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NUEVA TÉCNICA PARA EVALUAR SATURACIÓN DE HIDROCARBUROS Y

ESTIMAR LA VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO CON UNA MODERNA MEDICIÓN DE R.M.N.

MULTI-DIMENSIONAL

Acuña Carlos Alberto (PanAmerican Energy)

González Gabriela (ex PanAmerican Energy)

Mengual Jean-François, Bojarski Gabriel (Schlumberger)

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Indice de la presentación

Marco geológico y problemática

de la cuenca

Principios de medición

3D-RMN caracterización de fluidos

Ejemplos de registros

Conclusiones

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CUENCA DEL GOLFO DE SAN JORGEMarco geológico y problemática

Basamento: Grupo Lonco Trapial -(Jr.medio), complejo volcanico sedimentario.Roca madre: Fm D-129 –(Cr. inf.), pelitas oscuras, calizas y areniscas.LacustreReservorios: Fm Mina del Carmen y Comodoro Rivadavia (Cr sup.): areniscas litofeldespáticas, matriz de tobas y arcillas.FluvialEstilo estructural dominante: extensional. Compresional en el sector occidental

Problematica Baja salinidad de agua de formación (4000 a 10000 ppm) Presencia de tobas. Litología compleja Amplio rango de viscosidad del petróleo

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La medición consiste en secuencias de manipulaciones de los núcleos de protones de hidrógeno que se encuentran en los poros.

Principios básicos de una medición de RMN

B0

Cada secuencia comienza con una alineación de los ejes de los protones, seguidos por reorientaciones y refocalizaciones repetidas (o ecos).

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Principios básicos de RMN (2)

Para alinear / polarizar (T1) los protones (a) se aplica un campo magnético estático grande -B0- durante un tiempo finito (Tw).

Luego se reorientan perpendicularmente (b) mediante un campo magnético oscilante -B1-, a 90° del B0.

Una vez orientado, el movimiento de precesión nuclear de los protones se realiza en el plano perpendicular a B0 (c).

Durante la preseción los protones se desenfocan y reenfocan.El reenfoque genera una señal magnética – eco - que es detectada.

Esta señal decae a medida que los dipolos pierden sincronización debido a interacciones moleculares (d).

El decaimiento se produce de acuerdo con una constante de tiempo T2, conocida como tiempo de decaimiento (o relajación) transversal, esto es lo que mide la RMN.

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La velocidad de decaimiento es la suma de tres componentes: uno debido a las interacciones con la superficie del poro (T2S), otro a interacción intrínseca entre protones dentro del fluido (T2B) y un tercero por difusión de esos protones en un gradiente de campo magnético (T2D):

1/T2 = 1/T2S + 1/T2B + 1/T2D donde 1/ T2S = . S/V

RMN-3D:caracterización de fluidos

Gradiente de Bo

Ese método caracteriza los fluidos mediante una inversión simultánea en 3D de las secuencias de señal

RMN adquiridas.

Apr 20, 20237 de 15

Ej: petróleo mediano. Reservorio: Ht 5 m, Ø 14 p.u.,

Rt: 20 ohm.

Ej.1: Pet.mediano

Interpretación: Petróleo. Sxo de 45 %, viscosidad petróleo 70cP. presencia de agua libre.

Separación de señales de agua y petróleo. Calculo de volumen de fluidos.

Ensayo: confirma interpret. Fracturada, petróleo 1050 l/h; corte de agua del 65 %.

Apr 20, 20238 de 15

Ejemplo de petróleo mediano.

Reservorio: HT: 3.5m, Ø 12 p.u., Rt: 30 ohm.

Interpretación: Petróleo y agua. Señal de T1bulk, viscocidad 40cP. Sxo: 41%, agua libre 30%.Ensayo: confirma la interpretación: petróleo 325 l/h (corte de agua del 70 %).

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Ejemplo de agua con petróleo pesado Reservorio arcilloso, - Ht

6m, Ø 18 pu. Rt:10 ohm.

Ej:2. Ag+Pet.pesado

Interpretación: Agua + indicios de petróleo pesado (aprox. 200cP !), Sxo 12%, cantidad alta de agua móvil.

Ensayo: confirma la interpretación: 40 l/h, 92 % de agua.

Apr 20, 202310 de 15

Presencia de petróleo y agua libre(en las 2 DOI de la herramienta)

Reservorio: Ht 3.5m, Ø 14 p.u. Rt:10 ohm. Prob. depletado.

Ensayo: Confirma interpretación : petróleo 145 l/h; Alto corte de agua: 82%.

Interpretación: Contiene petróleo: Sxo < 30%. en los dos DOI mostró una clara señal de agua móvil (50%).

Apr 20, 202311 de 15

Difusión restringida o petróleo pesado ?

Reservorio: Ht 4m, Ø 25 p.u., Rt: 10 ohm.

Ej:4. Difusión restringida-pet.pesado

Interpretación: Difusión restringida –Se seleccionó en base a otros perfiles-.

Buena calidad de señal RMN y alta O, se reprocesó y reinterpretó: Sxo=37% , viscosidad estimada 110cP.

Ensayo: producción de 780 l/h de petróleo pesado con un corte de agua del 30%.

Apr 20, 202312 de 15

Ejemplo de capa delgada Reservorio: Ht 2m, Ø 20 p.u., Rt: 20 ohm. Interpretación: Capa no detectada. Espesor<Resolución vertical (RV)

dinámica de la hta. (apertura de su antena = 18“). Se promedian de 3 a 5 niveles consecutivos, para obtener perfil continuo de RV 90” (2,3m). El apilamiento, necesario, es negativo en casos de capas delgadas de 2 o 3 metros de espesor, como en ese ejemplo.

Ensayo: 1700 l/h de petróleo y corte de agua menor al 30%.

Procesamiento en modo SP (“Saturation Profiling”)

Ej.5: Capa delgada

Apr 20, 202313 de 15

Ejemplo de capa delgada (cont’) Reprocesamiento sin efectos negativos de arcillas, mapa RMN-3D en reservorio

de 2m de espesor. Se obtiene una imagen más clara de cada fluido. Se nota una fuerte señal de petróleo (Sxo=25%) con distribución de relajación

longitudinal T1 diferenciada de la señal de agua libre;

La señal RMN corresponde a un petróleo 36cP con poco volumen de agua libre (9%), y una fracción grande de agua irreducible (el 67%).

Interpretación petrofísica (saturación de hidrocarburo

Sxo y viscosidad) basada en los mapas de relajación nuclear D/T1

Apr 20, 202314 de 15

Beneficios y Valores Agregados

Datos de RMN procesados para generar mapas en 3D de Difusión,T1 y T2 simplifican la identificación de los fluidos. sin las limitaciones de un análisis tradicional (tipo “Archie” con triple-combo).

Las predicciones de RMN-3D son lo suficiente confiables, y con más experiencias, permitirán maximizar la producción y recuperación de hidrocarburos.

Presenta limitaciones cuando las características del reservorio y/o las condiciones del pozo no son las más adecuadas .

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Registro de R.M.N. multi-dimensional: Conclusiones

El análisis multidimensional de RMN constituye una técnica potencialmente valiosa para mejorar el proceso de identificación de reservorios con presencia de hidrocarburos.

Presenta un avance sobre otros métodos de interpretación, pues entrega una estimación de la saturación de petróleo Sxo, de la viscosidad del mismo, del volumen de agua capilar y móvil y del el Coeficiente de Difusión.