RMN. Principios, Aplicaciones e Interpretación en rocas ...2020/07/01 · • ACOSTA N. (2008). Análisis de Resonancia Magnética Nuclear para caracterización de reservorios continentales

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.


Los inicios

- Descubrimiento en 1946 (Aplicaciones medicas - MRI)

- Perfilaje de Pozos:

- MRIL – 1991 - Numar

- MRIL PRIME – 1998

- RMN versus Registros Convencionales (den-ac-neu)


¿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


B

0

Proceso de Medición: spines H expuestos a un Campo Magnético constante

Hc

.

Agua

qx’=90o

B0

M0

B0

qx’=180o

B0

B0


F:/mrlab3.1/onespin.avi

Proceso de Medicion: Analogía de la carrera de atletismo


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


Proceso de Medición

Diagrama de sincronización de medición: secuencia de pulsaciones y curvas de polarización y relajación (tren de ecos)


Definiciones: Tipos de Relajación NMR

Se trata de interacciones magnéticas entre protones:

• Relajamiento Longitudinal – T1

• Relajamiento Transversal - T2


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


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


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


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


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.


NMR y Tamaño Poral


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


Modelado de la señal de RMN El proceso de inversión


T2 Distributions

a(k) e

-t/T2(k)

t

a(k)

T2(k)

M(t)


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)


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.


Modelo de Roca – PHI NMR

PHIT = PHI arc + PHI irr + PHI mov

PHIE = PHI irr + PHI mov


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


Distribución de la porosidad

Matriz

Arcilla

seca

Agua

ligada a

la arcilla

Agua

movil

Agua

ligada

por

capila-

ridad

Hidrocarburos


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 .


Ejemplo: registro combinado

SP RESISTIVIDADES POROSIDADES RMN


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


Ejemplos

SP ESPECTROS DE T2 RESISTIVIDADES

PERMEABILIDAD RMN POROSIDADES RMN


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


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?


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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