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RESSONÂNCIA MAGNÉTICA CMR (SCHLUMBERGER) MRIL (HALLIBURTON) Conceitos Fundamentais • T1- tempo de polarização- tempo necessário para que todos os spins da rocha (H) estejam polarizados • TW- tempo de espera- tempo no qual a ferramenta está efetivamente aguardando a polarização dos spins (parâmetro de aquisição) • T2- tempo de relaxamento- perda de polarização num plano transversal a T1 • TE- tempo entre ecos – parâmetro de aquisição • NE- número de ecos – parâmetro de aquisição O que perfis de RNM medem? • Índice de Hidrogênio, polarização e relaxamento • Apenas fluidos • A partir disso podemos determinar: • Porosidade independente da litologia • Distribuição de tamanho de poros – No caso de haver apenas um tipo de fluido nos poros • Volume de água irredutível – Quando se perfurar utilizando fluido sintético • Índice de Permeabilidade • Identificação de Fluidos • Viscosidade do Óleo – Apreciação qualitativa T1: Polarização Bo M M Bo B1 90o S i g n a l Spins dephase Spins rephase Echo mS M=Mo(1-e-t/T1) P o l a r i z a t i o n mS S i g n a l M S i g n a l M=0 mS S i g n a l M=Moe-t/T2 mS M=0 Bo M Bo 180o FÍSICA DA RNM Alinhamento dos spins pelo campo magnético Bo Pulso de RF rebate os spins a 90° em um plano transversal Spins defasam no plano transversal (relaxamento) Pulso de RF rebate os spins a 180° emitindo o 1° eco Sucessivos rebatimentos a 180° geram os demais ecos resultando em um decaimento exponencial (T2) P o r o s i d a d e i n c r e m e n t a l [ p u ] T2 [msec] 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 0.1 1. 10. 100. 1000. 10000. 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 P o r o s i d a d e a c u m u l a d a [ p u ] Multi exponencial ajustada Ao decaimento dos ecos porosidadeNMR Time [msec] A m p l i t u d e d o s e c o s [ p u ] Domínio de eventos tempo Domínio de T2 (relaxamento) Processamento de inversão PROCESSO DE INVERSÃO DA EXPONENCIAL DE T2 0 20 40 60 80 100 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Tempo (ms) Poro pequeno rápido decaimento Poro grande decaimento lento DECAIMENTO DE T2 E TAMANHO DE POROS A m p l i t u d e d o s e c o s ( p u ) 16 64 256 T2 (ms) I n c r e m e n t a l ∅ ∅ ∅ ∅ ( p u ) 10 15 64 ms 16 ms 256 ms 5 ∅∅∅∅ = 30p.u. t y = 5 . e -t/16 + 10 . e -t/64 + 15 . e -t/256 ∅∅∅∅ = ΣΣΣΣ por . e - t / T2 DECAIMENTO MULTI-EXPONENCIAL DE T2 0.5 ms Tempo Real - mseg Porosidade De Argila Decaimento De Matriz Decaimento Observado Porosidade Fluido Movel (poros grandes) Fluido Irredutível (poros pequenños) Porosidade Fluído Móvel Porosidade Total Porosidade Irredutível T2 Relaxamento de T2 Porosidade independente da litologia - Obtem-se duas medidas de NMR em plugues de tetemunhos para: Sw = 100 Sw = Swir (por centrifugação) - Determina-se o cut-off de T2 quando Sw = Swir na curva porosidade acumulada para Sw=100% Determinação do cut-off de T2 T2 vs. Cumulative Porosity 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 0.1 1.0 10.0 100.0 1000.0 10000.0 T2 (ms) C u m u l a t i v e P o r o s i t y ( p u ) 100% Water Saturated De-Saturated with Isotek De-Saturated with Air T2 cut-off (Sxo = 1.0) T2 cut-off (Sxo = Swir) BVI C u m u l a t i v e P o r o s i t y ( p u ) T2 vs. Incremental Porosity 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 0.1 1.0 10.0 100.0 1000.0 10000.0 T2 (ms) I n c r e m e n t a l P o r o s i t y ( p u ) 100% Water Saturated De-Saturated with Isotek De-Saturated with Air T2 cut-off (Sxo = 1.0) T2 cut-off (Sxo = Swir) I n c r e m e n t a l P o r o s i t y ( p u ) Determinação do cut-off de T2 Heavy oil in formation (100 Cp.) Note the oil peak is seen at lower T2 than water filtrate Light oil in formation (1 centipoise) As ‘A’ but showing effect of short T2 from washouts. (Only rarely seen) Medium oil in formation (10 Cp.) Significant gas volume in formation, reducing porosity (and T2, because of diffusion) Bitumen or tar in formation. Note low porosity (area under T2 curve). 0.3 3000 A B C D E F C A F B E D
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