Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestre

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Nuevas dimensiones en
tecnología sísmica terrestre
La moderna tecnología de adquisición y procesamiento de datos sísmicos marinos
ha llegado a tierra firme. Ahora se dispone de un sistema integrado de sensores unitarios, de alta resolución y alta fidelidad, que puede ser utilizado en tierra firme. Esta
tecnología marca un significativo paso adelante en lo que respecta a exploración,
desarrollo y producción de campos petroleros.
Malik Ait-Messaoud
Mohamed-Zerrouk Boulegroun
Aziza Gribi
Rachid Kasmi
Mahieddine Touami
Sonatrach
Argel, Argelia
Boff Anderson
Peter Van Baaren
WesternGeco
Dubai, Emiratos Árabes Unidos
Adel El-Emam
Ghassan Rached
Kuwait Oil Company
Kuwait
Andreas Laake
Stephen Pickering
WesternGeco
Gatwick, Inglaterra
Nick Moldoveanu
WesternGeco
Houston, Texas, EUA
Ali Özbek
Cambridge, Inglaterra
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Mark Daly, Jean-Michel Pascal Gehenn, Will
Grace, Dominic Lowden y Tony McGlue, Gatwick,
Inglaterra; Mark Egan y Norm Pedersen, Houston, Texas;
Zied Ben Hamad, Lagos, Nigeria; Mahmoud Korba, Argel,
Argelia; y Andrew Smart, Kuwait.
DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica
Dipolar), Q-Borehole y VSI (herramienta de generación de
Imágenes Sísmica Versátil) son marcas de Schlumberger.
Omega2, Q-Land, Q-Marine, VIVID y Well-Driven Seismic
son marcas de WesternGeco.
48
La tecnología sísmica ha logrado hazañas asombrosas en las actividades de exploración y
producción de las últimas décadas. El avance
hacia la adquisición sísmica y la representación
del subsuelo en tres dimensiones (3D), introducido en la década de 1980, constituyó quizás el
paso más importante.1 Otro paso, fue el desarrollo de los datos sísmicos de cuatro dimensiones
(4D), o datos sísmicos de repetición, utilizados
para vigilar rutinariamente (monitorear) cómo
cambian las propiedades de los yacimientos,
tales como distribución de fluidos, temperatura
y presión durante la vida productiva de un
campo petrolero.2 La introducción de la técnica
de adquisición de datos sísmicos de componentes múltiples con el registro de las señales de
ondas de corte, además de los datos de ondas
compresionales, proporcionó una herramienta
para la caracterización de rocas y la identificación de los tipos de fluidos alojados en los poros.3
Con el crecimiento continuo de la demanda
mundial de petróleo y gas, el énfasis de la industria del petróleo y el gas se ha trasladado hacia
la exploración de yacimientos más complejos y
más profundos y el mejoramiento de la producción de los activos existentes. La vida productiva
de un campo puede prolongarse mediante la
delineación de las zonas de petróleo y gas pasadas por alto y a través de la colocación óptima
de los pozos de producción e inyección. El monitoreo proactivo del comportamiento de los
fluidos de yacimiento—saturación y presión—
con el tiempo, permite la implementación de
acciones correctivas antes de que se vea afectada la producción.
Para todas estas aplicaciones, el geofísico, el
geólogo y el ingeniero de yacimientos requieren
datos confiables y repetibles de resolución
excepcional, que puedan ajustarse con respecto
a un objetivo de yacimiento específico. Contar
con una resolución de datos excepcional significa disponer de datos con mayor contenido de
frecuencia y un bajo nivel de ruido coherente y
no coherente, preservando al mismo tiempo la
fidelidad de la señal.4
Durante varias décadas, la batalla entre la
señal y el ruido condujo a la industria sísmica a
buscar alternativas para suprimir el ruido y
mejorar la señal. La señal es una representación
verdadera de la reflexión real que corresponde a
cambios producidos en las características de las
rocas, tales como litología, porosidad y estructura del subsuelo. Tanto el ruido, que puede ser
coherente o no coherente, como la absorción de
las frecuencias más altas en la Tierra oscurecen
la verdadera naturaleza de la señal.
Este artículo examina un nuevo sistema integrado de adquisición y procesamiento de la señal
con sensores unitarios, que provee mediciones
previamente imposibles de obtener con el sistema convencional de registración de datos
sísmicos. Algunos ejemplos de activos productivos
de Kuwait y Argelia ilustran la calidad superior de
estos datos en términos de fidelidad de la señal y
contenido de frecuencia, en comparación con los
datos adquiridos con métodos convencionales.
Oilfield Review
Sarta de
geófonos
Suma de
análogos
Sensor
unitario
Sistema de
adquisición
de campo
Formación de
grupos digitales
Sistema de
adquisición
de campo
Disco rígido/
procesamiento
Cinta de
campo
Datos convencionales
Datos Q-Land
Desafíos que plantea la
adquisición terrestre convencional
La técnica de registración sísmica con sensores
unitarios ha estado disponible desde los primeros días de la exploración sísmica. El principio
que la subyace es simple. Una fuente de impulsos, tal como la dinamita, o una fuente de
frecuencia controlada, tal como una placa vibratoria en un camión, envía energía acústica hacia
el interior de la Tierra.5 Esta energía se propaga
en varias direcciones diferentes. La energía que
viaja hacia abajo se refleja y se refracta cuando
encuentra el límite entre dos materiales con
propiedades acústicas diferentes. Los sensores o
los geófonos colocados en la superficie miden la
energía acústica reflejada, convirtiéndola en una
señal eléctrica que se muestra como una traza
sísmica.6
Una de las complicaciones que presenta la
adquisición sísmica terrestre es que, a diferencia de los datos marinos, una línea sísmica
raramente se registra en línea recta debido a la
presencia de obstrucciones naturales y artificiales tales como lagos, edificios y caminos. Aún
más importante es el hecho de que la variación
de la cota topográfica hace que las ondas sonoras lleguen a los geófonos de registración con
diferentes tiempos de tránsito. La capa superficial de la Tierra también puede variar
considerablemente en lo que respecta a su composición, pasando de sedimentos aluviales
blandos a rocas duras. Esto significa que la velocidad de las ondas sonoras transmitidas a través
de esta capa de superficie puede ser altamente
variable. Habitualmente, se utilizan correcciones estáticas—un corrimiento aparente en el
1. Beckett C, Brooks T, Parker G, Bjoroy R, Pajot D, Taylor P,
Deitz D, Flaten T, Jaarvik J, Jack I, Nunn K, Strudley A y
Walker R: “Reducing 3D Seismic Turnaround,” Oilfield
Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 23–37.
2. Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R,
Khazanehdari J, Pickering S y Smith P: “Time Will Tell:
“El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos
sísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño
de 2004): 6–17.
3. Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R,
Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las
diversas facetas de los datos sísmicos de componentes
múltiples,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.
4. El ruido coherente es la energía sísmica indeseada que
muestra una fase consistente entre una traza sísmica y
otra. Esta energía puede consistir en ondas que viajan a
través del aire a velocidades muy bajas, tales como las
ondas aéreas o el chorro de aire, y la onda superficial
ground-roll que viaja a través del tope de la capa
superficial, también denominada capa meteorizada. La
energía confinada en una capa, también conocida como
múltiples, es otra forma de energía coherente. La
energía no coherente corresponde típicamente a ruido
generado por fuentes no sísmicas, tales como el ruido
del viento, el ruido producido por el movimiento de
vehículos, la interferencia de las líneas eléctricas aéreas
o de las líneas de alta tensión, las antorchas de gas y las
plantas de inyección de agua.
