Universidad Mayor de San Andrés. Facultad de Ciencias Geológicas. Catedra Geología del Petróleo.

REGISTROS DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR.

Contenido. Introducción. 1. Desarrollo histórico. 2. Marco Teórico. 2.1. Principios Físicos de la Resonancia 2.1.1. Magnética Nuclear. 2.1.2. Magnetismo Nuclear. 2.1.3. Polarización. 2.2. Resonancia magnética nuclear. 2.3. Principio de la resonancia magnética nuclear. 2.4. Datos sin procesar del perfil y distribución T2 con RMN.

2.5. Mecanismos incidentes en los procesos de relajación. 2.5.1. Dependiente de la porosidad. 2.5.2. Dependiente del tipo de fluido. 3. HERRAMIENTA. 3.1. MRIL (Registro de Imágenes por Resonancia Magnética). 3.2. Herramienta CMR. 3.3. La herramienta MR scanner. 3.3.1. Comparación de las herramientas. 3.4. Aplicaciones identificación de hidrocarburos con RMNA. 4. EJEMPLO. 5. CONCLUSIONES. 6. BIBLIOGRAFIA.

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INTRODUCCIÓN. En la industria petrolera es sustancial determinar la presencia de hidrocarburos y para estimar las reservas se ha utilizado el perfilaje de pozos como el método económico preferido para evaluar formaciones perforadas. Los registros convencionales han mejorado progresivamente su determinación de porosidad y saturación de fluidos, pero no ha podido proveer una estimación sistemática de la permeabilidad. Es por esta razón que el perfilaje con resonancia magnética nuclear representa una nueva revolución en evaluación de formaciones con registros con cable eléctrico. Los avances en la tecnología de las mediciones, sumados al mejoramiento de las técnicas de procesamiento, han generado nuevas aplicaciones para los registros de resonancia magnética nuclear (RMN). Una nueva herramienta de RMN de fondo de pozo ofrece la información convencional, además de la caracterización de las propiedades de los fluidos. Estos datos permiten identificar los tipos de fluidos y sus propiedades básicas, la porosidad, las zonas de transición y el potencial de producción en ambientes complejos. 1. DESARROLLO HISTORICO. La Resonancia Magnética Nuclear (RMN) es un método químico-físico basado en las propiedades magnéticas de los núcleos atómicos. Muchos núcleos se comportan como pequeños imanes, generando un débil campo magnético. La ubicación de dichos núcleos en una zona donde se halla presente un campo magnético intenso BBoB hace que los estados que difieren en la orientación de los momentos magnéticos nucleares posean diferente energía. La observación de RMN en materia condensada fue descubierta simultáneamente por 2 grupos de investigadores encabezados por Bloch y Purcell (EEUU) en 1945. Estos científicos recibieron el premio Nobel en 1952 por su descubrimiento. La RMN se ha desarrollado como un poderoso método de análisis en Química a partir del descubrimiento del desplazamiento químico y el acoplamiento escalar espín-espín (1949-51). Los primeros equipos de RMN se comercializaron en la década de los 50 para la determinación de espectros de protones. Si bien la tecnología de RMN fue introducida inicialmente en la década de 1960, el desarrollo de una herramienta de RMN que proveyera información útil para los petrofísicos, insumió 30 años. La primera herramienta de RMN por pulsos desplegada con éxito fue introducida a comienzos de la década de 1990 por NUMAR Corporación, ahora subsidiaria de Halliburton. Equipadas con imanes de pre-polarización permanentes, estas herramientas de adquisición de registros utilizan pulsos de radio frecuencia (RF) para manipular las propiedades magnéticas de los núcleos de hidrógeno en los fluidos de yacimientos. Schlumberger pronto hizo lo propio e introdujo la herramienta de resonancia magnética combinable CMR.

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Fig. 1 Evolución de las herramientas de medición de RMN LOGGING en los últimos 10 años, junto con las empresas de servicios.

