Resonancia magnética nuclear II

La RMN en rocas saturadas con agua.

Como ya se explicó en el artículo I, la Resonancia magnética nuclear (RMN) es un fenómeno que ocurre cuando los núcleos de los átomos que poseen una propiedad llamada spin, son influenciados por un campo magnético estático y excitado por un campo de radio frecuencia. Entendiéndose como spin, a una propiedad fundamental de la naturaleza con carga eléctrica. Como por ejemplo electrones individuales no pareados, protones y neutrones poseen un spin de 1/2.

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. Los perfiles basados en la técnica de RMN utilizan esta señal para medir la cantidad y la distribución del hidrógeno.

Luego de cada re-sincronización, o eco, la señal habrá perdido energía debido a interacciones moleculares de acuerdo con una constante de tiempo T2, conocida como decaimiento (o relajación). T1 y T2 son diferentes pero se encuentran estrechamente relacionadas; la relación entre T1 y T2 varía entre 1,5 y 2,5 en la mayoría de las rocas saturadas con agua. La medición de la constante T2 constituye la medición de perfilaje que se utiliza con mayor frecuencia, pues requiere de un tiempo más breve para su registro y resulta más conveniente para el perfilaje continuo.



Porosidad: Varios estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por RMN está muy próxima a la porosidad medida en los núcleos, obtenida con métodos de flotación

Fluido libre: Por lo general, el decaimiento T2 se transforma en una distribución acumulada de T2 mediante una inversión matemática . Luego de esta transformación, el área total debajo de la curva representa la porosidad, y la señal a cada tiempo de decaimiento representa el volumen para dicho T2. Es posible definir un valor de T2 como punto de corte, T2, corte, que divide la porosidad entre fluido libre, proveniente de los poros de mayor tamaño ubicados por encima del punto de corte, y fluido inmóvil, ya sea adherido por las fuerzas capilares o las fuerzas de atracción de las arcillas, proveniente de los poros más pequeños ubicados por debajo del punto de corte. Se ha comprobado que en muchas areniscas T2, corte es de aproximadamente 33 mseg. En los carbonatos es de 100 mseg. Una vez determinado este punto de corte, se lo puede aplicar a los perfiles CMR para obtener un registro continuo de fluido libre e inmóvil. En algunos casos, se puede separar el agua de las arcillas del agua absorbida por la acción capilar aplicando un punto de corte de 1 a 3 mseg .

El resultado básico de la medición es el decaimiento o relajación (T2) de la señal RMN. La amplitud de la señal inicial puede ser calibrada directamente en función de la población total de protones, o sea la porosidad en las rocas. La velocidad de decaimiento depende de la intensidad de las diferentes interacciones moleculares y es la suma de varios decaimientos, veloces y lentos, generados en diferentes puntos de la muestra. En base a este hecho, los decaimientos se pueden dividir en tres componentes: uno debido a las interacciones con la superficie del poro, T2S; otro debido al decaimiento del fluido contenido en los poros, T2B, y un tercero debido a la difusión de los protones en un gradiente del campo magnético, T2D. El valor de T2S depende del tamaño de los poros: cuanto más pequeños sean los mismos, mayor será el número de protones cercanos a sus paredes y decaerán con mayor velocidad. El valor de T2 se puede representar como:

1/ T2 = 1/T2S + 1 / T2B + 1/ T2D

donde:

1/T2S = ρ S/V (Ecuac. 1)

El parámetro T2S es función de: ρ, el decaimiento por unidad de superficie; S la superficie de los poros y V, el volumen del poro. Esta relación para T2S es estrictamente válida sólo si el decaimiento en cada poro es independiente de los otros poros, y si los protones se difunden con la suficiente velocidad para que el proceso de magnetización resulte uniforme en toda la superficie de los poros (límite de difusión rápida). Estas condiciones son normalmente válidas, con algunas excepciones, como ocurre con la microporosidad, en que es posible que los poros no sean independientes, y en los casos de poros de gran tamaño, cuando la difusión puede no ser lo suficientemente rápida. El valor de T2D es despreciable, excepto en el caso del gas, debido a los bajos campos magnéticos existentes y, por lo tanto, los gradientes de campo utilizados también son bajos. En el caso del agua pura T2B es de varios segundos y, dado que el T2 total es una suma inversa de los componentes, ejerce una influencia mínima. Sin embargo, el valor de T2B puede ser importante cuando se encuentran poros de gran tamaño (T2S prolongado), o en filtrados de lodos en los que T2B es reducido debido a la presencia de iones paramagnéticos. En general, el decaimiento T2 en las rocas saturadas con agua es un indicador directo del tamaño del poro. Se correlaciona matemáticamente con los resultados de otros sistemas de medición del tamaño o de las gargantas de los poros, tales como la presión de inyección de mercurio.

