadora de petrleo de-caiga siempre est por debajo de 10 ms. Los efec-tos de las malas condiciones del agujero y de lainvasin del lodo comienzan a los 20 ms. La impo-sicin de una solucin comn sobre cada fraccincilndrica, durante los primeros 10 ms, hace que laobtencin de la lectura ms profunda, que corres-ponde a la profundidad de investigacin de 4.0 pul-gadas, sea equivalente a la lectura de la fraccincilndrica de resolucin ms alta, la cual corres-ponde a 1.5 pulgadas en esta rea de datos comunes.El resultado es un mejoramiento de la coherenciaentre las fracciones cilndricas y la obtencin demediciones ms precisas a partir de lecturas msprofundas (pgina anterior). Esto es vlido paralos efectos de la rugosidad del agujero y el revoquede filtracin de gran espesor, pero el petrleo pe-sado impacta las mediciones de RMN aunque elagujero se encuentre en buenas condiciones.

Dado que los petrleos pesados poseen tiem-pos de relajacin cortos y seales de decaimientorpido, las herramientas de RMN nunca logranmedir todo el petrleo pesado. Esto sucede ancon los espaciamientos ms cortos entre ecos dis-ponibles actualmente con las herramientas defondo de pozo. Las secuencias con espaciamientosms largos entre ecos pasan por alto un volumenan mayor de petrleo pesado. Las mediciones delas fracciones cilndricas ms profundas de la he-rramienta MR Scanner poseen espaciamientosms largos entre ecos que las de las ms someras.En consecuencia, el volumen de petrleo pesadomedido con la herramienta se reduce con la DOI.Es decir que, en estos ambientes de petrleo pe-sado, los volmenes de petrleo siempre sern su-bestimados.

A pesar de esta deficiencia, los efectos del pe-trleo pesado sobre la medicin pueden ser utili-zados para conocer los fluidos de formacin. Laporosidad RMN medida se reduce con la DOI,como resultado de la seal faltante de petrleopesado. El volumen medido de agua ligada inm-vil no cambiar con la DOI. El filtrado de invasindesplazar solamente al agua mvil o al hidrocar-buro mvil. Por consiguiente, la inversin 4Dpuede ser utilizada en forma similar a la utilizada

con la rugosidad del agujero, pero el foco de la in-terpretacin se centrar en los cambios produci-dos en el fluido libre y en la porosidad total, msque en los efectos del pozo.

El procesamiento 4D provee un mejoramientomarcado con respecto al de la inversin 3D con-vencional. Los primeros 30 ms de la inversin serestringen para ser comunes en las tres fraccio-nes cilndricas porque se asume que, en este lapsode tiempo, las seales indicadoras de fluido ligadoy petrleo pesado son estables en cada DOI. Estocontrasta con el tipo de procesamiento utilizadocuando la rugosidad del agujero o la invasin dellodo es el problema; aqu, slo se restringen losprimeros 10 ms.

Los datos de pozos muestran que la seal in -dicadora de agua libre, por encima de 100 ms,decrece progresivamente desde las fracciones ci-lndricas someras a las ms profundas (arriba).Esto conduce a una interpretacin segn la cual elorigen de la seal correspondiente al agua libre es

15. Heaton N, Bachman HN, Cao Minh C, Decoster E, LaVigne J, White J y Carmona R: 4D NMRApplications of the Radial Dimension in MagneticResonance Logging, Transcripciones del 48 Simposio Anual de Adquisicin de Registros de laSPWLA, Austin, Texas, 3 al 5 de junio de 2007, artculo P.

> El panorama general del petrleo pesado. Los mapas D-T1, obtenidos a X,155 pies, muestran seales indicadoras de fluido ligado y petrleo pesado en lagrfica de la FC No. 1 (extremo inferior derecho ). La seal correspondiente al agua libre, por encima de 100 ms, se reduce progresivamente de las penetra-ciones someras a las ms profundas. El anlisis de fluidos (extremo superior, Carriles 5 a 7) muestra una reduccin constante del agua libre, entre la FC No. 1y la FC No. 8. La interpretacin es que el origen de la seal de agua es el filtrado del lodo que desplaz al petrleo pesado mvil presente en el yacimiento;la seal de agua se mantendra constante si el filtrado estuviera desplazando agua de formacin. Para la zona comprendida entre X,020 y X,050 pies, la in-terpretacin se vuelve ms ardua. La resistividad es ms baja (Carril 1), y existe una seal indicadora de agua para cada DOI. Los mapas D-T1, obtenidos aX,040 pies (extremo inferior izquierdo) proveen informacin sobre los fluidos. Dado que la seal correspondiente al agua, proveniente de la invasin de fil-trado, est presente en las FC No. 1 y DC No. 4 pero desaparece en la FC No. 8, se interpreta que el filtrado desplaz al petrleo pesado que no puede sermedido con la herramienta de RMN. La intensa seal de agua presente en las tres fracciones cilndricas, proviene del agua irreducible. Por lo tanto, lazona debera producir petrleo sin agua.