2. MARCO TEÓRICO. La extraordinaria tecnología de adquisición de perfilaje de (RMN) ha estado en continua evolución durante los últimos diez años. Las compañías petroleras utilizan estas mediciones en una variedad de aplicaciones. 2.1. Principios Físicos de la Resonancia. 2.1.1. 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. 2.1.2. 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. 2.1.3. Polarización. Para hacer una medición RMN los átomos de hidrogeno se alinean como barras imantadas a lo largo de la dirección de un campo magnético estático conocido como

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Universidad Mayor de San Andrés. Facultad de Ciencias Geológicas. Catedra Geología del Petróleo. B0. Esta polarización insume un tiempo característico conocido como T1, que depende del medio que rodea al hidrogeno. Cuando B0 se aplica a un núcleo magnético, B0 ejerce un momento torsional sobre el núcleo que actúa para alinear el eje del momento rotacional nuclear con B0. Cuando se aplica un momento torsional a un objeto giratorio, el eje del objeto se mueve perpendicular al momento torsional en un movimiento llamado precesión. Una vez que los protones están alineados en el campo magnético estático, están polarizados. La polarización crece en una constante de tiempo, que es el tiempo de relajamiento longitudinal, T1. 2.2. Resonancia magnética nuclear. Los movimientos de los núcleos atómicos pueden controlarse y detectarse directamente con un aparato de resonancia magnética nuclear (RMN). Muchos (aunque no todos) núcleos atómicos pueden pensarse como pequeñas barras magnéticas que tienen un polo norte y un polo sur. En Los núcleos sus polos magnéticos y geográficos coinciden exactamente. El núcleo de hidrógeno, que consta de un solo protón, es magnético y es un componente abundante del agua, el gas y el petróleo. Son de interés en la búsqueda de hidrocarburos. Nuclear se refiere al núcleo de un átomo, compuesto de protones y neutrones, o en el caso del núcleo de hidrógeno, compuesto de un solo protón.

Fig 2 Resonancia Magnética Nuclear.

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Fig. 3 Principio RMN.

2.4. Datos sin procesar del perfil y distribución T2 con RMN. Antes de que una formación sea perfilada con una herramienta RMN, los protones en los fluidos de la formación están orientados al azar. A medida que la herramienta pasa enfrente de la formación, va generando campos magnéticos que activan esos protones. Se usan secuencias pulsantes diseñadas para generar una serie de así llamados ecos de momentos rotacionales, que son medidos por las herramientas de perfilaje con RMN y se exhiben en los perfiles como trenes de ecos. Estos trenes de ecos constituyen los datos sin procesar de RMN. Para generar un tren de ecos una herramienta RMN mide la amplitud de los ecos en función del tiempo. Como los ecos se miden en un tiempo corto, una herramienta de RMN recorre sólo unas pocas pulgadas en el pozo mientras registra el tren de ecos. Los trenes de ecos así registrados se pueden presentar en un perfil en función de la profundidad. La distribución de T2 de RMN se puede presentar de tres maneras: en forma de onda, formato con imagen, y gráfico de distribución de celdas. Cada una representa la distribución de la porosidad en función de valores de T2 y, por lo tanto, en función de los tamaños porales. Los tres estilos de presentación reflejan diferentes visualizaciones del mismo conjunto de datos. Los ecos de momentos rotacionales registrados se pueden traducir de tal forma que la distribución de T2 depende directamente de la porosidad de la formación lo cual se puede realizar aplicando una serie de ecuaciones matemáticas.

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Fig. 4 Conversión de ecos de momentos rotacionales.

2.5. Mecanismos incidentes en los procesos de relajación. La amplitud de los ecos es proporcional a la magnetización neta en el plano transversal al campo estático creado por los imanes permanentes. La amplitud del eco inicial se relaciona directamente con la porosidad de la formación. La intensidad de los ecos subsiguientes se reduce exponencialmente durante el ciclo de medición. La velocidad de decaimiento exponencial, representada por la velocidad de relajación T2, es básicamente una función de: -Tamaño de poros. -Las propiedades del fluido presente en el yacimiento. -La presencia de minerales paramagnéticos en la roca. -Los efectos de difusión de los fluidos. Los tres mecanismos principales que inciden en los tiempos de relajación T2 son: - La relajación de la superficie granular o superficial - La relajación intrínseca del fluido. - La relajación resultante de la difusión molecular en un gradiente de B0 solo afecta T2

2.5.1. Dependiente de la porosidad. Relajación de la Superficie Granular: Los fluidos que se encuentran cercanos o en contacto con la superficie de los granos, relajan mucho más rápido que aquellos alejados de dichas superficies. Debido a las complejas interacciones magnéticas que ocurren entre los

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protones de los fluidos y los átomos de impurezas paramagnéticas en la superficie de los granos, existe una alta probabilidad de que el protón relaje rápidamente cuando se encuentra próximo a la superficie de los granos. 2.5.2. Dependiente del tipo de fluido. Relajación Intrínseca del Fluido: Por ejemplo, la contribución de la relajación intrínseca del fluido se debe principalmente ala interacción magnética entre los protones de las moléculas del fluido, la que a menudo se denomina interacción espín-espín. El movimiento molecular del agua y del petróleo liviano es rápido, de manera que la relajación es ineficiente y da origen a T2largos. Sin embargo, a medida que los líquidos se tornan más viscosos, los movimientos moleculares se hacen más lentos.

