000			02954nam a2200205 4500
005			20260523195442.0
008			260224s xxu
082			_aCD I116 43 0014775
100	1		_aGonzález, Gabriela _922802
100	1		_aAcuña, Carlos alberto _949438
111	2		_aCongreso de Producción (3er : 2006 sept. 19 al 22 : Mendoza) _937249
245	0	0	_aNueva técnica para evaluar saturación de hidrocarburos y estimar la viscosidad del petróleo con una moderna medición de R.M.N. multi-dimensional
260			_bInstituto Argentino del Petróleo y del Gas, IAPG
270			_a14/06/2012 ; 29/11/2006
300			_a15 p.
520			_aEn la Cuenca del Golfo de San Jorge, en Patagonia, la evaluación de formaciones con herramientas convencionales del tipo triple-combo no proporciona información suficientemente satisfactoria para identificar los fluidos presentes en el reservorio. Es por ello que durante décadas, los petrofísicos se esforzaron en mejorar las predicciones basados en perfiles de resistividad y porosidad, y testigos laterales, logrando resultados no concluyentes. Las principales causas son la baja salinidad de agua de formación y el escaso contraste con la salinidad del filtrado de lodo. Además, se trata de una litología compleja que incluye tobas y arcillas, con parámetros de formación (a, m, n) muy variables. Estos son los motivos fundamentales por los cuales la Resonancia Magnética Nuclear (R.M.N), enfocada a la caracterización de hidrocarburos independientemente de la litología, da resultados satisfactorios. Sin embargo queda bastante por hacer y en ese sentido la introducción en la Argentina de una nueva combinación de mediciones RMN, que incluye nuevas secuencias llamadas "Difusion Editing", adquiridas con una herramienta de patín y de gradiente de campo magnético, y acompañadas de un proceso de interpretación multi-dimensional, aporta una nueva forma de identificar y deducir propiedades especificas de los fluidos del reservorio. Esa novedosa técnica de caracterización de los Fluidos con Resonancia Magnética (o M.R.F. por sus siglas en Inglés), basada en la inversión simultánea en 3D de numerosas secuencias de medición de tiempo de relajación nuclear, ofrece ahora nueva información para distinguir "in-situ" el petróleo, del gas o del agua. Adicionalmente, pueden ser evaluados el índice de viscosidad del petróleo y su calidad API de cada posible intervalo productor . En éste trabajo se presentan los resultados de la aplicación de ésta nueva metodología en dos pozos piloto de la Cuenca del Golfo San Jorge y se mostrará como la misma puede proporcionar información que no aportan otras metodologías lo que da lugar a una evaluación de formaciones más completa.
856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/cgi-bin/koha/opac-retrieve-file.pl?id=a579995bfa4b06540dd0b5ddf6cdabab
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