MXPA01007823A - Metodo de estimacion de parametros petrofisicos utilizando datos nmr modificados por temperatura. - Google Patents

Abstract

Las formaciones de carbonato producen resultados NMR de fondo de perforacion inciertos. Entre otros, esos resultados deben corregirse para la temperatura. La invencion presenta varios metodos para obtener resultados NMR mas confiables de los parametros petrofisicos rocosos en formaciones rocosas de carbonato en base al ajuste de los datos T2 con respecto a la temperatura.

Description

MÉTODO DE ESTIMACIÓN DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS UTILIZANDO DATOS N MR MODIFICADOS POR TEMPERATURA Campo de la I nvención La invención se refiere a un método para estimar los parámetros petrofísicos rocosos deformaciones rocosas subterráneas en pozos de petróleo y gas y, de manera más particular, a un proceso para la utilización de datos NMR modificados por temperatura que producen interpretaciones petrofísicas más precisas en las rocas de carbonato.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La resonancia magnética nuclear (NMR) así como la técnica de perfil longitudinal de pozo no siempre producen resultados útiles. Parte del problema con el perfil longitudinal NMR es una consecuencia de las suposiciones erróneas, particularmente como se aplican a las rocas de carbonato. Los carbonatos son particularmente problemáticos debido a las grandes variaciones en su tamaño de poro y materiales orgánicos distribuidos a través de los granos que pueden provocar resultados engañosos. La interpretación convencional de las mediciones N M R se basa en un número de suposiciones potencialmente erróneas, a saber: 1 ) . Además del mecanismo de relajación de volumen, la magnetización disminuye debido a que las moléculas de agua se difunden hacia la superficie del grano donde experimenta una velocidad de relajación incrementada. Se supone que esto es un resultado de sus interacciones con campos magnéticos locales asociados con impurezas paramagnéticas en el grano. 2) . El espacio de poro está dividido en poros separados que no interactúan entre sí. 3) . Dentro de cada poro, se asume que la magnetización es 10 uniforme. La base para esta última suposición es que pV,/D<<1 , donde D es el coeficiente de difusión en el fluido de volumen, V, es la relación de volumen a superficie del poro y p es la capacidad de relajación de superficie. La constante de tiempo de disminución característica de la relajación giro-giro de cualquier poro está dada 15 entonces como: 1/T2 = p/Vs + 1 /T2b (1 ) en donde T2b es el tiempo de relajación de volumen. 20 4). La disminución de magnetización puede estar representada como una integral de contribuciones de todos esos componentes debido a la multitud de poros de diferente relación de volumen a superficie. Si la función de densidad de probabilidad de T2 es g(T2) , esta integral puede resolverse en los componentes representados por 25 g(T2) mediante un número de procedimientos adaptadores ^?jjg&St^^^^^^^ establecidos. En la práctica g(T2) es considerado ampliamente como representante de la distribución de tamaño de poro. Las suposiciones anteriores en general son defectuosas, y en particular varias de ellas no consideran las rocas de carbonato. La disminución medida no es fácilmente traducible a tamaños de poro. (Suposición 4) . Las distribuciones T2 invertidas en carbonatos soportados por grano son unimodales, considerando que los estudios de petrografía muestran que son por lo menos bimodales. Los petrógrafos muestran que los granos están compuestos de partículas de micrita, las cuales forman la porosidad intragranular. La yuxtaposición de poros de diversos tamaños y la difusión de momentos magnéticos entre esos poros, provoca la ruptura de la relación entre T2 y el tamaño de poro. (Suposición 3). Más recientemente, se ha descubierto que las pruebas NMR ejecutadas sobre muestras de roca de carbonato a partir de pozos de petróleo del oriente medio son dependientes de la temperatura. Las dependencias de temperatura son contrarias a las creencias establecidas para la