Fig. 5. Resumen de los tiempos de relajación de los distintos fluidos en función del mecanismo de relajación.

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Fig. 6 Efectos en T2del tipo de fluido que rellena los poros de la formación.

3. HERRAMIENTA. Las herramientas usadas en la resonancia magnética nuclear son 3: 1. MRIL 2. CMR 3. MR SCANNER

3.1. MRIL (Registro de Imágenes por Resonancia Magnética). La primera herramienta de RMN por pulsos desplegada con éxito fue introducida a comienzos de la década de 1990 por la corporación NUMAR ahora subsidiaria de Halliburton. Denominada Herramienta de Imágenes por Resonancia Magnética MRIL. Esta herramienta se corre en la parte central del pozo y el volumen de medición consiste de una cápsula resonante cilíndrica y concéntrica. Utiliza un gran imán permanente que magnetiza la formación por un período predeterminado de tiempo. Las diferentes frecuencias de transmisión se pueden utilizar para medir a diferentes DOI (profundidades de investigación). La herramienta MRIL de NUMAR mide fracciones cilíndricas (shells) resonantes y concéntricas, de espesor variable, y a distancias fijas de la herramienta, determinándosela DOI según el tamaño del agujero y la posición de la herramienta en el mismo. La última versión de la herramienta de NUMAR es la MRIL-Prime, que incorpora mejoras que permiten aumentar la velocidad y la eficiencia del perfilaje. Está equipada con imanes prepolarizadores de 3 pies ubicados por encima y por debajo de la antena, lo cual permite registrar hacia arriba y hacia abajo, y ofrece una capacidad de medición con multicápsulas de nueve frecuencias.

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Fig 7. Herramienta MRIL.

3.2. Herramienta CMR. En 1995 la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR, fue introducida por Schlumberger. Consta de una antena corta direccional, ubicada entre dos imanes optimizados, enfocado la medición de la herramienta en una zona vertical de 6 pulgadas y hasta 1.1 pulgadas dentro de la formación. Se opera apoyada contra las paredes del pozo por medio de un fleje descentralizador esto se conoce comúnmente como herramienta de patín.

Fig. 8 Herramienta CMR.

La última versión dentro del grupo de herramientas CMR, la herramienta CMRPlus, incluye varias mejoras que comprenden el nuevo diseño del imán con un campo pre-polarizado más extenso, que permite aumentar las velocidades de perfilaje hasta 3600pies/hora [1097m/h]. Se trata de una herramienta compacta, de bajo peso, y muy resistente que tiene 15.6 pies [4.8 m] de largo y

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pesa 450 libras. El diseño del patín con bajo perfil, permite operar en pozos con diámetros u orificios de sólo 5 7⁄8 pulgadas [15cm] de diámetro. Los adelantos electrónicos incorporados en la herramienta que mejoran la relación señal-ruido en la secuencia de adquisición de datos, permiten obtener un alto grado de precisión en las mediciones de la formación con gran resolución vertical.

3.3. La herramienta MR scanner. La difusión molecular es la clave para revelar las propiedades de los fluidos derivadas de los datos RMN. El gas y el agua poseen velocidades de difusión características que pueden ser calculadas para determinadas condiciones de fondo de pozo. El petróleo posee un rango de valores de difusión basados en su estructura molecular. La difusión es la forma como se disponen e interactúan las moléculas de un fluido en un espacio y tiempo determinado, por ejemplo si se tienen dos tanques conectados con un gas cuando se abre la llave para intercomunicarlos en muy poco tiempo el sistema se estabiliza gracias a que en el estado gaseoso la moléculas están mas dispersas y tienen menos contacto entre ellas lo que les permite acomodarse fácilmente cuando se perturban, lo que no ocurre en los líquidos que al estar más unidas las moléculas tienden a chocar una contra otra con más frecuencia lo que les impide lograr un equilibrio en menor tiempo. Esta cuantificación de la difusión es posible gracias a una nueva herramienta MR Scanner. Permite el cálculo de las saturaciones de los fluidos sino que ayuda a inferir la viscosidad del fluido A diferencia de un valor de saturación derivado de la ecuación de Archie, las técnicas de medición de la saturación basadas en la RMN resultan de utilidad en entornos de agua dulce o en aguas de formación de salinidad desconocida. La movilidad también puede inferirse y evita los efectos de fluidos provenientes de una región vecina al pozo que se conoce como zona invadida, donde los efectos del filtrado del lodo son más intensos.