5. Una fuente de vibración envía un barrido de frecuencia
controlada hacia el interior de la Tierra. Los datos
registrados son convolucionados posteriormente con el
barrido original para producir una señal útil.
6. Cada traza consiste de un registro que corresponde a un
solo par fuente-receptor. En la práctica, las trazas
provenientes de una fuente son registradas
simultáneamente en varios receptores. Luego, las
fuentes y receptores se desplazan a lo largo de la línea
del levantamiento y se realiza otra serie de registros.
Cuando una onda sísmica viaja desde una fuente hasta
un reflector y de vuelta al receptor, el tiempo
transcurrido es el tiempo de tránsito doble (ida y vuelta).
El punto común de reflexión (CDP, por sus siglas en
inglés) es el punto ubicado en el medio de la trayectoria;
está situado verticalmente debajo del punto medio
común. La selección de las trazas a través de la
recolección de aquellas que poseen el mismo punto
medio en el subsuelo se denomina colección de trazas
de punto medio común (CMP, por sus siglas en inglés). El
número de trazas sumadas o apiladas se denomina
apilamiento nominal. Por ejemplo, en los datos de
apilamiento nominal de 24, cada traza apilada representa
el promedio de 24 trazas. En el caso de las capas
inclinadas, no existe ningún punto común de reflexión
compartido por fuentes y receptores múltiples de
manera que es necesario proceder al procesamiento
DMO (delta-t debido al echado (dip-moveout) para
reducir la dispersión o la mezcla desordenada de datos.
Para más información sobre registros sísmicos, consulte:
Farmer P, Gray S, Whitmore D, Hodgkiss G, Pieprzak A,
Ratcliff D y Whitcombe D: “Structural Imaging: Toward a
Sharper Subsurface View,” Oilfield Review 5, no. 1
(Enero de 1993): 28–41.
Ashton CP, Bacon B, Mann A, Moldoveanu N, Déplanté
C, Ireson D, Sinclair T y Redekop G: “3D Seismic Survey
Design,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 19–32.
Invierno de 2005/2006
49
tiempo, aplicado a una traza sísmica—en el
procesamiento sísmico para compensar estas
diferencias en las elevaciones de las fuentes y
los receptores y las variaciones de la velocidad
de superficie.7
Otro problema importante en la adquisición
de datos terrestres es que las fuentes terrestres
típicamente generan energía que viaja horizontalmente cerca de la superficie, lo que también se
conoce como ondas aéreas y ruido de superficie.
Fuente
sísmica
Arreglo de receptores
Longitud del arreglo de receptores: 45.76 m
7m
Geófono
2.08 m
4.16 m
> Adquisición convencional en tierra firme. La energía sísmica registrada en
los receptores arriba a diferentes tiempos debido a las diferencias de elevación y a las variaciones de la velocidad de superficie (extremo superior). En
los procesos de adquisición convencionales, varias sartas de geófonos cableadas entre sí promedian las mediciones de los sensores individuales y
proporcionan una traza de salida, cuya posición es denotada por el centro de
gravedad del arreglo, indicado con el punto rojo (extremo inferior). La traza
de salida resultante posee una frecuencia generalmente más baja que cada
una de las señales de entrada y la amplitud es más pequeña que la suma de
las amplitudes individuales, fenómeno que se conoce como efecto del arreglo.
∆t
Intervalo de
muestreo
Señal sísmica muestreada en forma insuficiente
Señal sísmica muestreada correctamente
> Efecto de desdoblamiento del espectro (aliasing). El muestreo a una frecuencia inferior a la frecuencia más alta presente en la señal (curva roja) se traduce en muestras insuficientes para captar todos los picos y valles presentes
en los datos. El muestreo inadecuado no sólo hará que se pierda la información de las frecuencias más altas, sino que también la señal será definida
incorrectamente (curva azul).
50
Los arreglos de sensores convencionales, consistentes en sartas (ristras) de geófonos, se basan
en el supuesto de que la energía que viaja en sentido ascendente, o la onda reflejada, arriba al
arreglo esencialmente en forma vertical y simultánea, mientras que el ruido superficial arriba
principalmente en forma horizontal y secuencial.
Para cancelar este ruido generado por la fuente,
se suman los grupos de receptores—arreglos—
distribuidos en forma espacial.8 En condiciones
ideales, este proceso produce una atenuación del
ruido y un mejoramiento de la señal.
No obstante, los arreglos convencionales presentan sus propios inconvenientes. En la realidad,
el arreglo de sensores a menudo no está ubicado
en un terreno llano y homogéneo, de manera que
los cambios locales en la elevación y la geología
de superficie producen fluctuaciones en el tiempo
de arribo de la señal (izquierda). Estas fluctuaciones se conocen como perturbaciones
intra-arreglo. El arreglo de sensores cableados
suma instantáneamente todas las trazas y, en el
caso de las perturbaciones intra-arreglo, esto conduciría a una cancelación parcial de la señal. La
traza de salida resultante se encontraría a una
frecuencia más baja que cada una de las señales
de entrada y la amplitud sería menor que la suma
de las amplitudes individuales, fenómeno que se
conoce como efecto del arreglo.
El fenómeno de desdoblamiento del espectro
(aliasing) constituye un problema muy conocido
que surge cuando el intervalo de muestreo de
una señal es inadecuado para captar las frecuencias más altas de la señal.9 No sólo se pierde la
información contenida en las frecuencias más
altas, sino que además es representada incorrectamente (izquierda). El fenómeno de aliasing
constituye una consideración para el muestreo
espacial también, no sólo para el muestreo
temporal. La onda superficial ground-roll típicamente contiene varias longitudes de onda
diferentes—relacionadas con la distancia existente entre los picos sucesivos de una forma de
onda—que son más cortas que el intervalo entre
grupos típico o la distancia que existe entre los
centros de gravedad del arreglo de receptores en
un levantamiento convencional. Debido al
muestreo insuficiente de la energía de la onda
superficial ground-roll, esta energía es muestreada en forma deficiente y se la inserta dentro
del ancho de banda de la señal, produciendo
ambigüedad entre la señal y el ruido.
Las pruebas de longitudes de arreglos variables han demostrado la degradación de la
calidad de la señal, causada por el incremento
del tamaño del arreglo (próxima página). Para
los arreglos de receptores con desplazamientos
más largos, el tiempo de arribo de la señal puede
Oilfield Review
0.0
Prim
er q
uie
Arreglo de 16 m
Arreglo de 32 m
bre
0.5
Ondas refle
jada
s
da
On
1.0
icia
er f
l gr
1.5
oll
d-r
oun
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
sup
Invierno de 2005/2006
Sensores puntuales con
un espaciamiento de 2 m
en inglés). Un análisis de la variación de las
amplitudes de las reflexiones con la distancia
fuente-geófono, o desplazamiento, proporciona
ciertos conocimientos valiosos de las propiedades de los yacimientos, tales como litología,
porosidad y fluidos alojados en los poros.11
2.0
2.5
érea
7. Ongkiehong L y Askin HJ: “Towards the Universal
Seismic Acquisition Technique,” First Break 6, no. 2
(1988): 46–63.
8. Newman P y Mahoney JT: “Patterns—With a Pinch of
Salt,” Geophysical Prospecting 21, no. 2 (1973): 197–219.
9. El fenómeno de desdoblamiento del espectro (aliasing)
es la ambigüedad que surge como resultado de un muestreo insuficiente. Este fenómeno tiene lugar cuando la
señal es muestreada a un intervalo de muestreo menor
que el doble del ciclo. La frecuencia más alta definida
por un intervalo de muestreo se denomina frecuencia de
Nyquist y es igual a la inversa de 2∆t, donde ∆t es el
intervalo de muestreo. Las frecuencias más altas que la
frecuencia de Nyquist se “replegarán” o se “cerrarán.”