respuesta NMR en rocas saturadas con fluido. La técnica anterior se basó en la suposición de que no había dependencias de temperatura significativas para la respuesta NMR. U na examinación más estrecha de este trabajo sugiere que esas conclusiones fueron válidas solamente para los medios de piedra arenisca. Los datos obtenidos para medios de carbonato fueron simplemente inconsistentes. Además, una comparación reciente de los datos de perforación de laboratorio cqn los datos obtenidos a partir de perfiles longitudinales tomados en los pozos del Medio Oriente también muestran inconsistencias. Los estudios hechos de acuerdo con la presente invención confirman la conclusión de la técnica anterior con respecto a un número limitado de medios de piedra arenisca. Es decir, el cambio en la respuesta a la temperatura es débil o no existe. Sin embargo, las muestras de perforación tomadas en los pozos del Medio Oriente citados en los datos comparativos muestran una dependencia de la temperatura la cual es compatible con las discrepancias observadas entre los datos de muestra de perforación de laboratorio y los datos de perfil longitudinal. El grado de la dependencia de temperatura es muy importante para la interpretación del perfil longitudinal NMR. En particular, la práctica tradicional de utilizar un "corte" determinada de manera empírica en la distribución del tiempo de relajación se vuelve completamente inválido a menos que se hagan correcciones extensivas a las correlaciones obtenidas a temperatura ambiente. En el contexto de modelos más avanzados de NMR en rocas saturadas con agua, los datos están explicados solamente mediante una dependencia de temperatura de la capacidad de relajación magnética nuclear intrínseca de las superficies de poro de roca. La metodología de interpretación propuesta recientemente para los sistemas de porosidad doble del tipo conocido como "piedras granulares pelo. dales" o "piedras en paquete peloidales" proporcionan una escala de longitud esperada para poros intergranulares grandes, aunque no proporciona una escala de longitud correcta para microporos a menos que se extienda utilizando una determinación de laboratorio de la capacidad de relajación como una función de la temperatura. Seleccionando una correlación de laboratorio apropiada para las características geológicas y mineralógicas del subsuelo conocidas a priori a partir de otros datos, o determinada in situ empleando otras herramientas de perfil longitudinal , es posible adaptar la interpretación de ia roca de carbonato para dar cuenta de la dependencia de temperatura. Adaptada de esta manera, la metodología adapta escalas de longitud para los poros intragranulares y los microporos de los sistemas de porosidad dobles comunes en la geología de carbonato. Aunque la escala de longitud de poro intragranular inferida debe ser afectada solo débilmente por el efecto de la temperatura descrito en la presente, se afectará en gran medida la escala de longitud de microporo. Ambas escalas de longitud son importantes en la estimación de las propiedades de transporte tales como conductividad eléctrica y permeabilidad hidráulica. Esta última es de considerable importancia en la evaluación de las formaciones del subsuelo, debido a que determina que tan fácil es producir hidrocarburos que pueden estar presentes. Lo anterior es importante, debido a que afecta la interpretación de los perfiles longitudinales de resistividad asociados. Los perfiles longitudinales de resistividad son una fuente de datos primaria para la estimación de cuántos hidrocarburos pueden estar presentes.

La presente invención contempla dos métodos equivalentes para obtener resultados N MR confiables para fluido retenido y fluido libre en superficies rocosas de carbonato en base al ajuste de los datos T2 con respecto a la temperatura. La invención también presenta una metodología más avanzada para determinar las propiedades petrofísicas rocosas, cuya metodología se adapta a otra aplicación para incluir la dependencia de la capacidad de relajación con respecto a la temperatura recientemente descubierta.