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Fig. 9 Herramienta MR SCANNER.

El diseño de la herramienta MR Scanner ofrece la DOI fija de un dispositivo de patín, con la flexibilidad de las DOI múltiples de las fracciones cilíndricas resonantes. Consta de una antena principal optimizada para obtener datos de las propiedades de los fluidos y dos antenas más cortas, de alta resolución, más adecuadas para la adquisición de las propiedades RMN básicas. La DOI está determinada por la intensidad del campo magnético y la frecuencia de operación. El procedimiento operativo estándar consiste en adquirir los datos utilizando las fracciones cilíndricas correspondientes a las 1.5, 2.7 y 4.0pulgadas.

Fig. 10 Detalle de la herramienta.

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3.3.1. Comparación de las herramientas. Convencional: -Más sensibles a los materiales en la matriz mineral que a los fluidos presentes en los poros. -Los instrumentos están fuertemente influidos por la presencia de minerales conductivos. -Requiere calibración de la herramienta con la litología RMN - La caracterización de hidrocarburos y la porosidad no depende de la litología. - No necesita de fuentes radioactivas. - Con una buena DOI se puede asumir la porosidad como la porosidad total. - La medición proviene de una región la cual se encuentra libre de los efectos de invasión como los del filtrado de lodo. - Los datos de saturación de agua son independientes de los datos de salida obtenidos.

Fig. 11 Equipo de RMN a onda continua.

3.4. Aplicaciones identificación de hidrocarburos con RMNA. A pesar de la variabilidad de las propiedades RMN de los fluidos, a menudo se puede predecir la ubicación de las señales de fluidos de diferentes tipos en la distribución de T2, o si hay datos medidos disponibles, se puede identificar. Esta capacidad provee una importante información para la interpretación de datos de RMN y hacen que muchas aplicaciones sean válidas. -

Cantidad de fluido.

La herramienta MRIL-PRIME, puede medir directamente la densidad de núcleos de hidrogeno en fluidos de yacimiento. Como la densidad del núcleo de hidrógeno presente en el agua es conocida, los datos de la herramienta se pueden convertir directamente a una porosidad aparente llena de agua. Esta

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conversión se puede hacer sin conocimiento de los minerales que constituyen la fracción solida de la roca y sin consideración alguna de la de los rastros químicos en los fluidos, que pueden perturbar las mediciones de porosidad por medio del Neutrón.

Fig. 12. Cantidad de fluidos.

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Propiedades de los fluidos.

Las herramientas MRIL-PRIME estudian los fluidos en una zona delgada a pocas pulgadas de la pared del pozo. Estas herramientas pueden determinar la presencia y las cantidades de diferentes fluidos (agua, petróleo y gas), así como también algunas de las propiedades específicas de los fluidos. Los hidrocarburos también difieren entre sí y de las salmueras en viscosidad y difusividad. El perfilaje de RMN utiliza estas diferencias para caracterizar los fluidos en el espacio poral.

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Fig. 13 Propiedades de los fluidos.

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Tamaño poral y porosidad.

El comportamiento de RMN de un fluido en el espacio poral de una roca de yacimiento es diferente al comportamiento de RMN en fluido en bruto. A medida que el tamaño de los poros que contiene agua disminuye, las diferencias entre las propiedades aparentes de RMN del agua en los poros y del agua en bruto aumentan. Se pueden usar métodos simples para obtener información suficiente sobre tamaño poral a partir de datos MRIL como para mejorar considerablemente la estimación de porosidades petrofísicas como la permeabilidad y el volumen de agua irreducible por capilaridad. La distribución de T2a partir de datos RMN ofrece una estimación razonable de la distribución de tamaños porales de una zona, cuando la zona está saturada 100% con agua.

Fig. 14 Distribución del tamaño poral.

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Determinación de BVI.