Esta situación se puede observar en los videos o en las
películas cinematográficas: las ruedas de rayos de las
carretas tiradas por caballos a veces parecen estar
retrocediendo en lugar de ir hacia adelante. El fenómeno de aliasing puede evitarse a través de un muestreo
espacial más fino, que sea como mínimo el doble de la
frecuencia de Nyquist de la forma de onda.
10. El-Emam A, Moore I y Shabrawi A: “Interbed Multiple
Prediction and Attenuation: Case History from Kuwait,”
presentado en la Exposición Internacional y 75ª Reunión
Anual de la SEG 2005, Houston, (6 al 11 de noviembre de
2005).
11. Roden R y Latimer R: “An Introduction—Rock
Geophysics/AVO,” The Leading Edge 22, no. 10
(Octubre de 2003): 987.
crucial en todas las facetas de la interpretación
estratigráfica, incluyendo la inversión sísmica
antes de apilar, la variación de la amplitud con
el desplazamiento (AVO, por sus siglas en inglés)
y la interpretación de la variación de la amplitud
con el ángulo de incidencia (AVA, por sus siglas
Onda a
variar significativamente en cualquiera de los
dos extremos del arreglo, reduciendo las frecuencias más altas cuando se suman dentro del
grupo. En consecuencia, así como es necesario
el muestreo temporal adecuado de la traza registrada para registrar con éxito una frecuencia
dada, también se requiere un intervalo entre
grupos suficientemente pequeño para registrar
una frecuencia espacial en particular.
Un problema común a todo el proceso de
adquisición sísmica es la energía confinada entre
las capas del subsuelo, que se conoce como múltiples internas y que son causadas por la existencia
de un fuerte contraste de velocidad de transmisión del sonido entre las capas. Esto tiene lugar
cuando la energía proveniente de la fuente se
refleja más de una vez en su trayectoria. Las múltiples internas se asemejan a una pelota que
rebota y queda atrapada entre dos capas, que
continúa rebotando hasta que pierde su energía.
Los datos sísmicos de pozos que se adquieren
cuando las fuentes están emplazadas en la superficie y los receptores están anclados en un pozo,
ayudan a identificar las interfaces que generan
estas múltiples internas. Los desarrollos que han
tenido lugar recientemente en los métodos guiados por datos y el empleo de datos de perfiles
sísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés)
para guiar el proceso de atenuación de múltiples
sísmicas de superficie, tales como el método de
Predicción de Múltiples Internas (IMP, por sus
siglas en inglés), se muestran promisorios.10
La calidad del conjunto de datos sísmicos sin
procesar es fundamental para el logro de una
resolución de frecuencia superior y una alta
relación señal-ruido. La preservación de la
amplitud y la fase de las señales de entrada es
3.0
3.5
4.0
0
200
400
Desplazamiento, m
0
200
400
Desplazamiento, m
0
400
200
Desplazamiento, m
Primer arreglo
Segundo arreglo
Tercer arreglo
Intervalo entre grupos
Canal 1
Canal 2
Canal 3
> Degradación de la señal con un incremento del tamaño del arreglo. Se llevó a cabo una prueba de
fuentes puntuales y receptores puntuales con sensores unitarios, con un espaciamiento de 2 m [6.6 pies]
entre sí y una fuente de vibración unitaria. Se formó un arreglo de 16 m [53 pies] mediante la suma de
grupos de nueve geófonos consecutivos y la asignación de la señal sumada a un canal ubicado en el
centro de gravedad del arreglo (extremo inferior). El intervalo entre grupos es la distancia existente entre
canales consecutivos. De un modo similar, se formó un arreglo de 32 m [105 pies] sumando grupos de
17 geófonos consecutivos. Mediante el empleo de un espaciamiento de 2 m entre los sensores, los tipos
de ondas se registraron sin que se produjera aliasing (extremo superior izquierdo). Cuando los sensores se agruparon en arreglos de longitud creciente de 16 m (extremo superior central) y 32 m (extremo
superior derecho), primero la onda aérea, luego la onda superficial ground-roll y finalmente los primeros
quiebres se desdoblaron hacia las frecuencias más bajas, lo que se puso de manifiesto como áreas
de señales de bandas cruzadas en el dominio de los puntos de tiro. El fenómeno de aliasing también se
manifiesta como un repliegue de la energía acústica en el dominio del número de onda de frecuencia,
que no se muestra en esta gráfica. (Cortesía de Shell).
51
Dado que los datos terrestres a menudo
exhiben relaciones señal-ruido pobres, como
resultado de la existencia de geometrías irregulares y la contaminación por ruido, era necesario
un cambio fundamental en los métodos de adquisición y procesamiento de datos sísmicos.
Un cambio en la filosofía de adquisición
A comienzos de la década de 1990, WesternGeco
puso en marcha un extensivo proyecto de investigación de la sensibilidad de las ondas
compresionales (Ondas P), que produjo un cambio fundamental en la filosofía de adquisición.
Los experimentos llevados a cabo sobre las señales sintéticas revelaron los efectos de las
correcciones estáticas de fuentes y receptores,
de las especificaciones de los dispositivos electrónicos de registración, de la distorsión de fase
de la fuente y de la sensibilidad de los receptores
sobre las ondas P (abajo).
Excluyendo el ruido coherente generado por
la fuente, el ruido ambiente y el barrido de frecuencia de la fuente, los efectos predominantes
sobre la relación señal-ruido se deben a la presencia de perturbaciones que no pudieron
corregirse dentro de un arreglo analógico. Factores tales como las correcciones estáticas de
fuentes y receptores, el acoplamiento del geófono
al terreno, la posición e inclinación de los geófonos, el posicionamiento de la fuente y la
Perturbación
Sistema
Distorsión
Tolerancia de ganancia
Sincronización
Receptor
Distorsión de harmónicas
Sensibilidad del geófono
Frecuencia natural
Temperatura
Acoplamiento
Inclinación
Posición del sensor
Fuente
Distorsión de harmónicas
Amplitud
Fase
Posición de la fuente
Estáticas
0
Estáticas de receptores
Estáticas de fuentes
100
-10
31.6
-20
10
-30
3.16
distorsión de amplitud y fase en las fuentes fueron más importantes que los cambios de
hardware realizados en el geófono o en el sistema de registración en sí. Un error pequeño de
1 ms en las correcciones estáticas de los receptores se traduce en la introducción de -29 dB de
ruido respecto de la señal. Dichos errores estáticos se observan comúnmente en un grupo de
receptores analógicos convencionales.
El conocimiento adquirido a partir de estos
experimentos se utilizó con el fin de diseñar y
construir el sistema sísmico terrestre de sensores
unitarios Q-Land para reducir los efectos de estas
perturbaciones, encarando al mismo tiempo el
tema de la eliminación del ruido coherente, tal
como el ruido de superficie. Un espaciamiento
entre receptores equivalente a la mitad (o menos
de la mitad) de la longitud de onda de la onda
superficial ground-roll resultaría adecuado para
muestrear el ruido de superficie sin que se
produzca aliasing. Así como el fenómeno de aliasing temporal surge del muestreo insuficiente en
el dominio del tiempo, un intervalo grande entre
receptores conduce a un fenómeno de aliasing
espacial.
