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RMN. Principios, Aplicaciones e Interpretación en rocas sedimentarias clásticas.
Introducción
Nestor Acosta Profesor Adjunto. Cátedra de Geofísica Aplicada
Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco
Ejercicio de Bienvenida
Phi RMN = 29 %
2 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Temario Introducción a las medidas de NMR.
Proceso de medición de NMR Definiciones básicas:
Tipos de Relajación (T1 y T2).
Mecanismos de relajación NMR (Bulk, Surface, Difussión)
Modelado de señal de NMR Modelo de Roca
Porosidad total. Efectiva, Irreducible y Móvil. Permeabilidad de RMN.
3 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Los inicios
- Descubrimiento en 1946 (Aplicaciones medicas - MRI)
- Perfilaje de Pozos:
- MRIL – 1991 - Numar
- MRIL PRIME – 1998
- RMN versus Registros Convencionales (den-ac-neu)
4 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
¿Que información provee la RMN?
Tres tipos de información, cada una de las cuales hacen que estas herramientas sean únicas entre los dispositivos para perfilaje:
• Cantidades de los fluidos en la roca
• Distribución de los tamaños de los poros que contienen estos fluidos
• Información sobre las propiedades de estos fluidos
5 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
B
0
Proceso de Medición: spines H expuestos a un Campo Magnético constante
Hc
.
Agua
qx’=90o
B0
M0
B0
qx’=180o
B0
B0
6 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Proceso de Medicion: Analogía de la carrera de atletismo
7 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Proceso de Medicion: Secuencia de adquisición
90x '
180y'
180y'
180y'
180y'
TE/2 TE
(Tiempo entre ecos)
M0
TE
Primer eco = Porosidad Envolvente de los ecos o Tren de ecos
8 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Proceso de Medición
Diagrama de sincronización de medición: secuencia de pulsaciones y curvas de polarización y relajación (tren de ecos)
9 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Definiciones: Tipos de Relajación NMR
Se trata de interacciones magnéticas entre protones:
• Relajamiento Longitudinal – T1
• Relajamiento Transversal - T2
10 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
TE M0()
nth echo
amplitude
Initial amplitude
( porosity )
relaxation time
(fluid properties)
M(n) = M0 e -nTE/T2
B0 dc Polarization
e - 1
t T1
1
B1 rf CPMG decay
11
Definiciones: Secuencia CPMG
RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
1. Surface Relaxation (T1 and T2)
• Wetting phase fluid approaching pore walls
• Relaxation rate indicative of pore size
2. Bulk Relaxation (T1 and T2)
• Non-wetting phase or fluids in large pores
• Relaxation rate depends on viscosity
3. Diffusion Relaxation (T2 only)
• Caused by molecular diffusion (translational motion)
• Rate depends on field gradient, echo spacing and viscosity
12
Definiciones: Mecanismos de relajación
RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
• Bulk Relaxation
• Diffusion Relaxation
S.T
1B.
T
1
T
1
111
=
.DT
1.S
T
1.B
T
1
T
1
2222
=
BO Larger
Field
Smaller
Field
• Surface Relaxation
13 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Definiciones: Mecanismos de relajación
Definiciones: Tasa de Magnetización – T1
1/T1= 1/T1B+ 1/T1S T1B es la relajación total asociada al fluido (bulk fluid relaxation): propiedad básica del fluido, dependiente de temperatura, presión, densidad y/o viscosidad. T1S es la relajación asociada a la superficie: función del tamaño de poro, y de la fase mojante en el espacio poroso.
B0
14 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Bulk Fluids Have Different T1’s
0 3 6 9 12 15 B0 Exposure Time (seconds)
Frac
tio
nal
Po
lari
zati
on
0
0
.2
0.4
0
.6
0.8
1
.0
Water < Oil < Gas
T1 Time Constant
15 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
T1 is Shortened in Porous Media
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 B0 Exposure Time (seconds)
Frac
tio
nal
Po
lari
zati
on
0
0
.2
0.4
0
.6
0.8
1
.0
Fine Grained Rock (Small Pores)
Coarse Grained Rock (Large Pores)
Porosities are the same!
T1 Time Constant
16 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Definiciones: Tasa de decaimiento o relajación - T2
1/T2= 1/T2B+ 1/T2S+ 1/T2D
T2B es la relajación total asociada al fluido (bulk fluid relaxation): propiedad básica del fluido, dependiente de temperatura, presión, densidad y/o viscosidad (T1B~ T2B) T2S es la relajación asociada a la superficie: función del tamaño de poro, y de la fase mojante en el espacio poroso. T2D es la relajación debida a la Difusión: es función de la difusividad del fluido, temperatura, presión y parámetros de la herramienta como TE y gradiente del campo magnético.