BREVE DESCRI PC IÓN DE LA I NVENC IÓN El aspecto de la invención más cercano con la práctica convencional, presenta dos métodos equivalentes para lograr resultados confiables para fluido retenido y fluido libre. La práctica convencional confía implícitamente en las suposiciones antes mencionadas de: (2) independencia de poro; (4) disminuciones de magnetización aditivas. La invención retiene estas suposiciones en el primer método. El primer método permite una variación esperada de la capacidad de relajación de superficie p como se encuentra de manera experimental en rocas de carbonato, dentro de la aplicación de la ecuación 1 de la Suposición (3). Los métodos emplean la distribución T2 convencional, la cual es considerada generalmente como equivalente a la distribución de tamaño de poro, donde cada tamaño de poro "a" (estrictamente, la relación de volumen a superficie V/S), está asociado con un tiempo de relajación particular T2, la proporcionalidad que es la capacidad de relajación de superficie, como en la ecuación encontrada ahora en cientos de fuentes que tratan con el perfil longitudinal NMR: 1 /T2 = pS/V = p/a (2) La práctica convencional es determinar mediante experimentos de laboratorio un "corte T2* o T2c . el cual particiona la distribución en pequeños poros (considerado para retener el fluido en flujo, de aquí 10 el término "fluido retenido") y poros mayores (lo cual permite que fluya el fluido, llamado "fluido libre"). Esto parece tener una cierta validez en los experimentos conducidos en laboratorio o a temperaturas ambiente. Sin embargo, si p debe considerarse que varíe con la 15 temperatura, entonces el perfil longitudinal NMR de las formaciones de fondo de perforación a temperaturas T da como resultado en la primera instancia en una distribución T2 apropiada para la temperatura T, la cual puede llamarse g(T) (T2) . En el paradigma de interpretación convencional, cada tiempo de relajación T2 20 corresponde a un tamaño de poro "a" que está dado por: a=p(T)T2 (3) Aunque el corte T2, T2c > está determinado a temperatura 25 ambiente RT. Esto corresponde a un tamaño de poro crítico ac: jjá¡«*^^2^^ la cual determina la partición entre el fluido retenido y el fluido libre. Para hacer ia interpretación tradicional de distribución T2, un analista debe ahora (i) ajustar la distribución T2 y g(?) (T2) a temperatura ambiente antes de aplicar T2e, o (ii) ajustar T2c a la temperatura de pozo de sondeo T antes de aplicar la integración convencional para producir los volúmenes de fluido retenido y libre. Los procedimientos son equivalentes, aunque los analistas proceden mediante rutas ligeramente diferentes. En el segundo método más avanzado de la invención, las llamadas "interpretaciones en base a modelo", las cuales son el sujeto de la solicitud No de Serie 08/932, 141 , presentada el 16 de Septiembre de 1997 (incorporada a la presente mediante referencia) están sujetas a modificaciones de temperatura. Esas "interpretaciones en base a modelo" se refieren a la física de difusión en geometría de poro de carbonato típicas. Este segundo método evita en particular, el espacio de la Suposición de espacio de poro antes mencionada (2), viz de que el poro actúa de manera independiente. Se considera que esto es incorrecto para los carbonatos. El segundo método de la invención incluye la dependencia de temperatura de la capacidad de relajación de superficie, un parámetro numérico que aparece en forma explícita en los modelos computacionales de la solicitud anterior.

El primero y segundo métodos se explicarán con mayor detalle y con referencia a la siguiente descripción detallada en las modalidades preferidas. La temperatura en cualquier profundidad particular en el pozo de sondeo puede medirse mediante un termómetro en la herramienta N MR, o puede conocerse a partir de mediciones de temperaturas previas en el pozo de sondeo u otros pozos de sondeo en el mismo campo. La temperatura puede derivarse también a partir de relaciones empíricas que relacionan la temperatura con la profundidad en el campo petrolero o de gas en el cual está teniendo lugar el perfil longitudinal N MR. Es un objeto de esta invención proporcionar un nuevo método de determinación del fluido retenido y el fluido libre en rocas de carbonato. Es otro objeto de la invención proporcionar un método mejorado para utilizar los datos NM R ajustados por temperatura para determinar las características de las rocas de carbonato en interpretaciones en base a modelo, lo cual mejora adicionalmente las estimaciones de los parámetros petrofísicos mediante el modelado explícito de la difusión dentro de la geometría de poro de roca.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Puede obtenerse una comprensión completa de la presente invención mediante referencia a los dibujos que le acompañan , cuando se consideren en conjunción con la siguiente descripción detallada, en los cuales: La figura 1 ilustra una vista lateral in situ, esquemática de un instrumento NMR de fondo de perforación típico colocado en un pozo de sondeo para hacer mediciones de las formaciones circundantes, de acuerdo con esta invención; La figura 2 muestra un diagrama de flujo del procedimiento del perfil longitudinal NMR ajustado por temperatura de esta invención; La figura 3 ilustra un diagrama de flujo de una modalidad alterna del procedimiento de perfil longitudinal NMR ajustado por temperatura de esta invención; La figura 4 muestra una gráfica que ilustra como se ajusta la distribución T2 para la temperatura utilizando el procedimiento mostrado en la figura 2; y La figura 5 ilustra una gráfica que muestra como se ajusta la distribución de T2 para la temperatura utilizando el procedimiento mostrado en la figura 3; La figura 6 ilustra un diagrama de flujo de un método más avanzado de perfil longitudinal N MR el cual ilustra un modelo modificado por temperatura de las enseñanzas de la solicitud anterior; La figura 7 muestra una gráfica de los datos de relajación de ejemplo que pueden obtenerse en el fondo de perforación; y La figura 8 ilustra una gráfica que muestra una curva suavizada de los datos de relajación libres de ruido calculados mediante el procedimiento de inversión en base a modelo expresado en la figura 6, y en base a los datos reales mostrados en la figura 7.

