Aplicaciones de la RMN

Campo Santa Bárbara, ubicado en el Norte de Monagas:

Los ejemplos de interpretación que se presentan a continuación, demuestran cómo las herramientas de RMN, en forma conjunta con los registros de porosidad convencionales, pueden proporcionar la información adicional requerida para efectuar una diferenciación entre gas, líquidos y bitumen en el Campo Santa Bárbara.

De esta forma se realiza la comparación directa entre los volúmenes de gas observados por la herramienta CMR, y los estimados a partir de la respuesta del densidad–neutrón. Si las suposiciones de la existencia de una mezcla de gas y filtrado del lodo son correctas, estos volúmenes deberían ser esencialmente los mismos, con una mínima diferencia relacionada con la profundidad de la invasión. En cambio, si estas suposiciones fuesen incorrectas, estos volúmenes serían totalmente diferentes, lo cual indicaría la ausencia de gas. Esta comparación se presenta en la Pista 2 de la Fig.10, donde se ha definido un indicador de gas como la relación entre el volumen de gas aparente extraído del perfil densidad–neutrón (suponiendo una densidad de gas de 0,4 g/cm3) y el volumen de gas observado por la herramienta CMR. Cuando el gas está realmente presente en la formación, el indicador estará próximo a la unidad. Un valor cercano a cero indicará ausencia de gas.

De este modo, el CMR confirma la presencia de gas en los intervalos A, C y H (comprendidos entre 16.210 y 16.230 pies, 16.305 y 16.315 pies y 16.410 y 16.445 pies, respectivamente), los que se encuentran separados por intervalos con presencia de petróleo. En estos intervalos, el volumen de gas estimado a partir del densidad–neutrón (mostrado en la Pista 3 en color rojo) coincide con el volumen de gas obtenido por la herramienta CMR. De la corrección de hidrocarburo aplicada a los registros de porosidad convencionales, se obtiene la porosidad real efectiva.

Adicionalmente, la herramienta CMR identifica estratos de baja porosidad del CMR, asociados con alta porosidad del densidad-neutrón. La separación entre ФE y CMRL, codificada en color azul, se acentúa mientras el indicador de gas permanece cercano a cero, indicando ausencia de gas. Esta respuesta se atribuye a la presencia de bitumen, al corresponder dichas zonas (B, D, E, F, I) a las regiones de distribución de tiempos T2 más reducidos.
Como se vio anteriormente, el bitumen tiene altos valores de viscosidad, valores de T2 reducidos, mientras que la señal es demasiado rápida para ser registrada por los instrumentos de RMN. La respuesta característica del CMR al bitumen la convierte en una de las pocas herramientas capaces de identificar la presencia de bitumen, en forma concluyente, en una zona de hidrocarburos perforada con un lodo a base de petróleo, en donde está ausente el contraste de resistividad entre los intervalos con y sin bitumen.
Las mediciones efectuadas con la herramienta MDT confirmaron la presencia de bitumen. Se realizaron cuatro mediciones de presión en las capas en las que se pronosticaba la existencia de bitumen, resultando pruebas secas. Lo contrario ocurrió en todas las zonas donde se diagnosticó presencia de petróleo o de gas; es decir, todos los resultados de pruebas de presión fueron satisfactorios. Asimismo, la distribución de la presión observada en este intervalo, no presentaba un gradiente lineal simple. Este campo se encuentra actualmente en producción, infiriéndose una zona de permeabilidad vertical reducida, donde la redistribución del fluido es lenta, compatible con la existencia de un manto de bitumen de cierta extensión lateral. En este caso, la herramienta CMR le permite al petrofísico caracterizar, en forma concluyente, una distribución compleja de gas y petróleo en capas relativamente delgadas. Si el intérprete se basara sólo en la información obtenida a partir del perfil de densidad–neutrón, podría dudar de una interpretación que mostrara ‘petróleo encima del gas’, acompañado por cambios insignificantes en la presión de la formación. Por otra parte, esta herramienta es capaz de detectar y cuantificar la distribución de bitumen con respecto a la profundidad, siendo el bitumen la causa probable de esta inusual distribución de los fluidos.

