NMR COMO HERRAMIENTA DE POROSIDAD ESTÁNDAR EN LA CUENCA SAN JORGE

NMR COMO HERRAMIENTA DE POROSIDAD ESTÁNDAR EN LA CUENCA SAN JORGE: RESULTADO Y APLICACIONES

En este trabajo se describe las pruebas de NRM realizadas  por las empresas Western Atlas y Schlumberge con las herramientas MRIL1 y CMR2 respectivamente, estas pruebas si hicieron en la cuenca San Jorge (Argentina),  permitiéndoles comparar los resultados de cada una de las herramientas, así como detectar las limitaciones de sus diseños, relacionar la distribución de tamaño de poro y la permeabilidad para la producción de crudo. En esta cuenca es importante mantener los costos al mínimo optimizando la producción con nuevas tecnologías de registros, perforación, y completamiento. Uno de los mayores problemas son las zonas secas, las cuales se pueden predecir por su baja porosidad. Tras un breve periodo de evaluación, se encontró que la permeabilidad derivada de RMN era una pieza valiosa de información para ayudar a decidir qué zonas deben ser perforadas o estimuladas. Al comparar los resultados de las dos herramientas se encontró que la similitud era relativamente buena y que la diferencia se le podía atribuir a la diferente resolución vertical de las herramientas. Una de las observaciones más llamativas en los primeros registros RMN fue que la porosidad tomada por el RMN fue menor  en la mayoría de los casos; hay varias razones: polarización incompleta, Aceite viscoso, matriz de densidad menor a 2,65 g/cm3 y la arcillosidad.  

En cuanto a la polarización incompleta se debe a que el tiempo de espera RMN debe ser largo para polarizar completamente los núcleos de hidrogeno; los aceites muy viscosos (≥500 cp.) tienen tiempo de espera muy bajos (<3 milisegundos) por lo que son excluidos de la porosidad RMN. Se encontró que el registro de densidad no es el adecuado para la evaluación de la porosidad ya que las arenas tubáceas tiene muy baja densidad. La razón principal de la diferencia de porosidades se debe a que la mayoría de arenas en esta zona son muy arcillosas, esta diferencia entre porosidades (RMN y densidad porosa derivada) se incrementa a medida que la arcillosidad aumenta.

El cálculo de la porosidad puede realizarse teniendo en cuenta  T2 y  T2log, lo que me genera Klog, Kar respectivamente, la Kar, se calcula cuando klog da valores menores a 1md, en la mayoría de los casos, ambos valores de permeabilidad son idénticos. cuando son diferentes (por lo general con Kar> Klog), la permeabilidad obtenida con la media aritmética ha demostrado ser más representativa de la verdadera permeabilidad; el único inconveniente de la RMN como una herramienta de porosidad, es que  lea más baja la porosidad RMN que la verdadera porosidad en arenas de gas.

La producción final no está solamente relacionada con la permeabilidad, debido a que varios otros factores están implicados, tales como la presión de formación, y la viscosidad del aceite.

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