DESCR IPC IÓN DE LA MODALI DAD PR EFER IDA Hablando en términos generales, la invención refleja el descubrimiento de que las formaciones de carbono producen resultados N MR de fondo de perforación no confiables. Esos resultados deben ser corregidos para la temperatura. La invención presenta dos métodos equivalentes para obtener resultados NMR confiables para fluido retenido y fluido libre en formaciones rocosas de carbonato en base al ajuste de los datos T2 con respecto a la temperatura. Haciendo referencia ahora a la figura 1 , se muestra una herramienta N MR típica 13. La herramienta NMR 13 está colocada dentro de un pozo de sondeo 10, las formaciones adyacentes 1 1 y 12. La herramienta N MR 13 es descendida dentro del pozo de sondeo 10 mediante un cable de sondeo 8, el cual comunica con los instrumentos en la superficie 7. La cara 14 de la herramienta está diseñada para hacer contacto en forma estrecha con las superficies del pozo de sondeo. Un brazo retráctil 15 se utiliza para este propósito, y presiona la herramienta N M R 13 contra la pared del pozo de sondeo. La herramienta comprende una disposición magnética 17 y una antena 18, las cuales se utilizan para crear y medir las características de campo magnético oscilatorio asociadas con la prueba NMR. Ciertos aspectos de la prueba NMR requieren también que el área de investigación sea polarizada previamente, lo cual se logra mediante el componente 19. Una discusión más detallada de esta herramienta y otras utilizadas para la exploración N M R de pozo de sondeo, pueden obtenerse mediante referencia a la Patente de los Estados Unidos de Norteamérica No. 5,055,787. La herramienta N MR ilustrada en la figura 1 está excéntrica en el pozo de sondeo, y tiene una almohadilla detectora que es impulsada contra la formación , como se muestra. Pueden centralizarse otras herramientas NMR en el pozo de sondeo, tal como la herramienta descrita en la Patente de los Estados Unidos de Norteamérica No. 4,710,713. Las figuras 2 y 3 ilustran , por medio de diagramas de flujo respectivo 100 y 200, los nuevos métodos ajustados por temperatura de la invención. Los métodos utilizan la distribución T2 común, la cual es considerada en general como equivalente para la distribución de tamaño de poro, en la cual cada tamaño de poro "a" (estrictamente relación de volumen a superficie V/S) , está asociada con un tiempo de relajación particular T2, la proporcionalidad que es la capacidad de relajación de superficie, como en la ecuación encontrada ahora en cientos de fuentes que tratan con el perfil longitudinal NMR: 1/T2 = pS/V = p/a (5) La práctica convencional es determinar mediante experimentos de laboratorio el llamado "corte T2" o T2e, el cual particiona la distribución en pequeños poros, considerados para retener el fluido en movimiento (por tanto "fluido retenido") y los poros mayores, lo cual permite que fluya el fluido (por tanto "fluido libre") . Sin embargo, si se considera que p varia con la temperatura, entonces el perfil longitudinal N MR de las formaciones de fondo de perforación a temperatura T da como resultado en el primer caso una nueva distribución T2 apropiada para la temperatura T, la cual puede llamarse g(T) (T2). En el paradigma la interpretación convencional, cada tiempo de relajación T2 corresponde a un tamaño de poro "a" que esta dado por: a=p(T)T2 (6) Aunque el corte T2, T2c está determinada a temperatura ambiente RT. Esto corresponde a un tamaño de poro crítico, ac: ac=p(RT)T2c (7) la cual determina la partición entre el fluido retenido y el fluido libre. Para hacer la interpretación tradicional de las distribuciones T2, el analista ahora (i) ajusta la distribución T2 g(T) (T2) a temperatura ambiente antes de aplicar T2c > o (ii) ajusta T2c a la temperatura de pozo de sondeo T antes de aplicar la integración convencional para producir los volúmenes de fluido retenido y libre.

