Tarjetas de Técnicas de Registro de Pozos
Técnicas de Registro de Pozos: Guía Completa para Estudiantes
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Perfilaje NMR/RMN en pozos
41 tarjetas
Tarjeta 1
Pregunta: ¿Qué indica un valor de T2 por debajo de 3 ms en registros NMR/RMN de pozos y qué representa el área bajo la curva para T2 > 3 ms en areniscas?
Respuesta: T2 < 3 ms corresponde al agua ligada a las arcillas. El área bajo la curva para T2 > 3 ms corresponde a la porosidad efectiva (si no hay poros cerrado
Tarjeta 2
Pregunta: ¿Qué es el T2 cutoff y cómo se determina en laboratorio?
Respuesta: El T2 cutoff es un valor de T2 que separa fluidos movibles del agua irreducible. Se determina saturando la muestra al 100% con agua, midiendo el histo
Tarjeta 3
Pregunta: ¿Qué es BVI y cómo se calcula a partir de mediciones NMR/RMN?
Respuesta: BVI (Bulk Volume Irreducible) es la fracción de porosidad correspondiente al agua irreducible, y es igual a la porosidad efectiva multiplicada por la
Tarjeta 4
Pregunta: ¿Qué es el FFI (Free Fluid Index) en contextos NMR/RMN?
Respuesta: FFI es la fracción de fluidos libres (free fluids) medida por NMR; históricamente así se llamaba la porosidad detectada por las primeras herramientas
Tarjeta 5
Pregunta: ¿Qué valores típicos de T2 cutoff se usan rutinariamente en areniscas y por qué pueden variar?
Respuesta: En areniscas se acepta rutinariamente T2 cutoff ≈ 33 ms para calcular BVI. Puede variar considerablemente (hasta ~60 ms) en areniscas tobáceas debido
Tarjeta 6
Pregunta: ¿Cuál es el valor aproximado de T2 cutoff en calizas y por qué es mayor que en areniscas?
Respuesta: En calizas el T2 cutoff es aproximadamente 90 ms, porque la relajación superficial es mucho menor por la ausencia de minerales ferromagnéticos.
Tarjeta 7
Pregunta: ¿Cómo afecta la presencia de gas a la porosidad medida por NMR/RMN y por qué?
Respuesta: El gas disminuye la porosidad NMR porque NMR mide el índice de hidrógeno; la ecuación aplicada es igual a la del neutrón pero sin efecto de excavación
Tarjeta 8
Pregunta: ¿Cómo influye el petróleo en los tiempos de relajación T2 cuando la roca está mojada por agua y el petróleo no toca las paredes del poro?
Respuesta: Cuando la roca está mojada por agua y el petróleo no toca las paredes, la relajación es de tipo bulk y el T2 del petróleo depende exclusivamente de la
Tarjeta 9
Pregunta: ¿Qué relación existe entre la distribución de T2 y la viscosidad del petróleo?
Respuesta: Los petróleos muestran una distribución de valores T2; petróleos de alta viscosidad presentan tiempos de relajación más cortos (T2 acortado) comparado
Tarjeta 10
Pregunta: En un perfil NMR, ¿cómo puede usarse la variación de T2 para identificar petróleo pesado en el techo de una zona acuífera?
Respuesta: En el techo de la zona acuífera, T2 se acorta en la zona petrolífera si el petróleo es pesado (alta viscosidad), y esas distribuciones T2 correlaciona