Resonancia Magnética Nuclear (RMN): tecnología ideal para la determinación de propiedades petrofísicas
La RMN es un método espectrométrico de análisis no destructivo, que se basa en la respuesta de los núcleos de hidrógeno cuando son expuestos a un campo magnético de alta homogeneidad (idealmente, ya que existen campos heterogéneos por diversas causas).
Principio de la RMN
Si un núcleo de un elemento se coloca bajo el efecto de un campo magnético, este se puede alinear en la misma dirección del campo o en contra de él, diferenciándose dos estados de energía, en donde el nivel de baja energía también es denominado estado de equilibrio. Debido a que la diferencia entre ambos estados de equilibrio es muy pequeña, ciertas perturbaciones hacen que los átomos cambien fácilmente de un estado de energía a otro (se crea una situación de resonancia), emitiendo cierta cantidad de radiación en este proceso, siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de resonancia magnética nuclear lo cual constituye el principio físico de su funcionamiento, sin embargo la mayoría de los elementos generan una señal demasiado pequeña para ser registrada, excepto el hidrógeno cuya señal puede ser fácilmente detectada.
El núcleo de hidrógeno se puede considerar como una barra imantada, cuyo eje magnético está alineado con el eje del momento rotacional del núcleo. Cuando no existe la influencia de ningún campo magnético, los núcleos están alineados al azar. Los imanes de esta barra interactúan con los campos magnéticos externos y las señales medibles producidas se pueden maximizar si los campos oscilan a la frecuencia de resonancia de un núcleo en particular. Los perfiles basados en la técnica de RMN utilizan esta señal para medir la cantidad y la distribución del hidrógeno. Este elemento tiene un momento magnético relativamente grande y da una indicación directa de los fluidos contenidos en los poros. Las herramientas de RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluación de formaciones son aplicadas a la manipulación de núcleos de hidrógeno, el cual posee un solo protón.
Figura 1. Alineación del eje de la barra imantada con el eje del
momento rotacional del núcleo
Teoría de la Resonancia Magnética Nuclear
Los registros de RMN miden el momento magnético de los núcleos de hidrógeno (protones) en el agua y en los hidrocarburos. Los protones tienen una carga eléctrica, y su espín crea un momento magnético débil. Las herramientas de adquisición de registros de RMN utilizan potentes imanes permanentes para crear un fuerte campo de polarización magnética, estático y fuerte dentro de la formación. El tiempo de relajación longitudinal, T1, describe con qué rapidez se alinean o polarizan los núcleos en el campo magnético estático. La polarización completa de los protones en los fluidos que ocupan los poros lleva hasta varios segundos y puede efectuarse mientras la herramienta de adquisición de registros está en movimiento, pero los núcleos deben permanecer expuestos al campo magnético durante la medición. La relación entre T1 y el tamaño creciente de los poros es directa; sin embargo, es inversa con respecto a la viscosidad del fluido de formación. Se puede utilizar una serie de puntos de radiofrecuencia (RF) sincronizados, provenientes de la antena de la herramienta de adquisición de registros, para manipular la alineación de los protones. Los protones alineados se inclinan para formar un plano perpendicular al campo magnético estático. Estos protones inclinados tienen un movimiento de precesión en torno a la dirección del fuerte campo magnético inducido. En su movimiento de precesión, los protones crean campos magnéticos oscilantes, que generan una señal de radio débil pero mensurable. No obstante, como la señal decae rápidamente, tiene que ser generada mediante la aplicación reiterada de una secuencia de puntos de radiofrecuencia. Los protones en precesión a su vez generan una serie de puntos de señales de radio, o picos, conocidos como ecos de espín. La velocidad a la cual la precesión de los protones decae, o pierde su alineación, se denomina tiempo de relajación transversal T2. Los procesos T1 y T2 son afectados predominantemente por la interacción entre las moléculas de fluido de poro, o características de relajación aparente, y por las interacciones de los fluidos que ocupan los poros con las superficies granulares de la matriz de roca, también conocidas como características de relajación de superficie. Por otra parte, en presencia de un gradiente de campo magnético significativo dentro de la zona resonante, hay relajación por difusión molecular que incide solamente en los procesos T2.
Figura 8. Movimiento de precesión de los protones
Propiedades petrofísicas a través de RMN
Porosidad
En las rocas saturadas con agua a cada tamaño de poro le corresponde un tiempo de relajación T2. En consecuencia, una curva de distribución de T2 refleja la distribución poral, donde a cada tiempo de relajación le corresponde una porosidad parcial como contribución de cada tamaño de poro. Los poros grandes exhiben una tasa de decaimiento lenta, es decir, una constante de tiempo T2 larga. A medida que disminuye el tamaño poral, la tasa de decaimiento se hace más rápida y por lo tanto el tiempo T2 más corto. En una roca real compuesta por muchos tamaños de poro, cada uno de ellos contribuye parcialmente a la porosidad total, se observa un decaimiento compuesto, que al transformar los dominios de tiempo, se convierte en un espectro de porosidades parciales en función del tiempo de relajación T2. Esta inversión de los ecos a una distribución de T2 es la parte fundamental del proceso de interpretación de la medida de RMN.
Permeabilidad
La permeabilidad es una de las propiedades más importantes tanto para la caracterización como para la simulación de yacimientos y, por ende, influye en las decisiones que determinan el desarrollo del mismo. El problema radica en que existen pocas fuentes para obtenerla directamente, las pruebas de pozos (pruebas de presiones y pruebas durante la perforación) proveen información de la productividad o la capacidad de flujo, sin embargo, no generan información referente a la heterogeneidad del yacimiento. Una de las aplicaciones más importantes obtenidas de los registros de RMN, es la capacidad que poseen para generar un perfil de permeabilidad en tiempo real. Para estimar la permeabilidad con RMN es necesario aplicar métodos que básicamente son una combinación de modelos y relaciones experimentales y teóricas, en los cuales la permeabilidad se relaciona con la porosidad, y en algunos casos con el radio de garganta de poro.
Saturación de agua irreducible, FFI y BFV
La saturación de agua irreducible corresponde a la porción de agua contenida en la roca que no es posible producir. Al realizar las mediciones de RMN a muestras saturadas únicamente con agua irreducible, es posible obtener parámetros de relevancia que posteriormente permitirán conocer la capacidad de producción de fluidos que posee una formación, estos parámetros son: FFI, el cual representa la cantidad de fluidos que se pueden producir de la roca, y el volumen de fluido ligado (BFV), el cual en ciertas bibliografías es denominado volumen bruto de agua irreducible (BVI) y representa los fluidos que quedarán entrampados y son inmóviles dentro del volumen poroso; estos parámetros son indicativos de la cantidad (saturación) de fluidos que se pueden producir en la roca medida.
Aplicaciones de la RMN en la evaluación de formaciones
- Porosidad total, efectiva y asociada a las arcillas (independiente de la mineralogía de la roca).
- Distribución del tamaño de poros.
- Saturación de agua irreducible.
- Estimación de permeabilidad.
- Saturación de fluidos producibles.
- Identificación del tipo de fluidos presente en el espacio poroso.
- Detección de gas en yacimientos muy arcillosos o de litología compleja.
- Determinación de contactos agua-petróleo, gas-petróleo y gas-agua.
- Evaluación de yacimientos de muy baja resistividad.
- Predicción de la productividad.
- Estimación de la viscosidad de los fluidos.
Fuente:
Ávila, S., Daniel E. ; Trabajo especial de grado: Determinación de propiedades petrofísicas y petrofacies aplicando RMN a muestras de núcleos. Año 2002. Cota: T-2002/1428.
