El aporte de la Resonancia Magnética Nuclear (RMN) en la caracterización petrofísica de yacimientos laminares.

INTRODUCCIÓN

Una característica de los yacimientos laminares es que debido a ser depositados en yacimientos de baja energía es común encontrar limo en ellos. Por su grano de tamaño fino a muy fino el área específica superficial es alta  teniendo como consecuencia un aumento en la saturación de agua irreducible (SWIR en lo sucesivo). Adicionalmente, el tener mayor SWIR genera una superficie de conductancia eléctrica que reduce el valor de la resistividad de la formación que dificulta su evaluación petrofísica. El registro de resonancia magnética nuclear (RMN en lo sucesivo) en conjunto con los datos de núcleos es una alternativa para identificar éste volumen de limo y por ende mejorar la caracterización del yacimiento evitando subestimar zonas potencialmente productivas.

Para La Unión de Servicios Geológicos Americana (USGD por sus siglas en inglés) limo es “cualquier mineral o partícula de roca o mineral no-litificado con tamaño entre (1/256 to 1/16 mm)”. De acuerdo al glosario técnico de Schlumberger limo es “un término usado para describir partículas de tamaño entre 2 y 74 micrometers (200 mesh)”. Ambas definiciones no especifican los minerales constituyentes del limo, lo que hace difícil su caracterización. Worthingthon (SPE 38035), expresa que aunque está compuesto en su mayoría de cuarzo de tamaño muy fino su comportamiento característico es diferente a los valores típicos de cuarzo. Adicionalmente, menciona “Por su tamaño pequeño genera una superficie de conductancia eléctrica y retiene entrampada una saturación de agua no móvil”. Debido a estas características la saturación de agua calculada usando métodos convencionales puede ser aparentemente muy alta, conllevando a subestimar el potencial petrolífero de algún yacimiento. Finalmente, cita “Este volumen de limo es difícil de determinar solamente con registros convencionales”. Este trabajo es una referencia que debe ser consultada ya que de una manera didáctica y global el autor desglosa el problema de los yacimientos con baja resistividad y proporciona una guía teórica para visualizar cómo se solucionó esta problemática en diferentes partes del mundo.

En la Figura 1 está disponible una tabla que permite entender la magnitud del problema que puede ocasionar el limo en la caracterización petrofísica:

La tabla permite visualizar yacimientos petrolíferos de diferentes latitudes cuya producción inicial no tuvo agua asociada, pero la saturación de agua aparente obtenida por técnicas tradicionales de evaluación petrofísicas era artificialmente elevada. Todos estos yacimientos pudieron ser subestimados y descartados debido a la presencia de limo. Afortunadamente las empresas encargadas de operarlos fueron capaces de realizar una caracterización adecuada y produjeron las reservas existentes en el subsuelo.

En esta publicación se ilustrará el uso del registro de RMN para la determinación del volumen de limo y se motivará al lector a profundizar su conocimiento sobre este registro tan útil.

 

DESARROLLO

Principio básico de la RMN

Las herramientas de RMN utilizan un imán permanente y pulsos de radiofrecuencia (RF) para manipular el hidrógeno en los espacios porosos de las formaciones que se investigan mediante la generación de un campo magnético B0. La energía devuelta tiene la forma de trenes de ecos, cuya magnitud y descomposición revelan información sobre la porosidad, la textura de las rocas y el contenido fluido. El conjunto de posibles respuestas del registro de RMN incluye una porosidad total y efectiva que es independiente de la litología y la distribución del tamaño de poro. Otras aplicaciones son la identificación directa del fluido y estimación de la permeabilidad. No todas estas respuestas están garantizadas en todas las situaciones. Por ejemplo, la identificación del fluido depende de la falta de invasión de lodo hacia la formación, ya que la RMN tiene baja profundidad de investigación.