Hace referencia al agua contenido en el espacio poroso que no se mueve en la roca y en lacara de pozo durante la producción. Este volumen es determinado de la medición de la permeabilidad, pero puede ser estimado razonablemente de una curva de presión capilar. Se utilizan dos métodos para la determinación del BVI: 1. Cutoff BVI (CBVI): se basa en un valor fijo de t2 (t2cutoff), que divide la distribución t2 en dos componentes: un compuesto de tamaños de poros que contienen agua den los límites y el otro consiste en tamaños de poros conteniendo de fluidos libres. 2. BVI espectral (SBVI): se basa en el reconocimiento de que un poro dado puede contener tanto libre como fluidos de los límites. El registro RMN provee la siguiente información: -Porosidad independiente de la mineralogía. -Distribución de la porosidad, complementada con la distribución de tamaños porales en formaciones saturadas con agua. -Permeabilidad, determinada a partir del índice de fluido libre y el volumen de agua irreducible. -Volumen de agua irreducible y fluido libre, si hay un valor confiable de T2. La herramienta MRIL Suministra la siguiente información: -Cantidad de fluido en la roca. -Propiedades de los fluidos. -Tamaño de los poros, que contienen el fluido. Provee datos determinantes para: -Distinguir zonas productoras. -Evaluar yacimientos de petróleo y/o gas de litología compleja. -Determinar saturación de petróleo residual. -Identifica crudos pesados y mediana viscosidad. -Estudiar formaciones de baja porosidad y permeabilidad 4. EJEMPLO. En la actualidad, nuestro aparato de RMN para pozos petroleros se utiliza a nivel mundial y ayuda a caracterizar los yacimientos de petróleo y gas. El Resonancia Magnética Nuclear.

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instrumento de RMN produce un registro del pozo que deja constancia de los datos procesados como una función de profundidad. A continuación encontrarás una parte de un típico registro de pozo. Cada panel de este registro representa diferentes tipos de mediciones tomadas por herramientas de perforación. La escala de profundidad (en pies) se encuentra en el extremo izquierdo en la columna A. En el panel de la derecha (columna E) hay un pequeño gráfico correspondiente a cada profundidad. Este gráfico ilustra la distribución del tamaño de los poros, según se deduce de las mediciones de RMN. Por debajo de los 1954 metros (6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones está en los poros pequeños, como lo muestra el pico verde a la izquierda de la línea roja. Por encima de los 1954 metros (6410 pies) el peso se encuentra principalmente en los poros grandes, como lo muestra el pico verde de la derecha, que indica una formación de granos gruesos. De este modo, un geólogo puede observar los datos de la RMN y reconocer inmediatamente un cambio en la textura de la roca o una discontinuidad en una formación a más de 1600 metros (una milla) bajo tierra. Interpretación de cada columna: -En la columna A: aquí se encuentra la escala de profundidad en ft. -La columna B: representa la litología que tiene el pozo en ese intervalo. -La columna C: muestra un registro de la permeabilidad al fluido derivada de la RMN. La permeabilidad cambia por orden de magnitud en esta sección. En la formación de granos finos la permeabilidad es insignificante, mientras que en la sección superior de granos gruesos es sustancial. -Columna D: representa el tipo de fluido presente en la roca. -Columna E: ilustra la distribución de tamaño de los poros, según se deduce de las mediciones de RMN. Por debajo de los 1954 metros 6410 pies casi todo el peso en las distribuciones está en los poros pequeños, como lo muestra el pico verde ala izquierda de la línea roja. Por encima de los 6410 pies el peso se encuentra principalmente en los poros grandes, como lo muestra el pico verde de la derecha, que indica una formación de granos gruesos.

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Fig. 15 Registro RMN.

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5. CONCLUSIONES.  El perfilaje RMN identifica y cuantifica la geometría de la roca y la movilidad de los fluidos, basado en las características de la relajación.  Uno de los aspectos singulares de las mediciones de RMN es que detecta y distingue fluidos diferentes en sitio, sin hacerlos fluir y analiza los fluidos en la matriz de la roca.  Debido a diferencias en tiempos de relajamiento y/o difusividad entre fluidos, los datos se pueden usar para distinguir agua asociada con la arcilla, agua capilar, agua movible, gas, petróleo liviano y petróleo viscoso.  Puede extraer información tal como tamaño poral, permeabilidad, propiedades de hidrocarburos.  El éxito en la identificación y cuantificación de hidrocarburos se debe a que integra los datos de perfiles convencionales con la metodología interpretativa RMN para mejorar las aplicaciones de la misma.

6. BIBLIOGRAFIA. - Schlumberger, Oilfield Review Magazine, La resonancia magnética nuclear revelatodo su potencial. - Schlumberger, Oilfield Review Magazine, Tendencias en registros RMN. - NMR LOGGING. Principles & Applications. «Halliburton Energy Services» - http://www.seed.slb.com/subcontent.aspx?id=2656

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