El nuevo sistema Q-Land digitaliza cada uno
de los sensores en la ubicación de registración
(próxima página, extremo superior). Para lograr
este muestreo espacial fino, el sistema de registración requiere un incremento masivo del
Error de señal en dB
-60
-40
-50
1
0.32
0.1
-70
0.03
-80
0.01
-90
-100
0.003
Error de señal, %, intervalo de confidencia, 95%
> Tabla de sensibilidad de las ondas P para la adquisición terrestre. Se realizaron experimentos en
señales sintéticas para comprender el efecto de las perturbaciones tales como las correcciones
estáticas de las fuentes y los receptores, los dispositivos electrónicos de registración, la distorsión
de fase de la fuente y la sensibilidad de los receptores. La tabla indica que los cambios de hardware
realizados en el receptor o en el sistema de registración poseen un error de señal bajo, en comparación con otros factores que producen un error de señal significativamente mayor. La capacidad de
efectuar correcciones por estas perturbaciones de orden superior permite la preservación de la
fidelidad de la señal y del ancho de banda en los datos sísmicos.
52
número de canales activos. Un canal activo significa que los receptores están conectados para
registrar en forma simultánea. Comparado con un
sistema convencional típico con un alto número
de canales, que puede constar de 4,000 a 5,000
canales que registran en vivo, el nuevo sistema de
adquisición con receptores puntuales posee
20,000 o más canales activos. El sistema Q-Land
es el primero en implementar una metodología
integrada de adquisición y procesamiento de la
señal con receptores puntuales.
El mismo concepto es aplicable a las fuentes
sísmicas. El arreglo de fuentes puede ser reemplazado por fuentes puntuales. Además, para
evitar el fenómeno de aliasing en el dominio de
punto medio común, el intervalo entre fuentes
debería ser pequeño y, como ideal, igual al intervalo entre receptores. La nueva técnica de
registración con fuentes puntuales y receptores
puntuales reemplaza al método convencional
que emplea arreglos de sensores y fuentes, para
atenuar el ruido y mejorar la relación señalruido.12 El registro de datos sísmicos a través de
receptores puntuales en lugar de arreglos de
receptores analógicos posee diversas ventajas
potenciales, incluyendo mejores soluciones estáticas, estimación de la velocidad, preservación
de la amplitud, retención del ancho de banda y
atenuación del ruido.
Esta metodología de fuentes puntuales y
receptores puntuales incrementa el volumen de
datos en más de un orden de magnitud. Los avances en términos de transmisión de datos y poder
computacional han posibilitado el desarrollo y
despliegue de este sistema de registración que
posee un alto número de canales y resulta eficaz
desde el punto de vista de sus costos.
Un nuevo sistema de adquisición
y procesamiento integrado
El nuevo sistema Q-Land corresponde a una tecnología de adquisición y procesamiento sísmicos
con 20,000 canales activos. El intervalo de muestreo típico para el sistema es de 2 ms. No
obstante, el sistema Q-Land puede registrar con
30,000 canales activos si el intervalo de muestreo
se cambia a 4 ms. El registro digital del campo de
ondas entrante, en las posiciones de los receptores densamente espaciados, asegura que la señal
y el ruido registrados sean muestreados correctamente y por lo tanto no se desdoblen hacia las
bajas frecuencias.
En la geometría de adquisición del sistema
Q-Land, una línea fuente y una línea receptora
que son ortogonales entre sí forman un tendido
cruzado. Luego, estas líneas se repiten espacial12. Ongkiehong y Askin, referencia 7.
Oilfield Review
mente dentro del área de adquisición. Cada par
de fuente-receptor genera una traza que corresponde a un punto medio del subsuelo. Si los
puntos medios que corresponden a todos los
pares de fuentes-receptores se representan en
celdas (bins), siendo el tamaño de una celda
igual a la mitad del intervalo entre receptores por
la mitad del intervalo entre fuentes, cada celda
será un punto medio correspondiente a una
cobertura de apilamiento nominal simple (apilamiento o número de reflexiones en el mismo
punto = 1). De este modo, los tendidos cruzados
proveen subconjuntos de apilamiento nominal
simple del campo de ondas continuo, muestreado
en forma suficientemente fina como para prevenir el fenómeno de aliasing del ruido coherente,
a través del cual se genera un volumen de tendido
cruzado (abajo).
> Sistema de adquisición y procesamiento Q-Land.
Una línea de receptores se tiende en forma perpendicular a una línea de fuentes y cada punto
fuente es registrado por cada punto receptor. El
ejemplo muestra 10 líneas receptoras con una
separación de 200 m [656 pies], con 1,824 receptores puntuales por línea receptora, lo que resulta
en 18,240 receptores activos (extremo superior).
En la técnica de formación de grupos digitales que
utiliza el sistema de procesamiento del programa
Omega2, las trazas sísmicas de los geófonos individuales poseen correcciones por perturbaciones
efectuadas en cada geófono (extremo inferior).
Luego se aplican filtros adaptivos en varias trazas
para suprimir el ruido coherente. A continuación,
puede producirse una traza de salida desde varios
sensores con el intervalo de muestreo espacial
que se desee.
1,824 receptores por línea
Línea fuente
Líneas receptoras con 200 m de separación
Sensores
Fuentes
Línea receptora
Señales digitales
provenientes de
sensores
individuales
Sistema de
adquisición
de campo
Formación de
grupos digitales
Disco rígido/
procesamiento
Línea re
Línea fuente
ceptora
Tiempo
Área de
cobertura
de punto
medio común
Línea fuente
Línea receptora
> Una visualización tridimensional (3D) del volumen del tendido cruzado. Una configuración de tendido cruzado se obtiene mediante el despliegue de los
receptores a lo largo de una línea orientada en una dirección y la colocación de las fuentes a lo largo de una línea ortogonal (derecha). Cada par fuentereceptor genera información desde un punto del subsuelo que, para una superficie plana, se encuentra ubicado en el punto medio entre la fuente y el
receptor (área gris). En este ejemplo de configuración de tendido cruzado, en el que el receptor muestrea a 5 m [16 pies] y la fuente a 20 m [66 pies], la
cobertura del subsuelo es de apilamiento nominal simple. Una vista tridimensional del volumen del tendido cruzado muestra que el ruido de superficie
está confinado dentro de un volumen de forma cónica, lo que hace que su remoción o atenuación mediante filtros 3D en el dominio del número de onda
de frecuencia resulte más efectiva (izquierda).
Invierno de 2005/2006
53
las ondas aéreas y del ruido inducido por las
antorchas. Existen distintas maneras de atenuar
el ruido mediante el empleo de técnicas de filtrado digital. No obstante, el diseño de filtros
digitales 3D óptimos es importante para explotar
el potencial del registro con receptores puntuales.
Un filtro ideal pasaría todas las frecuencias
deseadas del filtro pasa banda sin ninguna distorsión y rechazaría completamente todas las
frecuencias que se encuentran fuera del rango de
interés, lo que se denomina banda de frecuencias
suprimidas. La respuesta ideal del filtro espacial
antialias también sería azimutalmente isotrópica; es decir, que la respuesta del arreglo sería
igual para la energía que arriba desde todos los
ángulos. Existen dos problemas asociados con el
desempeño del filtro antialias para la adquisición de datos convencionales: el rechazo
imperfecto de los niveles de ruido azimutalmente
variables en la banda de frecuencias suprimidas y
una respuesta plana imperfecta en el filtro pasa
0
-10
Magnitud, dB
0
-10
-20
-30
-40
0.10
-50
-0.06
-0.08
- 0.10
0.02
/m
,1
0
kx
a
d
-0.02
on
de
-0.04
o
r
e
-0.06
úm
N
-0.08
-0.10
-30
-40
0.10
0.08
0.06
0.08
0.04
0.06
Nú
0.04
me
0.02
ro
de
0
on
da
k , -0.02
y 1
/m
-0.04
-20
0.10
0.06
0.08
banda (abajo). La técnica Q-Land consistente en
convertir una geometría de adquisición ortogonal
en tendidos cruzados, se adecua particularmente
a la aplicación de filtros antialias tridimensionales. Una técnica de filtrado basada en el método
APOCS—método de proyecciones alternas sobre
conjuntos convexos—constituye un enfoque efectivo que resulta óptimo en la geometría de
tendidos cruzados.14
El último paso es el muestreo espacial reiterado de los datos de salida, de acuerdo con el
intervalo entre grupos deseado. Los arreglos
analógicos, una vez tendidos en el campo, carecen prácticamente de flexibilidad para ajustar el
intervalo de muestreo de salida, mientras que
con la técnica de formación de grupos digitales,
es posible cualquier muestreo de salida hasta la
granularidad de los sensores individuales.