Para hacer la interpretación tradicional de las distribuciones T2, el nuevo método de la invención puede (i) ajustar la distribución T2 g(T> (T2) a temperatura ambiente antes de aplicar T2c o (ii) ajustar T2c a la temperatura de pozo de sondeo T antes de aplicar la integración convencional para producir los volúmenes de fluido retenido y fluido libre. Estos procedimientos equivalentes se ilustran en las figuras 2 y 3 respectivamente, descritos con mayor detalle a continuación. La única diferencia es si el analista selecciona presentar la exhibición general de los datos T2 referidos a la temperatura del pozo de sondeo T como se muestra en la figura 3, o a temperatura ambiente, como se ilustra en el método ilustrado en la figura 2. El método de la figura 2 (referencia a temperatura ambiente) es compatible con la práctica genérica de ejecutar "correcciones ambientales" a los datos de perfil longitudinal de pozo, obtenidos mediante una herramienta apropiada mostrada en la figura 1 . Los datos son presentados en términos de lo que podría esperarse, como si la medición hubiera sido ejecutada a temperatura ambiente, en vez de a la temperatura T. Se asume de manera común que p es uniforme a través de todos los poros de roca. Haciendo esta simple suposición , y asumiendo que la cantidad de fluido en los poros de tamaño "a" no cambia con la temperatura, el tamaño de pozo puede estar relacionado con T2 en las dos temperaturas mediante: a = p(RT)T2(a, RT) = p(T)T2(a,T) (8) En una escala logarítmica de T2 (como se usa convencionalmente) esto se suma a un cambio en la curva para g(?) para obtener g(RT), mediante un logaritmo de distancia fija (p(T)/p(RT)) , donde la relación ?(T)/p(RT) puede determinarse en el laboratorio. Este es el método mostrado en la figura 2. La figura 4 ilustra una gráfica de fluido libre vs.g(T2) . Puede observarse que la referencia de los datos a los resultados de temperatura ambiente en el cambio de la curva hacia la izquierda desde g(T) (T2) a g( RT) (T2) como una función de la corrección de temperatura. De manera alternativa, el método de la figura 3 puede utilizarse para ajustar T2c para la temperatura, ya que el tamaño de poro crítico ac divide el fluido libre del fluido retenido que permanece idéntico. Debido a la diferencia en p, considérese: ac=p(RT)T2c(RT) = p(T)T2c(T) (9) O de manera equivalente: T2c(T) = T2c(RT) [p(RT)/p(T)] (10) Nuevamente, sobre el eje T2 de logaritmo convencional, esto se suma a un cambio de posición de T2c mediante una cantidad de log (p(RT)/p(T)), como se muestra en la figura 5. Obsérvese que esta es la misma distancia, aunque en el sentido opuesto, para el desplazamiento aplicado a g(T) para obtener g(RT) de la figura 4 de acuerdo con el método de la figura 2. Los métodos de las figuras 2 y 3 son matemáticamente equivalentes. Sin embargo, el método en la figura 2 hace referencia a todos los datos a temperatura ambiente, lo cual es más compatible con las prácticas tradicionales de "correcciones ambientales" en análisis logarítmico generalmente; considerando que el método en la figura 3 hace referencia a los datos de temperatura de pozo de sondeo. El método de la figura 3 es ligeramente más fácil de explicar, en razón del tamaño de poro crítico ac el cual permanece casi sin cambio, en tanto que su tiempo de relajación asociado varia de acuerdo con cualquier cambio en la capacidad de relajación p. Haciendo referencia ahora una vez más a la figura 2, un diagrama de flujo 100 de esta invención presenta la corrección de los datos en el pozo de sondeo para la