NMR and well logs petrophysical characterization of sandstone from the maracangalha formation, Bahia, Brazil

The storage and production capacity of reservoir rocks can be estimated through some petrophysics characteristics involving the lithological identification of the constitute rocks, fluids nature in the porous space, porosity, permeability, saturation and clay content. The most popular tools for obta...

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Principais autores: de Souza Penna, Nathália, da Conceição Batista, Joelson, Sousa de Vasconcelos, Suzan
Formato: Online
Idioma:por
eng
Publicado em: Universidade Federal do Rio Grande do Norte
Endereço do item:https://periodicos.ufrn.br/revistadoregne/article/view/24562
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description The storage and production capacity of reservoir rocks can be estimated through some petrophysics characteristics involving the lithological identification of the constitute rocks, fluids nature in the porous space, porosity, permeability, saturation and clay content. The most popular tools for obtaining these petrophysical parameters are the conventional geophysical well logs. However, the determination of petrophysical parameters from tools based on the phenomenon of nuclear magnetic resonance (NMR) has gained prominence in recent decades. In this work, we analyzed rock samples from outcrops in Frades Island region, Bahia, Brazil, through laboratory NMR measurements, to estimate and evaluate the petrophysical properties of the Maracangalha Formation, one of the main hydrocarbons reservoirs in the Recôncavo Basin. The Sandstone samples were characterized in terms of porosity, permeability, saturation, and petrofacies. Finally, we calculated porosity, permeability, and clay content using data from gamma-ray, electrical and density logs, measured in a depth interval interpreted for Maracangalha Formation. These results corroborate with the obtained by NMR since, despite the effects of weathering and erosion on the samples used, the values of porosity and permeability obtained in NMR are in the range of values calculated from these profiles.
publisher Universidade Federal do Rio Grande do Norte
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spelling oai:periodicos.ufrn.br:article-245622022-03-26T00:44:15Z NMR and well logs petrophysical characterization of sandstone from the maracangalha formation, Bahia, Brazil RMN y perfiles geofísico de pozos para la caracterización petrofísica de arenisca de la formación maracangalha, Bahía, Brasil RMN e perfis geofísicos de poços na caracterização petrofísica de arenito da formação maracangalha, Bahia, Brasil de Souza Penna, Nathália da Conceição Batista, Joelson Sousa de Vasconcelos, Suzan The storage and production capacity of reservoir rocks can be estimated through some petrophysics characteristics involving the lithological identification of the constitute rocks, fluids nature in the porous space, porosity, permeability, saturation and clay content. The most popular tools for obtaining these petrophysical parameters are the conventional geophysical well logs. However, the determination of petrophysical parameters from tools based on the phenomenon of nuclear magnetic resonance (NMR) has gained prominence in recent decades. In this work, we analyzed rock samples from outcrops in Frades Island region, Bahia, Brazil, through laboratory NMR measurements, to estimate and evaluate the petrophysical properties of the Maracangalha Formation, one of the main hydrocarbons reservoirs in the Recôncavo Basin. The Sandstone samples were characterized in terms of porosity, permeability, saturation, and petrofacies. Finally, we calculated porosity, permeability, and clay content using data from gamma-ray, electrical and density logs, measured in a depth interval interpreted for Maracangalha Formation. These results corroborate with the obtained by NMR since, despite the effects of weathering and erosion on the samples used, the values of porosity and permeability obtained in NMR are in the range of values calculated from these profiles. La capacidad de almacenamiento y producción de las rocas de yacimientos se puede estimar a través de características petrofísicas como la identificación litológica de las rocas constituyentes, naturaleza de los fluidos en el espacio poroso, porosidad, permeabilidad, saturación y contenido de arcilla. Las herramientas más populares para obtener estos parámetros petrofísicos son los registros geofísicos de pozos. Sin embargo, la determinación de parámetros petrofísicos a partir de herramientas basadas en el fenómeno de la resonancia magnética nuclear (RMN) ha ganado protagonismo en las últimas décadas. En este trabajo, analizamos muestras arenisca de rocas de afloramientos en la región de la Isla Frades, Bahía, Brasil, a través de mediciones de RMN de laboratorio, para estimar y evaluar las propiedades petrofísicas de la Formación Maracangalha, uno de los principales reservorios de hidrocarburos en la Cuenca Recôncavo. Nosotros calculamos la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla utilizando datos de registros de rayos gamma, eléctricos y de densidad, medidos en la formación Maracangalha.  A pesar de los efectos de la intemperie y erosión sobre las muestras utilizadas, los valores de porosidad y permeabilidad obtenidos en RMN se encuentran en el rango de valores calculados a partir de estos perfiles. A capacidade de armazenamento e produção de rochas reservatório pode ser estimada através de características petrofísicas como identificação litológica das rochas, natureza dos fluidos no espaço poroso, porosidade, permeabilidade, saturação e teor de argila. As ferramentas mais populares para a obtenção desses parâmetros petrofísicos são os perfis geofísicos de poços. No entanto, a determinação de parâmetros petrofísicos a partir de ferramentas baseadas no fenômeno da ressonância magnética nuclear (RMN) tem ganhado destaque nas últimas décadas. Neste trabalho, analisamos amostras de rochas de afloramentos na região da Ilha dos Frades, Bahia, Brasil, por meio de medições de RMN em laboratório, para estimar e avaliar as propriedades petrofísicas da Formação Maracangalha, um dos principais reservatórios de hidrocarbonetos da Bacia do Recôncavo. As amostras de arenito foram caracterizadas em termos de porosidade, permeabilidade, saturação e petrofácies. Por fim, calculamos a porosidade, permeabilidade e teor de argila usando dados de perfis de raios gama, elétricos e de densidade, medidos em profundidade na Formação Maracangalha. Esses resultados corroboram os obtidos por RMN uma vez que, apesar dos efeitos do intemperismo e da erosão nas amostras utilizadas, os valores de porosidade e permeabilidade obtidos em RMN estão na faixa dos valores calculados a partir desses perfis. Universidade Federal do Rio Grande do Norte 2021-10-14 info:eu-repo/semantics/article info:eu-repo/semantics/publishedVersion application/pdf application/pdf https://periodicos.ufrn.br/revistadoregne/article/view/24562 Notheast Geoscience Journal; v. 7 n. 2 (2021); 239-252 Revista de Geociências do Nordeste; v. 7 n. 2 (2021); 239-252 2447-3359 10.21680/2447-3359.2021v7n2 por eng https://periodicos.ufrn.br/revistadoregne/article/view/24562/15526 https://periodicos.ufrn.br/revistadoregne/article/view/24562/15527 Copyright (c) 2021 Revista de Geociências do Nordeste

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