Mientras que los datos de los arreglos convencionales pueden proveer resultados razonables
para la interpretación estructural, el análisis de
-50
0.08
0.10
dB
Magnitud, dB
Luego se aplican algoritmos sofisticados en
una técnica de procesamiento que se denomina
formación de grupos digitales (DGF, por sus
siglas en inglés). La técnica DGF comprende
tres pasos principales. El primero es la corrección de cada geófono por las perturbaciones
intra-arreglo, tales como diferencias de amplitud y elevación y variaciones de la velocidad de
superficie. Después de agrupar las salidas de los
geófonos, el resultado es una señal con un contenido de frecuencia similar al de las trazas
individuales y una amplitud casi idéntica a la
suma de las amplitudes individuales. Este paso
es similar al aplicado en el sistema de sísmica
marina con sensores unitarios Q-Marine.13
El segundo paso aplica filtros adaptivos para
la supresión del ruido. La atenuación del ruido
puede incluir, sin que implique limitación, atenuación del ruido coherente y ambiente,
cancelación de la interferencia producida por las
líneas eléctricas de alto voltaje y atenuación de
0
-10
-20
-30
-40
-50
0.04
0.06
Nú
0.04
me
0.02
ro
de
0
on
da
k , -0.02
y 1
/m
-0.04
-0.06
-0.08
- 0.10
0.02
/m
,1
0
kx
a
d
-0.02
on
de
-0.04
o
r
e
-0.06
úm
N
-0.08
-0.10
> Respuesta tridimensional del filtro espacial antialias. Se ilustra el problema del ruido indeseado que contamina el área del ancho de banda de la señal.
La respuesta del filtro espacial antialias muestra la amplitud en el eje vertical y los números de onda a lo largo de los dos ejes horizontales, kx y ky, en las
direcciones x e y. El color representa la magnitud en dB. Un filtro eficiente pasaría la señal que se encuentra alrededor de k=0, y suprimiría o rechazaría
cualquier ruido para todas las demás direcciones para k 0. En lo que respecta a un arreglo de receptores de 16 m convencional, el ruido se filtra en la
señal desde casi todos los azimuts (izquierda). Contrariamente, para los datos de receptores puntuales, el filtro antialias que utiliza la técnica de diseño
de filtros APOCS muestra la efectividad del filtro en cuanto al rechazo del ruido (derecha).
13. Christie P, Nichols D, Özbek A, Curtis T, Larsen L, Strudley
A, Davis R y Svendsen M: “Raising the Standards of
Seismic Data Quality,” Oilfield Review 13, no. 2 (Verano
de 2001): 16–31.
14. Una conocida técnica matemática, denominada APOCS,
es una técnica iterativa que obtiene parámetros de filtro
para eliminar el ruido coherente. El algoritmo, que opera
en el espacio 3D, cambia constantemente entre el
dominio del muestreo—con el tiempo en un eje, y las
direcciones x e y en los otros dos ejes—y el dominio de
la transformada de frecuencia—con la frecuencia en un
eje y el número de onda en las direcciones x e y, kx y ky,
en los otros dos. El número de onda es la inversa de la
longitud de onda y representa la frecuencia de la onda
54
en el espacio. Para más información sobre la técnica
APOCS, consulte: Özbek A, Hoteit L y Dumitru G: “3-D
Filter Design on a Hexagonal Grid for Point-Receiver
Land Acquisition,” Taller de Investigación de la EAGE,
Avances en la Tecnología de Adquisición Sísmica,
Rodas, Grecia, 20 al 23 de septiembre de 2004.
Quigley J: “An Integrated 3D Acquisition and Processing
Technique Using Point Sources and Point Receivers,”
Resúmenes Expandidos, Exposición Internacional y 74a
Reunión Anual de la SEG 2004, Denver, (10 al 15 de
octubre de 2004): 17–20.
15. Shabrawi A, Smart A, Anderson B, Rached G y
El-Emam A: “How Single-Sensor Seismic Improved
Image of Kuwait’s Minagish Field,” First Break 23, no. 2
(Febrero de 2005): 63–69.
16. El sistema Q-Borehole optimiza todos los aspectos de
los servicios de sísmica de pozo, desde la planeación de
las operaciones hasta la adquisición, procesamiento e
interpretación de los datos. Los datos de registros de
pozos, datos VSP y datos sísmicos de superficie se
combinan para construir un modelo de propiedades de
las velocidades verticales, los factores de atenuación de
frecuencia, la anisotropía relacionada con las variaciones verticales de las velocidades de intervalo y el
campo de ondas de múltiples. El modelo se utiliza luego
para lograr un mejoramiento del procesamiento y la
calibración de los datos sísmicos de superficie en el
proceso Well-Driven Seismic.
Oilfield Review
Invierno de 2005/2006
miento del yacimiento, era obvio que se necesitaba un cambio escalonado en la metodología de
adquisición para reducir la señal no coherente y
el ruido coherente.
Cuatro vibradores agrupados estrechamente
para formar un rectángulo de 12.5 m [41 pies]
por 5 m [16.4 pies] vibraban en forma sincrónica, a un 60% de su capacidad de potencia
máxima de 80,000 lbf [356 kN]. El hecho de operar con una potencia inferior a la potencia de
pico proporcionaba una baja distorsión en la
fuente sísmica. Los vibradores se instalaron lo
más cerca posible entre sí para simular una
fuente puntual, maximizando al mismo tiempo la
entrada de energía en la Tierra. El sistema QLand registró 14,904 canales, con un intervalo
de muestreo de 2 ms.15 Antes de la suma en el
proceso DGF, se efectuaron correcciones por
perturbaciones en cada uno de los receptores y
en cada una de las fuentes.
Además, se planificó un estudio integrado de
sísmica de pozo Q-Borehole, al comienzo del
programa piloto Q-Land. 16 Un VSP sin desplazamiento de la fuente y dos VSPs con
desplazamiento sucesivo de la fuente registraron
los datos en torno a la porción central del área
Sensores puntuales con
un espaciamiento de 2 m
Arreglo de 16 m
60
40
30
20
40
30
20
10
0
-30
50
Ancho de banda utilizable
50
Frecuencia, Hz
Ruido por desdoblamiento del espectro
(Aliased noise)
60
Ancho de
banda
utilizable
Promoción de nuevas tecnologías en Kuwait
El Campo Minagish, situado en el sudoeste de
Kuwait, fue seleccionado en el año 2004 para la
ejecución de un estudio piloto con tecnología QLand, con el fin de encarar diversos objetivos de
exploración y desarrollo. Una de las metas era
proporcionar una imagen detallada de múltiples
intervalos prospectivos dentro del Cretácico
para el monitoreo del frente de fluido.
Descubierto en 1959, el Campo Minagish es
uno de los principales productores del país y su
producción proviene fundamentalmente de las
rocas carbonatadas, incluyendo las oolitas Minagish. Como resultado de la implementación de
un programa de inyección de agua, el influjo de
agua preponderó sobre el de petróleo en las
capas de alta permeabilidad.