variación de temperatura de la capacidad de relajación p. La herramienta NMR 13 (figura 1) está colocada en el pozo de sondeo, etapa 101 . Los ecos de giro de los datos de relajación NM R se miden a temperatura T etapa 102. U na distribución T2 conforme se relaciona a la temperatura T se obtiene después, etapa 103. De acuerdo con la invención, la distribución T2 debe ser la temperatura corregida con respecto a la corrección ambiental, etapa 104, para obtener la distribución T2 corregida por temperatura, etapa 105. Los resultados son exhibidos e interpretados después, etapa 107. Los datos son integrados sobre los rangos de distribución T2, etapa 108, delimitados por el corte T2 y el volumen de fluido retenido y el índice de fluido libre se determinan, etapa 109. La etapa de integración 108 utiliza la etapa convencional del corte T2 1 10 para la partición de la distribución T2. Con el método de la técnica anterior convencional , otros datos de pozo 1 1 1 pueden introducirse en el punto B, junto con la medición de la temperatura T etapa 1 12. Haciendo referencia ahora a la figura 3, que ilustra un método alterno 200 de esta invención , la capacidad de relajación p es corregida para la variación de temperatura en el laboratorio (es decir, a temperatura ambiente (RT)). La herramienta N MR 10 es introducida en el pozo de sondeo, etapa 201 . Los datos de relajación a temperatura T se miden , etapa 202. La distribución T2 se obtiene conforme se relaciona la temperatura T sin ajuste para la temperatura, etapa 203. El corte T2 que particiona la distribución T2 determinada en el laboratorio a temperatura ambiente, etapa 204, se utiliza de acuerdo con la invención para llevar a cabo la corrección ambiental de la temperatura a la temperatura de pozo de sondeo T etapa 205. El nuevo corte T2 corregido por temperatura se obtiene, etapa 206. Estos datos son utilizados después para ajustar la distribución T2 para la integración , etapa 207, obteniendo por tanto el volumen de fluido retenido y el índice de fluido libre, etapa 208. Al igual que con los procedimientos convencionales, otros datos de pozo 209 pueden introducirse en el punto B, en tanto que se mide ia temperatura T etapa 210, la cual es utilizada para ajustar el corte T2, etapas 205 y 206. La distribución T2 a temperatura T puede exhibirse, etapa 21 1 , para análisis adicional. Haciendo referencia a la figura 6, un diagrama de flujo 20 ilustra el procedimiento más avanzado, utilizado para perfil longitudinal N MR, que utiliza la herramienta de perfil longitudinal 13, mostrado en la figura 1 . La herramienta de perfil longitudinal 13 es descendida dentro del pozo de sondeo, etapa 322. Los datos de relajación NMR se obtienen mediante la herramienta 13 sin ajustar la etapa de temperatura 324. Estos datos comúnmente son muy ruidosos, como se muestra en la figura 7. Otros datos de pozo a partir del m ismo pozo de sondeo (bloque 344) pueden combinarse con los datos de temperatura en el punto B para obtener datos precisos para etapas de métodos subsecuentes (bloques 328, 330 y 332) , respectivamente. La difusividad de los parámetros D0 (bloque 330), la relajación de volumen T2B (bloque 332) y la capacidad de relajación p (bloque 350) se determinan mediante estudios de laboratorio, de manera que se asume que se conoce a priori en el diagrama de flujo de la figura 6. La herramienta de perfil longitudinal 13 mide la temperatura, bloque 326, para la inclusión en los datos físicos dependientes de la temperatura del algoritmo de interpretación, etapas 328, 330 y 332.

