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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 JORGE
Marco geológico y problemática
Basamento: Grupo Lonco Trapial -(Jr.medio), complejo volcanico sedimentario.
Roca madre: Fm D-129 –(Cr. inf.), pelitas oscuras, calizas y areniscas.Lacustre
Reservorios: Fm Mina del Carmen y Comodoro Rivadavia (Cr sup.): areniscas
litofeldespáticas, matriz de tobas y arcillas.Fluvial
Estilo 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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Principios básicos de una medición de RMN
La medición consiste en secuencias de
manipulaciones de los núcleos de protones
de hidrógeno que se encuentran en los
poros.
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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RMN-3D:caracterización de fluidos
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
Ese método caracteriza los fluidos mediante una
inversión simultánea en 3D de las secuencias de señal
RMN adquiridas.
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Gradiente de Bo
Ej: petróleo mediano.

Reservorio: Ht 5 m, Ø 14 p.u.,
Rt: 20 ohm.
Ej.1: Pet.mediano

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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 %.
Ejemplo de petróleo
mediano.

Reservorio: HT: 3.5m, Ø
12 p.u., Rt: 30 ohm.

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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 %).
Ejemplo de agua con petróleo pesado

Reservorio arcilloso, - Ht
6m, Ø 18 pu. Rt:10 ohm.
Ej:2. Ag+Pet.pesado


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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.
Presencia de petróleo y agua libre
(en las 2 DOI de la herramienta)



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Reservorio: Ht 3.5m, Ø 14 p.u. Rt:10 ohm. Prob.
depletado.
Interpretación: Contiene petróleo: Sxo < 30%. en los
dos DOI mostró una clara señal de agua móvil (50%).
Ensayo: Confirma interpretación : petróleo 145 l/h; Alto corte de agua: 82%.
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%.

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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%.
Ej.5: Capa delgada
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Procesamiento en modo SP
(“Saturation Profiling”)
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
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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.
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