Las relajaciones longitudinales (T1) y transversales (T2) son causadas por interacciones magnéticas entre protones. Desde un punto de vista atómico, el relajamiento T1 ocurre cuando un sistema de protones haciendo precesión transfiere energía a sus alrededores. El protón donante se relaja a su estado de baja energía, en la cual el protón hace precesión a lo largo de la dirección de B0. La misma transferencia contribuye a la relajación T2. Además, el desfasaje contribuye al relajamiento de T2 sin involucrar una transferencia de energía a sus alrededores. Uno de los pasos más importantes en el procesamiento de datos RMN es determinar la distribución de T2 que produce la magnetización observada. Este paso, llamado transformación de ecos o correlación, es un proceso de inversión matemática. La Figura 2 ilustra las entradas (tren de ecos) y salidas (distribución de T2) del proceso de correlación.

En este punto es donde viene la adaptación de conceptos que permite caracterizar el volumen de limo en un yacimiento laminar. Generalmente, se asocia que el agua entrampada esta solamente asociada a la arcilla, sin embargo, lo correcto teóricamente es extender la definición para que el volumen de agua entrampada sea función también del volumen de limo, como se expresa acontinuación:

Vbw= Vsh*?sh + Vsilt; y por tanto Vsilt= Vbw- Vsh*?s

Donde:

Vbw= Volumen de agua entrampada

Vsh= Volumen de arcilla

Φsh= Porosidad de la lutita

Vsilt= Volumen de limo

Como se puede apreciar en la Figura 2, los volúmenes calculados serán dependientes del T2 de corte que se utilice para discriminar entre las diferentes litologías. Usar valores referenciales de la literatura de 33 m/s para las areniscas puede conducir a resultados erróneos. Por eso para poder calibrar este valor se utiliza análisis de RMN a muestras de núcleo del yacimiento. Sin embargo, es necesario entender la limitación de esta técnica, que radica en el hecho que los datos obtenidos mediante el registro son altamente sensibles a los parámetros de adquisición (tiempo de espera, tiempo intereco, número de ecos, frecuencia y relación señal-ruido). En el laboratorio todos estos parámetros de adquisición varían notablemente al no tener todas las complicaciones que involucra un proceso de perfilaje en el fondo del hoyo; condiciones de presión-temperatura, con el fluido de perforación presente y con el estado del hoyo jugando un papel fundamental.

El procedimiento experimental se resume a continuación:

• Se determina el espectro T2 de una muestra 100% saturada de agua.
• Se determina el espectro T2 de una muestra desaturada a Saturación de agua irreducible (swir).
• Del primer experimento se determina la porosidad efectiva (PHIE) y del segundo experimento el volumen irreducible (BVI).
• El tiempo de corte para una muestra se determina al intersectar las curvas acumuladas del primer experimento y el segundo experimento.

En la Figura 3 se presentan los resultados para una  muestra del Lago de Maracaibo, donde el T2 de corte es la intersección de las curvas acumuladas del espectro T2 100% saturada de agua (línea azul) y  el espectro T2 a swir (línea fucsia).

Otra alternativa muy usada para minimizar el efecto de la diferencia de los parámetros de adquisición entre núcleo y registro es determinar el volumen de fluidos irreducibles de muestras de análisis de presión capilar de núcleo y luego cortar la curva del espectro T2 de la muestra 100% saturada de agua. Sin embargo, en muestras de baja porosidad y permeabilidad no siempre se alcanza la saturación de agua irreducible en los ensayos de presión capilar por limitaciones concernientes a la presión alcanzada por los equipos de laboratorio o de tiempo.

Para validar si los tiempos T2 de corte son útiles para caracterizar el yacimiento se realiza un gráfico 1 a 1 entre la porosidad determinada en núcleo con la porosidad determinada por el registro RMN. De igual manera se realiza con la Swir. Si los resultados están cerca de una recta de 45 grados y un buen coeficiente de correlación entonces los resultados se consideran confiables, tal y como se muestra en la Figura 4.