Permeabilidad: La mayoría de las fórmulas utilizadas para estimar la permeabilidad implican combinaciones de porosidad y alguna estimación del tamaño de las gargantas de los poros. Si bien es cierto que los tiempos de decaimiento de la resonancia magnética dependen del tamaño de los poros, en muchos casos están relacionados con el tamaño de las gargantas. Por lo general se utilizan dos transformaciones. La primera de ellas emplea el promedio logarítmico de T2, T2, log, como indicador del tamaño de la garganta del poro:

k= aФ4(T2, log)2 (SDR) ( Ecuac. 2)

Donde Ф es la porosidad expresada como fracción; y “a” es una constante que depende de la formación y que por lo general es igual a 4 md/(mseg)2 para las areniscas, y de 0,4 md/(mseg)2 para los carbonatos.

La segunda transformación utiliza la relación entre el agua libre, FFI, y el agua de las arcillas, BFV, como indicador del tamaño de la garganta:

k=a' Ф4( FFI/BFV )2 (Timur/Coates) (Ecuac. 3)

Donde “a'” es una constante que depende de la formación y que, por lo general, es de 1x104 md en las areniscas.
En las ecuaciones anteriores, Ф representa la porosidad de los núcleos medidos en el laboratorio (determinada por métodos de flotación) o bien la porosidad de RMN. En la interpretación de los perfiles, Ф se toma, por lo general, como la porosidad de la herramienta CMR, la cual se aproxima a la porosidad calculada en el laboratorio. Al igual que en el caso del fluido libre, siempre es conveniente recalibrar los coeficientes de las fórmulas de permeabilidad para un yacimiento específico por medio de las mediciones de laboratorio en los tapones de los núcleos. Los carbonatos, en particular, requieren estudios especiales.

Rocas que contienen petróleo y agua.

Magnitud del decaimiento: Cuando los poros contienen más de un fluido, el modelo se complica. En una roca mojada por agua, el petróleo no está en contacto con la superficie de los poros. Dado que en el caso de los petróleos livianos e intermedios, la interfaz petróleo-agua es una superficie que no sufre decaimiento magnético, el petróleo decae con el T2 de la masa de petróleo, independientemente del tamaño del poro . Los petróleos muy viscosos tienden a comportarse como un sólido y puede producirse un decaimiento en la superficie.

Movilidad: Algunas rocas son mojadas por el petróleo, o bien contienen un porcentaje de la porosidad mojada por petróleo. Se considera que la invasión de ciertos filtrados, en especial aquéllos de los lodos a base de petróleo, puede modificar la mojabilidad de una roca. En un poro mojado por petróleo, el petróleo sufre un decaimiento en la superficie con una tasa de decaimiento que es igual a un cuarto de la del agua. Por lo tanto, los petróleos livianos decaen con mayor rapidez en los poros mojados por petróleo que en los poros mojados por agua. Sin embargo, es posible que los petróleos pesados no sufran el mismo efecto, puesto que el decaimiento total dependerá esencialmente del T2B.

Indice de hidrógeno (IH): El IH de un fluido es la cantidad de hidrógeno que contiene con relación al agua. En la mayoría de los crudos medianos el IH es igual a 1, pero en los crudos pesados por lo general es menor que 1 . En el caso de los crudos livianos también puede ser menor que 1 cuando existe una gran cantidad de gas disuelto.

Permeabilidad: Dado que el petróleo decae según su decaimiento volumétrico, independientemente del tamaño de los poros, la distribución del T2 ya no es el único factor representantivo del radio hidráulico. En dichas circunstancias, la ecuación 2, no es válida de manera estricta y debe ser verificada empíricamente para diferentes formaciones. La ecuación 3 aún es válida, pero se debe hacer una salvedad con respecto al tiempo de decaimiento del petróleo, T2,pet. Si el T2,pet es mayor que el T2, corte, la señal del petróleo aparece como la del fluido libre. Dado que el petróleo en la roca mojada por agua normalmente desplaza al agua libre, la ecuación 3 no requiere modificación alguna. Sin embargo, si el T2, pet es menor que el T2, corte, la señal del petróleo aparecerá como fluido adherido. En tal caso, en la ecuación 3 será necesario disminuir el BFV y aumentar el FFI por el volumen de petróleo detectado en la medición. Cuando se tiene en cuenta el efecto del petróleo, se debe considerar que el volumen investigado por el CMR por lo general ha sido invadido por el filtrado del lodo, en especial en el caso de crudos livianos y medianos.

Rocas con gas: El gas tiene valores de T1 elevados, que oscilan entre 3 y 7 segundos, dependiendo de la temperatura y la presión de la formación. Por lo tanto en condiciones de perfilaje normales, sólo una parte de los protones del gas está polarizada y la señal obtenida es demasiado débil. El gas también tiene un IH muy bajo, lo cual hace descender aún más la señal relativa a una roca saturada con agua. Asimismo, el gas se difunde dentro del espacio de los poros durante el transcurso de la medición. A causa del gradiente generado en el campo magnético B0, aparece el efecto de un decaimiento adicional T2D—como se describe con la ecuación 1—que reducirá la medición de T2 y al mismo tiempo la mantendrá dentro del rango del fluido libre.