Los datos incluyen propiedades de material fluido o mineral, etapa 328, difusividad, etapa 330 y tiempo de relajación de volumen, etapa 332. Estos datos se utilizan para construir un modelo para la respuesta NMR de una geometría de poro determinada en la formación rocosa, etapa 334. De acuerdo con los aspectos novedosos de esta invención, la capacidad de relajación de superficie p, la cual es una propiedad de la superficie mineral, también se utiliza, etapa 350, para construir el modelo del bloque 334. Hasta esta invención , la capacidad de relajación p nunca se ajustó para la temperatura mostrada por medio de la línea 352. Los valores de prueba para los parámetros geométricos de los poros rocosos, etapa 336 también se utilizaron para construir el modelo 334. A continuación, los datos de relajación simulados, etapa 338, se obtuvieron a partir del modelo NMR 334 y se combinaron en el punto A con los datos de relajación NMR medidos reales, etapa 324. Los datos combinados, línea 340, se utilizan para ajustar los parámetros geométricos, etapa 336, para obtener el mejor ajuste. En ese punto, los datos de relajación simulados de la etapa 338 son un "mejor ajuste por m ínimos cuadrados", como se muestra mediante la curva suavizada en la figura 8. Las mejores estimaciones de los parámetros geométricos son emitidos en la etapa 342. Esas mejores estimaciones son utilizadas después para estimar las características petrofísicas rocosas tales como la permeabilidad o la resistividad eléctrica.

Ya que otras modificaciones y cambios variados para ajustar a los requerimientos de operación particular y ambientes serán evidentes para aquellos con experiencia en la técnica, la invención no se considera limitada al ejemplo seleccionado para fines de descripción y cubre todos los cambios y modificaciones que no constituyan separaciones del verdadero alcance y espíritu de esta invención.

Claims (1)

1. REIVIN DICACIONES 1 . Un sistema de perfil longitudinal NM R para obtener características de formación precisas en un pozo de sondeo, que comprende: un instrumento de sondeo de formación que tiene medios para medir la relajación NMR en formaciones de fondo de pozo, el instrumento que tiene medios de medición de temperatura adicionales para medir la temperatura; medios de registro conectados operativamente al instrumento de sondeo de formación para registrar los datos de las mediciones de fondo de perforación de relajación y temperatura; medios de procesamiento asociados con los medios de registro para ajustar las mediciones de relajación con respecto a una diferencia de temperatura entre la temperatura de fondo de perforación y la temperatura ambiente a fin de obtener las características de formación precisas. 2. El sistema de perfil longitudinal NMR de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado porque el instrumento de sondeo de formación comprende una herramienta con una almohadilla detectora que es presionada contra la formación. 3. El sistema de perfil longitudinal NMR de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado porque el instrumento de sondeo de formación comprende una herramienta NMR adaptada para centrarse en el pozo de sondeo. 4. Un método de perfil longitudinal para obtener características de formación precisa en un pozo de sondeo, que comprende las etapas de: (a) obtener los datos de relajación NMR de fondo de perforación; (b) ajustar los datos de relajación N MR obtenidos con respecto a una diferencia de temperatura entre la temperatura ambiente y la temperatura de fondo de perforación; y (c) utilizar los datos de relajación N MR ajustados para establecer las características de formación. 5. El método de perfil longitudinal de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la formación comprende roca de carbonato. 6. Un sistema de perfil longitudinal NMR para obtener características de formación precisa en un pozo de sondeo, que comprende: un instrumento de sondeo de formación que tiene medios para medir la relajación NMR en formaciones de fondo de perforación, el instrumento que tiene medios para medir temperaturas adicionales para medir la temperatura; medios de procesamiento asociados con el instrumento de sondeo para ajustar las mediciones de relajación a una temperatura de fondo de perforación; y medios de registro conectados en forma operativa al instrumento de sondeo de formación para registrar los datos ajustados para proporcionar características de formación precisas. 7. El sistema de perfil longitudinal NMR de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque el instrumento de sondeo de formación comprende una herramienta con una almohadilla detectora que es presionada contra la formación. 