Para finalizar, en la Figura 5 se mostrará otro ejemplo del Lago de Maracaibo. El registro de RMN, en este caso un CMR- PLUS modo EPM tomado por Schlumberger, fue reprocesado en su totalidad en un software comercial de última generación. En este pozo se observa en la mitad de la arena (señalado con una elipse roja) una caída de resistividad, en el carril 2, que es significativa y podría inducir erróneamente a pensar que la zona tiene alta Sw. Al analizar el espectro T2 localizado en el track 9, el registro RMN ayuda a dilucidar que la caída de resistividad está asociada a un agua inmóvil. Vemos que parte del espectro T2 está ubicado por encima del valor de corte T2 de la lutita y por debajo del T2 de corte de la arena con fluidos móviles. Es claramente observable que el espectro T2 presenta un comportamiento bimodal. Marcadamente diferente a la forma del espectro entre 14630´-14668´que es arena con fluidos móviles, o diferente al intervalo lutitico 14700´-14710. Podemos concluir entonces que la litología presente no corresponde a lutita, pero tampoco es arena, siendo limo la interpretación litológica más probable. Los valores de T2 de corte utilizados fueron los valores teóricos ya que en este yacimiento no se disponía de análisis de núcleo para optimizar esta selección. El intervalo perforado se encuentra señalado en el track de profundidad, inmediatamente adyacente al intervalo. En caso de estar saturado con agua móvil, la producción de agua sería inminente. El pozo inició su producción con 0.4% A&S lo que descarta cualquier interpretación de que sea agua libre.

Adquiriendo el registro con las herramientas más actuales y con los parámetros adecuados, un análisis 2d  que conduzca a la discriminación de fluidos en forma independiente de la resistividad puede ser realizado. Graficando la difusividad versus los T2 intrínsecos se pueden distinguir las señales que corresponden al agua asociada a la arcilla/limo, el agua atrapada por fenómenos capilares y distinguir el tipo de fluido libre.

 

CONCLUSIONES

El limo por su pequeño tamaño de grano genera una superficie de conductancia eléctrica que tiene la capacidad de afectar severamente la determinación de Sw y su presencia es bastante común en yacimientos laminares. El registro de RMN es la forma más idónea para determinar el volumen de limo, sin embargo su determinación no es sencilla ya que depende del valor de T2 de corte que no es tan simple de determinar en laboratorio como sería deseable, debido a la gran diferencia entre los parámetros de adquisición entre los registros de campo y las muestras de laboratorio, sobre todo en cuanto a frecuencias y relación señal-ruido. Adicionalmente, el proceso de propagar la información obtenida en otros pozos que no tienen registro de RMN tampoco será fácil.

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https://youtu.be/EG2q9CwHvhs 

 

BIBLIOGRAFÍA

• Worthington, P. Recognition and development of low resistivity pays. SPE 38035
• NMR Logging Principles and Applications. George R. Coates, Lizhi Xiao, and Manfred G. Prammer. Halliburton.1999
• Udit Kumar Guru and Hanming Wang, Schlumberger Field example of enhanced hydrocarbon estimation in thinly laminated formation with a triaxial array induction tool: a laminated sand-shale analysis with anisotropic shale. Jean-Baptiste Clavaud, Schlumberger, Rick Nelson, BP Egypt . SPWLA 46th Annual Logging Symposium, June 26-29, 2005
• Mezzatesta, A., Mendez, F., Rodriguez, E., Georgi D., 2006. “A novel approach to numerical integration of conventional, multicomponent induction, and magnetic resonance data in shaly-sand and carbonate systems”, 47th Annual Logging Symposium, Paper GGG.

 

ACERCA DE LOS AUTORES:

César Aguilar es un Petrofísico Senior que labora en PDVSA desde el año 2005. Sus principales intereses incluyen la caracterización de yacimientos, registros especiales, y data mining. César posee un postgrado en Caracterización avanzada de yacimientos otorgado por el IFP. El es miembro de la SPE y de la SPWLA.

Hugo Govea es Magister en Geología petrolera. Petrofísico Senior con 14 años de experiencia en Yacimientos Clásticos y carbonáticos en Venezuela, Colombia y México. El es miembro de la SPE y de la SPWLA.

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