Pozo en Australia con secuencias de estratos delgados de arena y lutita:

En Australia, en un pozo perforado en una secuencia de capas delgadas de arenas y lutitas, se observa escasa correlación entre la porosidad de los núcleos y la porosidad derivada de los registros de densidad-neutrón obtenidos a hueco abierto. La porosidad de los núcleos presenta grandes fluctuaciones en la zona inferior: hasta 20u.p. en un intervalo de 1 pie (o,3m), lo que podría esperarse en una formación laminada. En dichas zonas, los registros tradicionales obtenidos a hueco abierto y los registros tradicionales de RMN, con promediado de tres a cinco niveles, a menudo proporcionan una resolución vertical inadecuada y tienen limitada capacidad para seleccionar zonas aptas para los disparos. La porosidad total CMR de alta resolución, registrada en la pista 3, captura las fluctuaciones pronunciadas de la porosidad, y ésta coincide perfectamente con los datos de los núcleos. Los cálculos de permeabilidad de Timur- Coates de alta resolución derivados de las mediciones CMR, también concuerdan con las permeabilidades de los núcleos que se observan en la pista 5.

Ejemplo de un pozo de Australia. En la pista 1 se observan los registros tradicionales de densidad (azul) y neutrón (rojo). Un valor de porosidad total CMR con apilamiento de cinco niveles de profundidad (AR, negro), se compara con la porosidad de los núcleos en la pista 3. Nótese la precisión con que la porosidad total de alta resolución captura las marcadas variaciones de porosidad que se observan a lo largo de los datos de los núcleos. La permeabilidad CMR obtenida con apilamiento de cinco niveles (azul), se compara con los datos de los núcleos en la pista 4, y la permeabilidad de alta resolución (azul) en la pista 5. Una vez más, el registro CMR de alta resolución concuerda con las variaciones de permeabilidad (azul) observadas en los datos de los núcleos. En el carril de profundidad aparece un registro de rayos gamma, mientras que las distribuciones de T2 de la herramienta de CMR se presentan en la pista 6.

Diseños de Estimulación, programa FracCADE (Pozos del Sur de Texas, EUA):

La empresa Kerns Oil and Gas, INC. ha utilizado mediciones de porosidad y permeabilidad total, obtenidas con la herramienta CMR para proporcionar parámetros críticos, como los datos para sus diseños de estimulación destinados a arenas cerradas (duras o de baja permeabilidad) de pozos de gas ubicados en el Sur de Texas, EUA. Por ejemplo, se prepararon dos diseños de estimulación por fracturación realizados con el programa FracCADE para un mismo pozo. En ambos diseños, se considera la misma resistencia de la roca y cantidades equivalentes de fluido y de apuntalante. En el primer caso se incorporan datos de permeabilidad tradicionales, obtenidos a partir de núcleos laterales y datos publicados. Como resultado, se obtuvo el diseño de una fractura alta y corta, no adecuada para lograr una producción efectiva. La extensión lateral de la fractura es de 600 pies (183 m) dentro del yacimiento.

El segundo diseño, basado en los datos de permeabilidad de RMN obtenidos en forma continua, presenta una fractura más larga que penetra en la formación hasta una profundidad de 800 pies (244 m) con un apuntalamiento efectivo dentro de la formación de por lo menos el doble del obtenido en el primer diseño.

De no haber contado con los datos de permeabilidad de RMN de alta calidad, el ingeniero encargado de la estimulación se habría engañado por los resultados de la simulación, como ocurrió en el primer modelo. Para alcanzar la longitud deseada de la fractura, era necesario incrementar el programa de bombeo, es decir, utilizar mayores tasas (gastos, caudales) de bombeo y mayores volúmenes de fluido y de apuntalante, con lo cual el trabajo de estimulación resultaría más costoso y menos eficiente. La posibilidad de que se produzca un taponamiento es mucho más alta cuando el trabajo se encuentra sobredimensionado. Gracias a los perfiles detallados de permeabilidad versus profundidad de los registros de RMN, la compañía Kerns Oil and Gas ha logrado un récord extraordinario de 92% de éxito en alcanzar o superar sus objetivos de producción mediante tratamiento de estimulación.