8. Un método de perfil longitudinal para obtener características de formación precisas en un pozo de sondeo, que comprende las etapas de: (a) obtener los datos de relajación NMR de fondo de perforación; (b) ajustar los datos de relajación N MR para la temperatura de fondo de relajación; y (c) utilizar los datos de relajación N MR de la etapa (b) en el establecimiento de las características de formación. 9. El método de perfil longitudinal de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque la formación comprende roca de carbonato. 10. Un método para obtener características de formación precisas en un pozo de sondeo, que comprende las etapas de: (a) obtener los datos de relajación NMR de fondo de perforación y obtener una distribución T2 g(T) (log T2) a partir de los mismos; m (b) corregir ambientalmente los datos de distribución T2 para obtener una distribución T2 g(RT) (log T2) , que está referida con la temperatura ambiente; (c) determinar el volumen de fluido retenido y el índice de fluido libre, que dependen de los datos de relajación y la distribución T2 referida a la temperatura ambiente; (d) establecer características de formación que dependen de los datos de relajación NM R y la distribución T2 referida a la temperatura. 1 1 . El método de conformidad con la reivindicación 10, las etapas que comprenden además: (e) particionar la distribución T2 en fluido retenido y fluido libre; y (f) integrar la distribución T2 corregida antes de determinar el volumen de fluido retenido y el índice de fluido libre. 12. . El método de conformidad con la reivindicación 1 1 , caracterizado porque la formación comprende roca de carbonato. 13. Un método para la obtención de características de formación precisas en un pozo de sondeo, que comprende las etapas de: a) obtener los datos de relajación NMR de fondo de perforación; b) obtener una distribución T2 g(T) (log T2) a partir de los datos de relajación N MR; c) obtener un corte T2 referido con la temperatura de pozo de sondeo; d) integrar la distribución T2 sobre rangos delimitados por el corte T2 referido a la temperatura; y e) establecer las características de formación dependientes de los datos de relajación NMR ajustados. 14. El método de conformidad con la reivindicación 13, las etapas que comprenden además: f) determinar el volumen de fluido retenido y el índice de fluido libre, que dependen de los datos de relajación y la distribución T2. 15. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la formación comprende roca de carbonato. 16. Un método para obtener las características de formación precisa en un pozo de sondeo, que comprende las etapas de: (a) obtener los datos de relajación de fondo de perforación; (b) construir un modelo NMR para un poro de geometría determinada de una formación rocosa que utiliza los parámetros geométricos de los poros rocosos y, entre otros, la capacidad de relajación de superficie que depende de la temperatura; (c) obtener los datos de relajación simulados obtenidos a partir del modelo NM R construido en la etapa (b); (d) combinar los datos de relajación NM R de la etapa (a) con los datos de relajación simulados de la etapa (c); (e) ajustar los parámetros geométricos de los poros rocosos para obtener un mejor ajuste; (f) estimar las características de formación rocosa en base a los parámetros geométricos ajustados de la etapa (e). 17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la etapa de construcción de modelo (b) incluye la etapa adicional de: (g) estimar la temperatura de fondo de perforación. 18. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la etapa de construcción de modelo (b) incluye la etapa adicional de: (g) medir la temperatura de fondo de perforación 19. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la etapa de construcción de modelo NMR (b) incluye la etapa adicional de: (h) util izar la difusividad D0 estimada a priori. 20. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la etapa de construcción de modelo NM R (b) incluye la etapa adicional de: (h) utilizar la relajación de volumen T2B estimada a priori. 21 . El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la etapa de construcción de modelo NM R (b) incluye la etapa adicional de: (h) util izar la capacidad de relajación de superficie p estimada a priori . 22. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la etapa de construcción de modelo (b) incluye las etapas adicionales de: (h) derivar la temperatura de fondo de perforación; (i) estimar la difusividad D0 a priori; (j) estimar la relajación de volumen T2B a priori; y (k) estimar la capacidad de relajación de superficie p a priori.