RMN en carbonatos

Uno de los beneficios de la porosidad medida por RMN, es que resulta independiente de la mineralogía presente en la roca de la formación. Las amplitudes de eco dependen sólo del contenido de hidrógeno de los fluidos de la formación, y no se ven afectados por las propiedades volumétricas de la roca, como ocurre en los registros de densidad o neutrón. Esto permite realizar, con mayor facilidad, un análisis petrofísico en las mineralogías complejas; por ejemplo, evaluar la saturación de agua en calcáreos con inclusiones de anhidritas.
Sin embargo, dentro e la industria petrolera existe cierto temor de que el método de RMN no funcione tan bien como se suponía en los yacimientos de carbonatos. El problema surge por la existencia de incertidumbre en los mapeos entre las distribuciones de T2 y las distribuciones del tamaño del poro en los carbonatos, lo cual produce valores incoherentes en los valores de corte de T2 necesarios para distinguir los fluidos libres de los fluidos adheridos, y conduce a cálculos de permeabilidad y predicciones de de corte de agua poco confiables. Algunas de las posibles causas son la difusión de los protones en movimiento entre los microporos y los macroporos, las variaciones en la relajabilidad de la superficie respecto a la temperatura y la mineralogía, y la presencia de sistemas de poros variables y complejos.
Las interpretaciones tradicionales de las mediciones de RMN en las rocas saturadas de agua, suponen que la distribución de T2 y las distribuciones de los tamaños del poro se encuentran directamente relacionadas. La difusión de los protones en movimiento entre los poros es despreciable y se supone que la relación en cada poro se encuentra controlada por el coeficiente de relajabilidad de la superficie del grano.
Las formaciones de carbonato contienen diversas distribuciones del tamaño de poro, a menudo compuestas por porosidad microgranular o intragranular y macrogranular o intergranular, además de vacuolas o microgeodas aisladas. No obstante, en este tipo de formaciones, con frecuencia, los datos de los registros presentan distribuciones de T2 unimodales, que limitan la capacidad de medición de RMN para predecir la permeabilidad y el fluido movible.
Los últimos desarrollos en la investigación de RMN explican por qué el enfoque convencional pierde validez en los carbonatos con grano sostén, que tienen sistemas dobles de micro y macroporo en estrecha proximidad. La descomposición se debe a la difusión de los protones en movimiento, entre los microporos y los macroporos. Este resultado fue comprobado utilizando simulaciones numéricas y modelos analíticos para evaluar los procesos físicos que subyacen en la medición de RMN, en las rocas con las mismas características que las que se encuentran por lo general en los yacimientos de carbonato del Medio Oriente. El fenómeno de difusión, provoca la disminución del área correspondiente al pico corto de T2; la fracción de porosidad asociada con los microporos. Al mismo tiempo, la posición del pico de T2 más alto, se traslada a los tiempos más cortos. Actuando en forma conjunta, estos dos efectos tienden a hacer coincidir los dos picos y producir una distribución unimodal de T2 que difiere bastante de la distribución bimodal que se espera encontrar en un sistema de doble porosidad.
El rol de difusión en los carbonatos es todavía más complicado, por cuanto se ha observado que las distribuciones de T2 medidas en algunas formaciones de carbonatos, dependen de la temperatura. Los trabajos realizados anteriormente en laboratorio sobre los efectos de la temperatura, se basaron sobretodo en las areniscas y llegaron a la conclusión de que el decaimiento medido no cambia con la temperatura, lo cual implica que la difusión no controla la relajación en ese tipo de formaciones. En algunos yacimientos de carbonatos, la comparación entre las mediciones obtenidas en el pozo y las mediciones de RMN realizadas en el laboratorio muestran que, si bien la concordancia de la porosidad total resulta bastante satisfactoria, en los tiempos que se manejan en el laboratorio (medidos a la temperatura ambiente) se encuentran valores menores que los que se observan en los registros.
Este mismo resultado se ha repetido en estudios de laboratorio sobre la dependencia de la temperatura de mediciones de RMN en las rocas de carbonatos, soportados por el lodo, tomados de una variedad de pozos de Medio Oriente. El proceso de difusión se encuentra dominado por un factor llamado constante de difusión del fluido. A medida que aumenta la temperatura, la constante de difusión cambia y produce una modificación en las distribuciones de T2 hacia tiempos más prolongados.

A pesar de los progresos logrados, aún quedan por resolver muchos desafíos técnicos, en particular con respecto a los carbonatos. Gracias a investigaciones que se están llevando a cabo actualmente y las experiencias de campo realizadas con herramientas de RMN, ya sea en forma exclusiva o en combinación con otras herramientas, se encontrarán nuevas aplicaciones para esta tecnología de avanzada, tendientes a lograr una mejor caracterización de los yacimientos.

Fuente:

*TENDENCIAS EN REGISTROS DE RMN. NUMAR Corporation and Schlumberger. Oilfield Review.