El desafío en la identificación de fluidos con registros de resonancia magnética nuclear en reservorios de gas y petróleos de baja viscosidad nos ha direccionado al desarrollo de nuevas activaciones de medición. La porosidad medida es función del índice de hidrógeno de los fluidos de la formación que en el caso del agua es igual a 1. Si tomamos en cuenta el GAS, su índice es menor al del agua y al del petróleo por lo que la señal medida es menor dando como resultado una porosidad subestimada. En reservorios de baja presión, la señal de GAS se ve aún más afectada. Los primeros registros de resonancia basaban su análisis en la medición de T2 (tiempo de decaimiento). La identificación de GAS con esta medición resulta compleja debido a su bajo índice de hidrógeno, lo cual resulta en una señal de medición poco concluyente. A esto se le suma que los tiempos del GAS en el espectro de medición T2, dependiendo de la presión y temperatura, son similares a los tiempos del agua irreductible y el agua móvil, generando dificultades para su análisis. Actualmente se pueden realizar mediciones de T1 (tiempo de polarización) cuyos valores de GAS en el espectro de medición son claramente diferentes a los del agua y petróleo. Las nuevas activaciones nos han permitido el uso de nuevas herramientas para interpretaciones petrofísicas como es el caso del análisis 2DFC (Two Dimensional Fluid Characterization), el cual provee mapas 2D mediante las mediciones simultáneas de T1 y T2. La principal aplicación de los mapas 2DFC-T1T2 es la identificación y cuantificación de metano tanto en lodos base aceite como base agua. Ésta nueva metodología de adquisición de datos NMR, además de la información convencional (porosidad total, porosidad de fluido irreductible, calidad de roca y permeabilidad), nos brinda una excelente identificación de gas metano y petróleos de baja viscosidad. Las prognosis de fluidos realizadas a través de los mapas T1-T2 fueron comparadas con datos de producción demostrando la validez del método.