Optimización en la caracterización del reservorio usando registros de resonancia magnética en los pozos de la Selva Peruana

Abstract

En los inicios de la ingeniería de reservorios, se asumió que los reservorios eran homogéneos e isotrópicos, pero también no uniformes. Actualmente se está lidiando con reservorios que tienen una gran complejidad litológica. Por ejemplo, los reservorios carbonatados, que en comparación con las arenas, presentan una distribución de porosidad heterogénea: amplia gama de tamaño de poros , amplia variedad de texturas; lutitas donde es bien complejo determinar la porosidad en presencia de hidrocarburos (especialmente gas o petróleo liviano), la saturación de agua, litología. Por lo cual, los registros convencionales ya no son suficientes para poder estimar la porosidad de reservorio, ya que necesitan de condiciones óptimas para ser corridas, así como de una litología conocida. Los registros de densidad, neutrón e inducción tradicionalmente han sido usados para estimar la porosidad en los reservorios. Pero debido a la complejidad litológica, estos registros han empezado a ser cada vez menos confiables. El registro de resonancia magnética, a diferencia de los demás registros, no tiene contribución de los materiales de la matriz y no necesita estar calibrando para la litología de la formación, estas características del NMR lo hace diferente de las herramientas de muestreo convencionales. La porosidad total de gas corregida DMRP (Density Magnetic Resonance Porosity) es de gran importancia en estas formaciones de gas clásticas y no clásticas. El DMRP incorpora la ventaja de la independencia litológica de la resonancia magnética junto con todos los beneficios de la determinación de las propiedades de la matriz que se obtienen a partir de la espectroscopía nuclear para así obtener la porosidad total corregida para efectos del gas. Este nuevo parámetro de evaluación de formación puede ser usado en cálculos volumétricos para proveer volúmenes de reservorios más precisos. También, la saturación de gas de formación más precisa puede ser computada cuando se usa porosidad total de gas corregida en conjunto con herramientas de resistividad profunda.