Please use this identifier to cite or link to this item: http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/330279
Type: DISSERTAÇÃO DIGITAL
Degree Level: Mestrado
Title: Integração do perfil de ressonância magnética nuclear (RMN) com resultados de ensaios de laboratório em reservatórios carbonáticos  
Title Alternative: Integration of nuclear magnetic resonance log (NMR) with laboratory results in carbonate reservoirs  
Author: Schuab, Frederico Bastos, 1980-
Advisor: Trevisan, Osvair Vidal, 1952-
Abstract: Resumo: Esse trabalho apresenta um estudo de caso de calibração rocha-perfil de um poço de petróleo perfurado em rochas carbonáticas com distribuição bimodal de porosidades, utilizando-se o perfil de Ressonância Magnética Nuclear (RMN) e as análises de laboratório de seus plugues. O que motivou esse estudo foram os resultados incoerentes entre as altas saturações de água interpretadas pelo perfil de RMN, com cortes tradicionais da literatura (100 ms), e a produção de óleo do teste de formação desse poço. Dificuldades na interpretação de dados de RMN em rochas carbonáticas já foram reportadas na literatura por Ramakrishnan et al. (1998), Allen et al. (2001a, b), Mai e Kantzas (2002), entre outros autores, e estão associadas, principalmente, a heterogeneidade do sistema poroso. Com isso em mente, a estratégia adotada no trabalho foi a de primeiro caracterizar a distribuição dos diferentes fluidos nos diferentes poros dessa formação, a partir de análises laboratoriais nos plugues para, em seguida, calibrar os perfis de RMN. As três principais etapas desse trabalho foram: 1) análise do banco de dados existentes de petrofísica básica e especial, 2) execução de novas análises de RMN em plugues, em diferentes condições de saturação e em três estágios de envelhecimento (18, 33 e 42 dias) e, por fim, 3) a integração dos resultados de laboratório na interpretação do perfil de RMN. As análises laboratoriais da principal zona testemunhada mostram rochas com textura grainstone, compostas por grãos arredondados, com altas permeabilidades e porosidades, porém com altos valores de microporosidade, confirmados pelas análises de Pressão Capilar por Intrusão de Mercúrio (PcHg) e, também, pela distribuição do tempo de relaxação transversal (T2) de plugues 100% saturados por salmoura. As frações porosas de ambas as análises apresentaram boa correlação entre si, sugerindo proporcionalidade entre poros e gargantas. Além disso, a macroporosidade apresentou boa correlação com a permeabilidade absoluta, permitindo concluir que esta fração exerce o principal controle sobre o fluxo de fluidos. Nas análises da distribuição de T2 na condição de água irredutível e posterior envelhecimento, foi utilizado um óleo de alta viscosidade (110 cp a 90°C), com tempos de relaxação transversal bulk (T2B) bem distinto das duas modas dos micro e macroporos. Com a evolução do envelhecimento foi possível observar que, além da macroporosidade, os microporos também foram parcialmente preenchidos por óleo. A determinação do corte da distribuição de T2 para separação de água e óleo apresentou bons resultados. No entanto, considerar o mesmo corte para a determinação da permeabilidade pode resultar em distorções na curva de permeabilidade ou demandar ajustes meramente matemáticos dos coeficientes da equação de permeabilidade sem significado físico. Com base nisso, esse trabalho apresenta uma abordagem diferenciada na interpretação do perfil de RMN de carbonatos bimodais utilizando dois cortes de T2

Abstract: The present dissertation presents a case study of core-to-log data integration of a well drilled in a carbonate formation bearing bimodal pore system using the Nuclear Magnetic Resonance (NMR) log and core analysis. The work is motivated by the persistant inconsistencies observed between results provided by the high water saturations from the NMR log interpretation using traditional cutoff from literature (100 ms), and oil production results seen at corresponding well tests. Some difficulties in NMR data interpretation on carbonate rocks have been reported in the literature by Ramakrishnan et al. (1998), Allen et al. (2001), May and Kantzas (2002), among other authors, and are mainly related to the porous system heterogeneity. With that in mind, the strategy adopted in the study was to first understand the fluid distribution in different pores by core analysis and then calibrate the NMR log. The main tasks of this study were: 1) assessment of existent database on basic and special core analysis, 2) run new NMR core analysis with different saturation conditions and for three stages of aging (18, 33 and 42 days), and finally, 3) the integration of the laboratory results into the NMR log interpretation. Laboratory tests from the main cored interval show rocks of grainstone texture, composed of rounded grains, with high permeability and porosity. But, petrography revealed a high level of microporosity that were confirmed by mercury injection capillary pressure (MICP) analysis and also by the core transverse relaxation times (T2) obtained in the 100% brine saturated condition. The porous fractions rendered by the two last analyzes showed good correlation, suggesting proportionality between sizes of pores and throats. Moreover, the macroporosity subfraction showed good correlation with absolute permeability, allowing to conclude that this attribute is the dominant parameter controlling fluid flow. The T2 distribution analysis at irreducible water saturation and for different aging times were performed using a high-viscosity oil (110 cp at 90°C) whose transverse relaxation time (T2) was lower than the two distinct time modes for the micro and macropores. Results revealed that with aging the macropores and part of the micropores were sequentially filled by oil. The T2 cutoff determination for separating oil and water showed good results. However, the practice of using the same cutoff to determine permeability can result in distortions in the final permeability curve, or else, requires mathematical adjustments with no corresponding physical meaning to the permeability equation coefficients. Given this scenario, this study presents a new approach to the interpretation of NMR logs in bimodal carbonates using two T2 cutoffs
Subject: Ressonância magnética nuclear
Rochas carbonaticas
Editor: [s.n.]
Date Issue: 2015
Appears in Collections:FEM - Tese e Dissertação

Files in This Item:
File SizeFormat 
Schuab_FredericoBastos_M.pdf3.42 MBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.