03059nmc a2200205 4500 20260520010433.0 260224s xxu CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA MEDIANTE RMN EN MUESTRAS DE LA FORMACIÓN CASTILLO, CGSJ, ARGENTINA 01/09/2022 ; 01/09/2022 15 p. La Formación Castillo, de edad Cretácico Inferior, se caracteriza por una predominancia de depósitos fluviales arenosos con marcado aporte volcaniclástico, alteración y diagénesis que otorgan al reservorio una gran complejidad a la hora de caracterizarlo e interpretarlo. Dada la dificultad de la evaluación petrofísica en formaciones de este tipo a partir de la interpretación de registros de pozo se hace necesaria la calibración de éstos con ensayos de laboratorio. En este sentido la Resonancia Magnética Nuclear (RMN) se ha convertido con el tiempo en una herramienta muy importante. Las mediciones por esta técnica son independientes de la litología y permiten obtener una mayor precisión por sobre el resto de los registros de pozo en la medición de porosidad. El objetivo de este trabajo fue realizar una caracterización de litofacies de la Formación Castillo, en un intento de calibrar los registros de pozo y lograr una mejor comprensión del sistema poroso y de la movilidad de los fluidos. Para ello se realizaron mediciones de RMN sobre testigos laterales, complementados con estudios de petrofísica básica, presión capilar por inyección de mercurio, cortes delgados, susceptibilidad magnética y difracción de rayos X. A partir de los resultados obtenidos se logró la calibración del T2 Cutoff y de la porosidad total del registro de pozo; además por medio del cálculo del factor de relaxividad se convirtió la distribución de T2 en tiempo a la de tamaños de los poros. Por otro lado, a partir de este estudio surge un resultado interesante, la técnica de RMN apropiada en el laboratorio para estudiar los fluidos presentes en este tipo de rocas son los mapas T1-T2 y no T2- Difusión (D). Esto es debido a que el tamaño poral es muy pequeño y se asemeja a los reservorios no convencionales. Por último, se calcularon curvas sintéticas de presión capilar a partir de la curva de T2. Esta técnica novedosa permite obtener la distribución de tamaños de los poros sin inutilizar la muestra. Los resultados del presente trabajo remarcan la importancia de la utilización de RMN en laboratorio en este tipo de reservorios, donde los productos de alteración de las rocas presentes complican las variables petrofísicas dificultando su entendimiento. CONGTP Bedini, Paula 880 Vila, Gabriela 60839 Pedró, Estefanía 58733 Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas (7mo. : 2019 nov. 5 al 8 : Mar del Plata, Argentina) 59344 195122 195122 https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/7CongresoProdDesarrolloReservas2019/Papers/1910.pdf 0 0 0 0 262841 BVIAPG BVIAPG 2026-03-06 200067516 0 200067516 2026-03-06 00:40:05 2026-03-06 ARCHIVO