Un levantamiento sísmico 3D previo, realizado en 1996 utilizando arreglos de fuentes y
receptores con espaciamientos de 50 m [165
pies], proporcionó representaciones pobres de
las áreas prospectivas más profundas y limitó la
resolución vertical y lateral en las zonas prospectivas principales. La caracterización de la
densidad y orientación de las fracturas, necesaria para el emplazamiento óptimo de los pozos
horizontales y la maximización de la producción,
también resultó problemática. El ruido proveniente de las antorchas de gas y de las plantas
de inyección de agua, sumado al ruido generado
por la sísmica, tal como chorros de aire, ruido
superficial y múltiples, provocaba distorsiones
extremas en los datos sísmicos.
Además, el Campo Minagish planteaba un
riesgo operacional inusual. El área se encontraba salpicada de bombas de dispersión y minas
sin explotar, que habían quedado como resultado de las actividades militares llevadas a cabo
previamente.
Un conocimiento detallado de la estructura
interna del yacimiento era esencial para que
funcionara un esquema de inyección de agua
planificado. El modelado sísmico directo realizado mediante la utilización de propiedades de
rocas obtenidas de muestras de núcleos y registros de pozos demostró que una modificación del
5 al 95% en la saturación de agua podía traducirse en una diferencia del 5% en la impedancia
acústica—un producto de la velocidad de transmisión del sonido por la densidad de la roca. No
obstante, un estudio 4D previo realizado en
1998, puso de manifiesto la incapacidad de
detectar estos cambios pequeños debido al nivel
de ruido de fondo presente en los datos sísmicos
convencionales. Entre los factores limitantes se
encontraban la resolución de frecuencia, la atenuación de ruido inferior y una baja relación
señal-ruido. Para permitir el monitoreo de los
cambios mínimos producidos en el comporta-
Frecuencia, Hz
yacimientos detallado que utiliza técnicas de
inversión sísmica o técnicas AVO, se limita a una
banda de frecuencia estrecha debido al repliegue
del ruido desdoblado hacia las bajas frecuencias
en el rango de frecuencia de interés (abajo, a la
derecha). Con un ancho de banda tan reducido,
es poco probable que las técnicas de inversión o
las técnicas AVO produzcan resultados válidos.
Los receptores puntuales densamente espaciados
empleados por la metodología Q-Land proveen
datos libres de desdoblamiento hacia las bajas
frecuencias y, por ende, un ancho de banda más
completo para la interpretación AVO.
En ambientes geológicos complejos en los
que los datos de arreglos convencionales no pueden producir los resultados requeridos, los datos
de sensores unitarios proveen mejoras significativas en lo que respecta a la fidelidad de la señal
y el contenido de frecuencia. Este mejoramiento
posibilita la interpretación de rasgos estratigráficos sutiles y un incremento de la resolución
vertical y lateral de la respuesta sísmica, como
lo demuestran los dos ejemplos de Kuwait y
Argelia que se presentan a continuación.
-20
-10
0
10
20
Número de onda, 1/km
30
10
0
-200
-100
0
100
Número de onda, 1/km
200
> Impacto del fenómeno de aliasing sobre el contenido de frecuencia. Una prueba realizada con un
arreglo de receptores de 16 m muestra el desdoblamiento del espectro de la onda superficial ground roll
y de la onda aérea debido al efecto de repliegue observado en el dominio del número de onda de frecuencia (fk) (izquierda). La onda aérea (línea negra sólida) se encuentra completamente desdoblada
hacia las bajas frecuencias. Sin embargo, el ruido de superficie (línea negra de guiones) está replegado
en la banda de frecuencia de la señal por encima de la frecuencia donde se intersectan las líneas de
guiones. La señal, respecto de la cual se espera que domine el área central de la gráfica fk conforme
k se aproxima a cero, se contamina. Esto significa que el filtrado espacial adaptativo ya no puede eliminar el ruido coherente sin dañar la señal. El contenido de frecuencia utilizable para el procesamiento
AVO, por ejemplo, se reduce sustancialmente para los datos de arreglos convencionales porque el fenómeno de aliasing distorsiona las altas frecuencias tanto en amplitud como en fase. Contrariamente,
los datos de los receptores puntuales muestran claramente una respuesta sin desdoblamiento hacia
las bajas frecuencias que permite el procesamiento de todo el rango de frecuencia útil sin que se
produzca contaminación por ruido coherente (derecha). (Cortesía de Shell).
55
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), ms
Datos 3D convencionales
Datos Q-Land
1,400
1,500
1,600
1,700
1,800
> Comparación de los datos sísmicos 3D convencionales con los datos Q-Land en el Campo Minagish, situado en Kuwait. Los datos Q-Land (derecha)
muestran una resolución lateral y vertical mucho más alta que los datos sísmicos convencionales (izquierda). El yacimiento objetivo del Campo Minagish
aparece a aproximadamente 1,500 ms.
del levantamiento.17 La integración de datos sísmicos de superficie y datos geofísicos de pozos
resultó vital para garantizar que todos los pasos
de la secuencia de procesamiento, desde la formación de grupos digitales hasta el apilado
migrado final, fueran calibrados en forma
óptima utilizando algunos de los desarrollos más
recientes del proceso Well-Driven Seismic.18 La
restitución de la amplitud verdadera y la fase, la
supresión efectiva de múltiples y la compensación por la absorción de frecuencias con la
profundidad proporcionaron un nivel superior de
representación y resolución (arriba).
Los VSPs sin desplazamiento de la fuente en
dos pozos de control, un inyector y un productor,
resolvieron siete zonas intra-yacimiento. Los
datos sísmicos convencionales, con un contenido
de frecuencia de 10 a 45 Hz, mostraron sólo tres
de estos eventos, lo que condujo a una interpretación imperfecta conforme a la cual no existía
ninguna obstrucción entre los dos pozos y los
fluidos inyectados podían fluir libremente entre
ambos. El volumen Q-Land representó las mismas siete zonas intra-yacimiento, vistas en los
VSPs. La mejor resolución de los datos Q-Land,
con un contenido de frecuencia de 6 a 70 Hz,
permitió que los intérpretes sísmicos mapearan
los rasgos estratigráficos. También se identificaron acumulaciones delgadas de brea en el pozo
inyector, que actúan como deflectores e inhiben
el movimiento de los fluidos. Además, en esta
oportunidad pudieron detectarse fallas secundarias y objetivos de gas más profundos, oscurecidos
por la energía de las múltiples internas.19
Incentivado por los resultados de este estudio piloto Q-Land, el operador está planificando
un levantamiento del campo completo utilizando
el sistema Q-Land. También se están considerando algunos planes para reevaluar la presión
de poro y la caracterización de fracturas incorporando los nuevos datos Q-Land.
17. Un VSP sin desplazamiento de la fuente se adquiere
cuando una fuente sísmica se emplaza en la superficie,
cerca de la boca de pozo, y los receptores se colocan a
distintas profundidades en el pozo. En un VSP con
desplazamiento sucesivo de la fuente, un arreglo de
receptores recolecta datos para posiciones de la fuente
múltiples ubicadas a lo largo de una línea que se extiende desde la boca de pozo. Para más información sobre
VSP y VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente,
consulte: Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S,
Guerra R, Hope R, Hornby B, Williams M, Jiménez RR,
Lastennet T, Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech
J-C, Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes
datos sísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1
(Verano de 2003): 2–23.
18. El proceso Well-Driven Seismic utiliza los datos de
sísmica de pozo para la recuperación de la amplitud
verdadera y la fase, el análisis de velocidad, la
atenuación de múltiples, la migración anisotrópica y el
borrado (muting) basado en los ángulos de incidencia.