17 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
NMR y Tamaño Poral
18 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Tamaño Poral y Fluidos
Para fluidos mojantes (tipo agua) las señales son fuertemente dependiente del tamaño de poro: Poros pequeños tienen decaimiento rápido, poros grandes decaimiento lento. Para fluidos no mojantes (Hc) la señal es una función del fluido y la herramienta: Petróleos pesados decaimiento rápido y Petróleos livianos decaimiento lento. Para el Gas depende del gradiente del campo magnético de la herramienta
19 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Modelado de la señal de RMN El proceso de inversión
20 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
T2 Distributions
a(k) e
-t/T2(k)
t
a(k)
T2(k)
M(t)
21 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Modelado de la señal de NMR
Del dominio del tiempo al dominio de T2
A través de una inversión matemática de ecos
(Transformada Inversa de Laplace) el tren de ecos
(amplitud del eco en función del tiempo ) se correlaciona con una distribución de T2
(porosidad en función de T2)
22 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Desventajas del modelado y optimización
• La señal proveniente de la herramienta no es continua sino discreta.
• Para discretizar el espectro dividimos el mismo en el mayor numero de elementos posible.
• La solución incluye valores negativos requiere un restricción (solo valores mayores a cero) no factible
porque no es lógico tener valores cero en la phi
• Por eso se emplea un factor de regularización que corrige valores precedente y siguiente (corrige ruidos)
• Esto provoca suavizaciones y modifica la forma de los espectros cuando estos son ruidosos.
23 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Modelo de Roca – PHI NMR
PHIT = PHI arc + PHI irr + PHI mov
PHIE = PHI irr + PHI mov
24 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Porosidad obtenida de RMN
La exactitud depende de:
• TW suficientemente largo como para lograr la polarización completa de los núcleos de hidrógeno en los fluidos
• TE suficientemente corto como para registrar los decaimientos por fluidos asociados con poros de arcilla y otros de tamaño similar
• Un numero de núcleos de hidrogeno en el fluido que sea igual al numero que habría en un volumen equivalente de agua (H=1)
Gas e Hidrocarburos
livianos
Fluidos en
arcillas
Gas e Hidrocarburos
livianos
25 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Distribución de la porosidad
Matriz
Arcilla
seca
Agua
ligada a
la arcilla
Agua
movil
Agua
ligada
por
capila-
ridad
Hidrocarburos
26 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Porosidades: Efectiva – Irreducible - Móvil
Las curvas de presión capilar obtenidas sobre muestras de corona o testigos rotados pueden ser utilizadas para calibrar el valor de T2 cutoff que debemos aplicar a los espectros de T2 para obtener MBVI y MBVM
Es aceptado que la Swi a usar es la correspondiente a 50 psi en la curva de presión capilar. Entrando el valor de BVI hasta la curva de porosidad acumulada obtenemos el valor de T2 cutoff .
27 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Ejemplo: registro combinado
SP RESISTIVIDADES POROSIDADES RMN
28 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Modelo de Roca (KNMR)
10 different sandstone formations × 10 - 20 samples
Perm
eabili
ty(m
D)
NMR Permeability(mD)
0.01
0.1
1
10
100
1000
0.01 0.1 1 10 100 1000
R2 = 0.76
Utiliza la media geométrica del espectro de T2
29 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Ejemplos
SP ESPECTROS DE T2 RESISTIVIDADES
PERMEABILIDAD RMN POROSIDADES RMN
30 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Porosidad Total de la Formación
Determinación del Fluido libre y del fluido irreducible
Determinación de un índice de permeabilidad
Determinacion cualitativo de hidrocarburos (residual oil)
Detección cualitativa de gas
Determinacion de la viscosidad del petroleo
Aplicaciones de los registros de RMN
31 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Preguntas ???? • Ejercicio práctico
1- ¿Qué representa el área
encerrada bajo la curva negra en
los siguientes gráficos?
2- Indicar que representan las
áreas gris, celeste y roja.
2- Desde el punto de vista de
calidad de reservorio ¿Cuál de
los dos gráficos muestra un
mejor reservorio?
32 RMN: Principios y Aplicaciones. N. Acosta
Bibliografía y Referencias
• ACOSTA N. (2008). Análisis de Resonancia Magnética Nuclear para caracterización de reservorios continentales clásticos. Cuenca del Golfo San Jorge. Argentina. Naturalia Patagónica. 4 (1): 23-28.
• ARCHIE, G. E. (1942). The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics. Petroleum Transactions of the AIME, 146, pp. 54-62.
• BLOCH, F., HANSEN, W., PACKARD, M. (1946): The Nuclear Induction Experiment. Physical Review 70, p. 474.
• CARR, H. Y. and PURCELL, E. M. (1954): Effects of diffusion on free precession in nuclear magnetic resonance experiments - Physical Review 94, 630-638.
• CHEN, S., OSTROFF, G., GEORGI, D. (1998): Improving estimation of NMR log T2cutoff value with core NMR and capillary pressure measurements, SCA 9822.
• COATES, George R., XIAO, L., PRAMMER, Manfred G. (1999): NMR Logging, Principles and Applications – Halliburton Energy Services.
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