Carbn

Arcilla

Agua ligada a la rcilla

Prof.

piesX,000

X,200

X,150

X,100

X,050

Calibre

6 16pulg

Punto de corte de T11 9,000

Punto de corte de T11 9,000

Punto de corte de T1ms ms ms1 9,000

Porosidad, FC No. 1

Agua ligada Agua ligada Agua ligada

40 % % %0

Porosidad, FC No. 4

40 0

Porosidad, FC No. 8

40 0 lpcg

Presin

700 900

FC No. 1 FC No. 4 FC No. 8

Distribuciones de T1Agua libre Agua libre Agua libre

Petrleo Petrleo Petrleo

Petrleo pesado Petrleo pesado

Anlisis de fluidos 4D por RMN

Petrleo pesado

Agua

Petrleo desplazado

Petrleo

Cuarzo

0.2 2,000

0.2 2,000

0.2 2,000

0.2 2,000

0.2 2,000

RXOohm.m

Arreglo de 90 pulgadas

ohm.m

Arreglo de 60 pulgadasohm.m

Arreglo de 30 pulgadasohm.m

Arreglo de 20 pulgadasohm.m

Arreglo de 10 pulgadas

Resistividad

ohm.m0.2 2,000

FC No. 1 FC No. 4Profundidad X,040

Difu

sin

Ampl

itud

FC No. 8

T1, ms T1, ms

100 ms

T1, ms

FC No. 1 FC No. 4Profundidad X,155

Difu

sin

Ampl

itud

FC No. 8

T1, ms T1, ms T1, ms

100 ms

PetrleoAgua

PetrleoAgua

el filtrado del lodo y ha desplazado al petrleo pesa -do presente en el yacimiento, si bien el petrleo pe-sado es invisible para la herramienta MR Scanner.Si el filtrado estuviera desplazando agua de forma-cin mvil, la seal indicadora de agua sera cons-tante a mayor profundidad de investigacin.

En un intervalo inferior, la resistividad es altay supera 100 ohm.m, lo cual hace que los intrpre-tes deduzcan que el filtrado desplaz al petrleo.No obstante, para las zonas superiores, con valoresde resistividad ms bajos, la respuesta es menosobvia. Los valores de resistividad ms bajos suge-riran la presencia de agua ms que de petrleo.Los datos RMN proporcionan la informacin de flui-dos que falta. El hidrocarburo, en forma de petrleopesado, fue desplazado por el filtrado. Dado que laseal correspondiente al agua, proveniente del fil-

trado, est presente en la medicin de la FC No. 1a 1.5 pulgadas, pero desaparece en la medicin dela FC No. 8 a 4.0 pulgadas, estas zonas deberanproducir petrleo libre de agua. En los mapas D-T1 persiste una seal de agua intensa en cadaDOI, pero su origen es el agua ligada irreducible.16

En base a las respuestas proporcionadas porel procesamiento 4D, el operador puede producirde las secciones superiores e inferiores con segu-ridad, con la expectativa de que la produccin deagua ser escasa o nula. La minimizacin de laproduccin de agua reduce los costos inicialesasociados con el equipo de superficie y, como nose requiere el proceso de remocin y eliminacindel agua, se reducen los costos en que se incurredurante toda la vida productiva del pozo.

Caracterizacin de los fluidosEl tipo de fluido incide directamente en el valoreconmico de un campo, y las decisiones asocia-das con las instalaciones de superficie dependendel conocimiento preciso de los fluidos de yaci-mientos. No obstante, muchos yacimientos contie-nen ms de un tipo de fluido: la composicin delfluido puede variar en forma continua o disconti-nua a travs de un intervalo prospectivo. La grada-cin del fluido no siempre resulta evidente con losregistros de pozos convencionales, y pueden apa-recer sorpresas tanto en las etapas iniciales comoen las etapas ms tardas de la produccin.

Un pozo de exploracin del Mar del Norte fueperforado para evaluar un yacimiento respecto delcual se crea, en base a un pozo vecino, que conte-na gas condensado.17 La infraestructura adyacentede manipuleo del gas converta al rea prospec-tiva en un objetivo interesante. Los registros deresistividad y de densidad-neutrn indicaban cla-ramente que este pozo de exploracin atravesabaun depsito de hidrocarburos significativo conaproximadamente 15 m [48 pies] de espesor pro-ductivo neto de gas.

Los datos MR Scanner se registraban en esemomento a los fines de obtener perfiles de satura-cin. La difusin y las distribuciones de T1, extra-das de las secuencias mltiples de tiempo deespera y espaciamiento variable entre ecos, fue-ron obtenidas de los datos. Si bien se computaronlas distribuciones de T2, las distribuciones de T1demostraron ser mejores para analizar los tiem-pos de relajacin largos de los fluidos presentesen este yacimiento.

Las saturaciones de agua e hidrocarburos, aDOIs de 1.5, 2.7 y 4.0 pulgadas, se computaron uti -lizando los datos adquiridos en dos pasadas in -dependientes de la herramienta. Se crearon losmapas D-T1, a profundidades secuenciales, y sibien existe una seal clara de gas en la parte supe-rior del yacimiento, segn la interpretacin de losdatos RMN una porcin significativa del yacimientocontena petrleo liviano; no condensado, como sehaba anticipado originalmente (izquierda).

El anlisis ms detallado de los datos y losmapas D-T1 permiti identificar el contactogas/pe trleo presente en el yacimiento, ademsde un rasgo estratigrfico descrito como una ba-rrera de permeabilidad vertical. Un proceso de in-versin 4D permiti mejorar la medicin de lafraccin cilndrica ms profunda. Los datos de lafraccin cilndrica correspondiente a una DOI de1.5 pulgadas indican un volumen significativo defiltrado del lodo a base de aceite (OBMF); sin em-bargo, los datos correspondientes a la fraccin ci-lndrica profunda son menos afectados por elOBMF (prxima pgina).

18 Oilfield Review

> Determinacin del tipo de