Teóricos de la Resonancia Magnética Nuclear

Fundamentos Teóricos de la Resonancia Magnética Nuclear (RMN) La caracterización de los hidrocarburos se ha perfeccionado gracias a la interpretación de registros de RMN, combinados con otras mediciones. En definitiva, se obtiene una evaluación más precisa de la producibilidad del yacimiento.

2.1 Principios Físicos de la Resonancia Magnética Nuclear La RNM se construye en base a una señal que proviene de los núcleos de hidrógeno. En el centro de la herramienta MRIL, un imán permanente produce un campo magnético que magnetiza los materiales de la formación. Una antena que rodea a este imán transmite energía de radiofrecuencia hacia la formación, en ráfagas controladas con precisión en el tiempo en forma de campo magnético oscilatorio. Durante el tiempo entre pulsaciones, la antena se utiliza para escuchar la señal de eco decadente proveniente de aquellos protones de hidrógeno que están en resonancia con el campo del imán permanente. Dado que existe una relación lineal entre la frecuencia de resonancia del protón y la intensidad del campo magnético permanente, se puede ajustar la frecuencia de la energía transmitida y recibida a efecto de investigar regiones cilíndricas a diámetros diferentes alrededor de la herramienta MRIL.

2.1.1 Magnetismo Nuclear Muchos núcleos atómicos poseen un momento magnético y se comportan como imanes en rotación. Estos imanes interactúan con los campos magnéticos externos y producen señales medibles que se pueden maximizar si los campos oscilan a la frecuencia de resonancia de un núcleo en particular. El núcleo de hidrógeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje magnético está alineado con el eje del momento rotacional del núcleo,. Cuando hay muchos átomos de hidrógeno presentes y no existe ningún campo magnético externo, los ejes de los momentos rotacionales nucleares del hidrógeno están alineados al azar

6. Conclusiones y Observaciones

6.1 Conclusiones

La Resonancia Magnética Nuclear analiza los fluidos en la matriz de la roca, en el ejemplo que se analiza en las figuras 4 y 5, se demuestra que el registro MRIL, identifica y cuantifica la cantidad de fluido que existe, sea fluido movible o no movible. Los perfiles convencionales (SP, Resistividad, y Neutrón/Densidad) sugirieron que la parte superior de la arena (XX160 a XX185) probablemente produciría con un alto contenido de agua, pero que la parte inferior de la arena (XX185 a XX257) es probablemente pura agua. Sin embargo los resultados de MRIAN (Pista 7) indican que tanto el intervalo superior como el inferior tienen altas saturaciones de agua, pero que el agua de formación está en condiciones irreductibles. Entonces, la zona no puede producir ninguna agua de formación. Toda la zona tiene permeabilidad en exceso de 100 md (Pista 2). El análisis de TDA (Pista 6) determinó que la saturación de petróleo en la zona lavada está en el rango de 35 a 45%. Con esta información, el operador cañoneó todo el intervalo y registró una producción inicial de 2,000 bpd, sin influjo de agua.

6.2 Observaciones

Las herramientas MRIL pueden suministrar tres tipos de información:

∼ Cantidades de los fluidos en la roca. ∼ Propiedades de estos fluidos. ∼ Tamaños de los poros que contienen estos fluidos Estudios de casos específicos y la teoría han mostrado que las herramientas MRIL proveen datos muy determinantes para: ∼ Distinguir zonas productivas de baja resistividad/bajo contraste ∼ Evaluar yacimientos de petróleo y/o gas de litología compleja ∼ Identificar petróleos pesados y de viscosidad mediana ∼ Estudiar formaciones de baja porosidad/baja permeabilidad ∼ Determinar saturación de petróleo residual ∼ Mejorar el diseño de tratamientos de estimulación En particular, los datos de RMN proveen la siguiente valiosa información: ∼ Porosidad independiente de la mineralogía ∼ Distribución de porosidad, complementada con distribución de tamaños porales en formaciones saturadas con agua ∼ Volumen de agua irreductible y de fluido libre si hay un valor confiable de T2cutoff ∼ Permeabilidad, determinada a partir del índice de fluido libre y del volumen de agua irreductible ó T2 promedio ∼ Clasificación de hidrocarburos mediante el uso de (1) contrastes ponderados por T1 para agua, gas y/o petróleo liviano, (2) contrastes ponderados por difusividad para agua y petróleo viscoso, y (3) cálculos de saturación de agua para la zona virgen optimizados con RMN

REGISTRO DE RAYOS GAMMA: mide el nivel de la presencia natural

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