56
El desafío sísmico en Argelia
Un campo petrolero de Argelia, conocido por ser
uno de los campos más desafiantes del mundo
desde el punto de vista sísmico, fue seleccionado
para la ejecución de un estudio Q-Land. Desde el
descubrimiento de este campo en la década de
1950, se han perforado numerosos pozos. La
producción de petróleo y gas proviene fundamentalmente de los yacimientos clásticos
fluviomarinos de edad Cambro-Ordovícico. A
pesar del gran número de pozos perforados, los
cambios abruptos producidos en la litología y la
compartimentalización por fallas han dificultado
la caracterización de yacimientos de todo el
campo mediante la utilización de datos de pozos
solamente. En el pasado, se intentaron pocos
levantamientos sísmicos debido a la obtención
de una pobre respuesta sísmica y la imposibilidad de detectar zonas prospectivas. Como
resultado, las zonas prospectivas se identificaron a partir de datos petrofísicos y datos de
presión. Por otra parte, la débil correlación existente entre la permeabilidad derivada de los
registros de pozos y la obtenida en los núcleos
indicó que las fracturas podían incidir significativamente en la permeabilidad.
Los desafíos geofísicos y geológicos existentes son varios. El principal yacimiento
productivo, un sistema fluvial de canales
entrelazados (anastomosados), posee una distribución altamente heterogénea de areniscas y
lutitas. Además, el campo petrolero ha sido afectado por episodios de deformación y reactivación
de fallas múltiples, que se tradujeron en distribuciones de fallas y fracturas difíciles de
detectar. Sumado a estos problemas, un pequeño
contraste de velocidad y densidad en el tope del
yacimiento y dentro de las unidades prospectivas dificulta la detección de éstas últimas. Por
otra parte, la influencia de las fuertes múltiples
internas oscurece la señal y la presencia de una
capa de evaporitas de gran espesor por encima
del yacimiento produce una atenuación severa
de las frecuencias más altas, lo que se traduce
en una pobre relación señal-ruido. Todos estos
Para más información sobre la técnica Well-Driven
Seismic, consulte: Morice SP, Anderson J, Boulegroun
M y Decombes O: “Integrated Borehole and Surface
Seismic: New Technologies for Acquisition, Processing
and Reservoir Characterization; Hassi Messaoud Field,”
presentado en la 13a Exposición y Conferencia de
Petróleo y Gas de Medio Oriente (MEOS), Bahrain, 9 al
12 de junio de 2003.
19. El-Emam et al, referencia 10.
Oilfield Review
datos sísmicos finales con los pozos. El ancho de
banda, o contenido de frecuencia, obtenido osciló entre 6 Hz y 80 Hz; aproximadamente el doble
que los resultados sísmicos 2D de alta resolución
registrados previamente. Por primera vez, la
resolución de frecuencia obtenida a partir de los
datos sísmicos de superficie se equiparó con la
obtenida con un VSP, lo que proporcionó un excelente ajuste con los pozos (abajo).
pozo y mediciones sónicas obtenidas mediante
la utilización de la herramienta de generación
de Imágenes Sónica Dipolar DSI. El sistema sísmico Q-Borehole ayudó en el procesamiento
Well-Driven Seismic.
Los resultados del procesamiento sísmico de
superficie fueron comparados con los datos de
pozos en las fases clave de la secuencia de procesamiento, de manera que los parámetros de
procesamiento se optimizaron para ajustar los
Datos 2D de alta resolución
Datos Q-Land
Distancia
Distancia
X,500
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), ms
problemas conducen a un ajuste deficiente con
los pozos, lo que hace extremadamente difícil el
mapeo de la región entre pozos.
Típicamente, la máxima frecuencia utilizable
obtenida a partir del yacimiento objetivo ha
oscilado entre 35 y 40 Hz. Esto se traduce en una
resolución vertical máxima de 40 m [131 pies].
No obstante, para mapear las unidades prospectivas con cierto grado de certidumbre se
requiere una resolución vertical de menos de 20
m y niveles de ruido mucho más bajos.
Para encarar estos desafíos geofísicos y geológicos, se realizó un levantamiento piloto con el
sistema Q-Land. La integración de los datos de
sísmica de pozo y de sísmica de superficie se planificó al comienzo del proyecto y los parámetros
de adquisición fueron optimizados a través de la
planeación y ejecución de pruebas previas al
levantamiento.
Los datos sísmicos Q-Land fueron adquiridos
sobre un área de 44 km2 [17 mi2] de extensión
con una cuadrícula de sensores densa equivalente a una densidad de 20,000 sensores por
km 2. Los datos geofísicos de pozo incluyeron
mediciones de VSP sin desplazamiento de la
fuente, un VSP bidimensional (2D) con desplazamiento sucesivo de la fuente utilizando la
herramienta de generación de Imágenes Sísmica
Versátil VSI con 154 posiciones de geófonos en el
X,600
X,700
X,800
X,900
Y,000
Y,100
VSP
X.5
X.6
X.7
X.8
Distancia
Potencia, dB
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
X.4
0
-5
-10
-15
-20
-25
-30
-35
-40
Señal
0
20
40
60
80
Frecuencia, Hz
100
120
> Ejemplo Q-Land de Argelia. Se obtuvo un nivel de resolución excepcional con el levantamiento Q-Land (extremo superior derecho), en el que el contenido
de frecuencia prácticamente se ha duplicado en comparación con un levantamiento 2D de alta resolución (extremo superior izquierdo). Además, el excelente
ajuste existente entre los datos del perfil sísmico vertical (VSP, por sus siglas en inglés) (mostrado en el recuadro rojo, extremo inferior) y los datos Q-Land
permitirá la ejecución de estudios de caracterización de yacimientos de avanzada. (Cortesía de Sonatrach).
Invierno de 2005/2006
57
Impedancia acústica
en los pozos
Profundidad, pies
XX,000
Y.0
Alto
33 a 49 pies
Y.1
Sección yacimiento
Tiempo de tránsito doble, s
Impedancia acústica normalizada
Bajo
X.9
XY,000
Distancia
> Sección transversal de impedancia acústica (IA). La discordancia Herciniana forma el tope de la
zona prospectiva (línea de guiones). El espesor vertical del intervalo de baja IA dentro de la sección
yacimiento indica un espesor que oscila entre 10 y 15 m [33 y 49 pies]. (Cortesía de Sonatrach).
La amplitud sísmica se invirtió para computar
el volumen de impedancia acústica (IA) absoluta
(arriba). Un valor de IA bajo se correlaciona razonablemente bien con las areniscas de alta
porosidad. A una frecuencia de 80 Hz, para una
velocidad de intervalo de aproximadamente 4,500
m/s [14,765 pies/s], esta zona que posee un valor
de IA bajo equivale a una resolución de espesor de
aproximadamente 14 m [46 pies]. Este grado de
resolución nunca antes se había alcanzado en este
ambiente geológico.
Para evaluar la relación existente entre permeabilidad y proximidad de las fallas, que
generalmente se asocia con una mayor densidad
de fracturas, se computaron diversos atributos
sísmicos.
La extracción de las fracturas y las fallas de
los datos sísmicos implicó una serie de pasos. Se
computaron varios cubos de atributos sísmicos
que realzan las discontinuidades en los datos,
también conocidos como atributos que realzan
los bordes. Los volúmenes sísmicos de detección
de bordes incluyen la varianza, el echado (buza-
miento) y la desviación. Luego se aplicó el algoritmo Ant Tracking (algoritmo de seguimiento de
la huella de hormigas) al cubo de detección de
bordes para resaltar las discontinuidades existentes en los datos sísmicos y mapear las fallas y
fracturas.20 A continuación se generaron atributos de distancia hasta la falla (DTF, por sus siglas
en inglés), a partir de los conjuntos de fallas filtrados del cubo de seguimiento de la huella de
hormigas y se mapearon en la cuadrícula geocelular 3D (próxima página).