Diseños de estimulación. Se utilizó el programa FracCADE para comparar dos diseños de estimulación por fractura en una formación cerrada de arena con gas. En el diseño de arriba, se utilizaron datos de permeabilidad provenientes de muestras de núcleo y el conocimiento local. La permeabilidad estaba sobrestimada por un factor de 10, lo cual dio como resultado una fractura excesivamente alta y corta, no adecuada para lograr una producción óptima. En el diseño inferior, los datos fueron basados en continuos registros de permeabilidad de RMN, se obtuvo una fractura más larga y de altura limitada, más adecuada para mejorar la producción de gas. En el segundo diseño el apuntalante penetró la formación el doble de la distancia prevista para el primer caso.

Efecto de la difusión sobre los sistemas de poros intergranulares e intragranulares y dependencia de la temperatura en la distribución de T2 en los carbonatos (Medio Oriente):

Recientes investigaciones realizadas en el Centro de Investigaciones Doll Research de Schlumberger con sede en Ridgefield, Connecticut, EUA, muestran que la difusión no constituye un factor de importancia en las formaciones de carbonatos de aspecto sacaroso más antiguos (que tienen una textura granular similar al azúcar), ni en ciertas formaciones cuyo soporte o sostén está dado por la disposición de los granos. Además, se comprobó que la relajabilidad de la superficie en estas formaciones, no varía en forma significativa y que las distribuciones de RMN presentan puntos de corte de T2 coherentes, que se pueden utilizar para estimar la permeabilidad. En este tipo de formaciones, las moléculas de agua permanecen dentro de sus microporos o macroporos originales y se pueden realizar interpretaciones sobre la base de las distribuciones de T2, si bien difieren de las distribuciones de T2 obtenidas en el laboratorio, debido a la temperatura.

Efecto de la difusión sobre los sistemas de poros intergranulares e intragranulares. Se muestran las distribuciones de T2 a partir de simulaciones de formaciones de carbonatos de granosoporte, correspondientes a una variedad de valores de relajabilidad de la superficie, ρ. En la columna izquierda, las distribuciones de T2 se calculan para una formación con porosidad intergranular de 14 u.p. y porosidad intragranular de 17 u.p. que se encuentran aisladas. La columna central muestra los efectos de permitir la difusión de protones entre las dos partes de un sistema de doble porosidad. La columna derecha muestra el efecto de la difusión sobre una formación con porosidad intergranular de 5 u.p. y porosidad intragranular de 20 u.p., similar a la que se observa en muchas formaciones de Medio Oriente. Los dos valores más pequeños de la relajabilidad de la su perficie, son representativos de los que se observan en los yacimientos de carbonatos. El eje X es ρT2 y tiene unidades de longitud. Este refleja las escalas de longitud típica que se observan en la roca.

Dependencia de la Temperatura en la distribución de T2 en los carbonatos. Las mediciones de laboratorio en las muestras de núcleos tomadas de una formación de carbonatos en Medio Oriente muestran los efectos del aumento de la temperatutra sobre la distribución de T2.

La identificación de gas y bitumen en una formación constituye uno de los temas más importantes en la interpretación . Los ejemplos presentados muestran las propiedades únicas de la herramienta CMR, al identificar y cuantificar el volumen de gas y de bitumen presentes en la zona invadida, eliminando incertidumbres inherentes a la interpretación tradicional del perfil de densidad–neutrón, aún en los casos con situaciones complejas, tales como lodo a base de petróleo e invasión profunda.

• *EVALUACIÓN DE FORMACIONES EN VENEZUELA: Técnicas en Venezuela 1980. Schlumberger. Mayo 1980, Caracas.
• *TENDENCIAS EN REGISTROS DE RMN. NUMAR Corporation and Schlumberger. Oilfield Review.