El atributo DTF ayuda a identificar zonas
intensamente fracturadas. Una gráfica de interrelación entre la permeabilidad y el atributo
DTF confirma la tendencia: la permeabilidad
derivada de los registros de pozos es más alta
cerca de las fallas. Se observó una fuerte relación inversa entre la permeabilidad derivada de
los núcleos y el atributo DTF en aproximadamente un 70% de los pozos.
Sin embargo, para responder a los interrogantes acerca de si esas fracturas y fallas de
pequeña escala mejoran o degradan la permea-
20. El algoritmo Ant Tracking delinea las discontinuidades
existentes, en un cubo sísmico y mapea las fallas y
fracturas. El algoritmo localiza las discontinuidades
basadas en conocimientos previos, imitando el
comportamiento de las hormigas cuando encuentran el
camino más corto entre su nido y su fuente de
alimentación. Las hormigas se comunican entre sí
mediante las feromonas, una sustancia química que
atrae a otras hormigas. En consecuencia, el camino más
corto hasta la fuente de alimentación estará marcado
con más feromonas que el trayecto más largo, de
manera que existen más probabilidades de que la
hormiga que sigue en el recorrido elija la ruta más corta
y así sucesivamente. La idea es distribuir una cantidad
sustancial de estas “hormigas” electrónicas en un
volumen sísmico. Las hormigas desplegadas a lo largo
de una falla deberían poder rastrear la superficie de
falla a lo largo de una cierta distancia antes de
terminarse. Luego, el algoritmo extrae automáticamente
el resultado como un conjunto de áreas de fallas,
obteniéndose un mapeo altamente detallado de las
discontinuidades. La discriminación de las fallas se basa
en el tamaño de la falla, su orientación y la amplitud del
desplazamiento vertical. Para más información sobre
este tema, consulte: Pedersen SI, Randen T, Sønneland L
y Steen Ø: “Automatic Fault Extraction Using Artificial
Ants,” Resúmenes Expandidos, Exposición Internacional
y 72a Reunión Anual de la SEG 2002, Salt Lake City, Utah,
EUA (6 al 11 de octubre de 2002): 512–515.
58
bilidad, se extrajeron mallas en las proximidades
de las fallas sísmicas de mayor longitud, es decir,
aquellas que intersectan tanto al basamento
como a la discordancia Herciniana sobreyacente.
Luego se mapeó la impedancia acústica sísmica
en estas celdas para discriminar entre fallas que
actúan como sello y fallas de drenaje. La existencia de un valor medio de impedancia acústica alto
en las celdas, en las proximidades de una falla,
sugiere que las fracturas actúan como barreras al
flujo porque fueron cementadas con pirita o
lutita. Contrariamente, un valor de impedancia
acústica bajo en las proximidades de una falla
sugiere una mayor proporción de fracturas abiertas, saturadas de fluido, que poseen menor
densidad que las rocas. Esto puede indicar que
las fracturas inducidas tectónicamente mejoran
el drenaje de los hidrocarburos.
En esta área se perforan pozos en forma continua y para el año 2006 está prevista la perforación
de pozos adicionales, guiada por los resultados de
la interpretación de los datos Q-Land.
Hacia datos sísmicos
adecuados con fines específicos
Las mejores mediciones que ofrece la tecnología
Q-Land expanden radicalmente el potencial de
los datos sísmicos. Dado el menor nivel de ruido
asociado con la adquisición y procesamiento de la
señal con sensores unitarios, y la capacidad de
realizar correcciones por las perturbaciones presentes dentro de un grupo, el diseño del arreglo y
el apilamiento nominal han dejado de ser factores
dominantes en lo que respecta al mejoramiento
de la relación señal-ruido. Por el contrario, el
espaciamiento entre los sensores y la necesidad
de muestrear correctamente el ruido coherente
se han convertido en los controladores del diseño
de la geometría de adquisición. Dado que ahora es
posible recuperar una señal en forma más fidedigna, la fuente de vibración también puede ser
reevaluada, lo que hace factible el registro de
barridos de frecuencia simples, más cortos, con
un mejor muestreo del campo de ondas.
Estas consideraciones de diseño ahora ofrecen la posibilidad de adquirir levantamientos de
exploración con fuentes puntuales y receptores
puntuales, con menos esfuerzo de campo, en
comparación con los levantamientos equivalentes que emplean arreglos de fuentes y receptores
convencionales. Los levantamientos Q-Land
adquiridos hasta la fecha indican que el empleo
de grupos de vibradores más pequeños permite
proveer datos que son iguales o mejores que los
de los arreglos de vibradores y geófonos más
grandes. Los grupos de vibradores más pequeños
posibilitan una operación más eficiente.
Oilfield Review
Atributos combinados de impedancia acústica y distancia hasta la falla
Alta impedancia acústica a lo largo de las fallas
Baja impedancia acústica a lo largo de las fallas
Barreras al flujo
Fracturas que mejoran la permeabilidad
> Relación entre impedancia acústica sísmica y permeabilidad. Los atributos de impedancia acústica (IA) sísmica y distancia hasta la
falla (DTF, por sus siglas en inglés) se combinan y mapean en un volumen geocelular (extremo superior). Al volumen se le aplica un filtro
dual basado en la proximidad con respecto a la falla y en el valor umbral de IA sísmica. El filtrado asume que las fracturas abiertas y
saturadas de fluido poseen menor velocidad y densidad y, en consecuencia, un valor de IA más bajo (extremo inferior derecho). Estas
fracturas se diferencian de las fallas que están cementadas, resultando los valores de IA más elevados de los procesos de silicificación
o piritización (extremo inferior izquierdo). (Cortesía de Sonatrach).
Los servicios de representación del subsuelo
Q-Land VIVID realzan el valor de los datos sísmicos registrados a lo largo de la vida productiva de
un campo petrolero. En la etapa de exploración,
los datos Q-Land de bajo nivel de ruido posibilitan
la adquisición de levantamientos sísmicos de alta
calidad con un mayor espaciamiento entre líneas
y un menor apilamiento nominal que un levantamiento adquirido con tecnología convencional,
satisfaciendo o excediendo al mismo tiempo las
expectativas existentes en cuanto a representación del subsuelo. En levantamientos
subsiguientes con fines de evaluación o desarrollo, es posible adquirir los datos mediante la
Invierno de 2005/2006
intercalación de las líneas entre los levantamientos previos para incrementar el apilamiento
nominal. Los datos provenientes de los levantamientos originales y del levantamiento en curso
se procesan en conjunto utilizando el intervalo
entre grupos requerido para representar el objetivo correctamente. Éste es el concepto de datos
símicos no comprometidos para la vida productiva de un campo petrolero.
Se pueden buscar leads de exploración durante el mismo levantamiento. Esto se traduce en
una huella ambiental acumulada más reducida
del programa sísmico global y en una reducción
del tiempo de desarrollo. Dado que poseen una
alta relación señal-ruido y alta fidelidad, los datos
pueden reutilizarse en cada una de las etapas del
desarrollo de un campo petrolero, lo que garantiza que no se pierda la inversión realizada en
exploración.
Con datos sísmicos de calidad sin precedentes, un enfoque versátil de la geometría de
adquisición y las innovaciones introducidas en el
procesamiento, el sistema de adquisición y procesamiento Q-Land tendrá un impacto significativo
sobre la vida productiva del campo, en lo que respecta a exploración, desarrollo y monitoreo de los
yacimientos.
—RG
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