inversion sismica.pdf

Inversión sísmica: Lectura entre líneas Frazer Barclay Perth, Australia Occidental, Australia

Anders Bruun Klaus Bolding Rasmussen

Las reflexiones de las ondas sísmicas provenientes de las capas del subsuelo, iluminan las potenciales acumulaciones de hidrocarburos. Cuando las ondas se reflejan, sus amplitudes cambian para revelar información importante sobre los

Copenhague, Dinamarca

materiales subyacentes. La inversión de las amplitudes sísmicas utiliza las amplitudes

José Camara Alfaro

de las reflexiones calibradas con los datos de pozos para extraer detalles que pueden

PEMEX  Tampico, Tamaulipas, México 

ser correlacionados con la porosidad, la litología, la saturación de fluidos y los parámetros geomecánicos.

Anthony Cooke Aberdeen, Escocia

Dennis Cooke Darren Salter Santos  Perth, Australia Occidental 

Robert Godfrey Dominic Lowden Steve McHugo Hüseyin Özdemir Stephen Pickering Gatwick, Inglaterra

Francisco González Pineda PEMEX  Reynosa, Tamaulipas, México 

Jorg Herwanger Stefano Volterrani Houston, Texas, EUA

Andrea Murineddu Andreas Rasmussen Stavanger, Noruega

Ron Roberts Apache Corporation  Calgary, Alberta, Canadá  Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Trine Alsos, StatoilHydro, Harstad, Noruega; Ted Bakamjian, SEG, Tulsa; Richard Bottomley, Ciudad de México; Jonathan Bown, Henrik Juhl Hansen y Kim Gunn Maver, Copenhague; Tim Bunting, Kuala Lumpur; Karen Sullivan Glaser, Houston; Jalal Khazanehdari, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos; Hasbi Lubis, Gatwick, Inglaterra; Farid Mohamed, Aberdeen; Richard Patenall, Perth, Australia Occidental; Pramesh Tyagi, El Cairo; y Anke Simone Wendt, Stavanger. ECLIPSE, ISIS y Q-Marine son marcas de Schlumberger.

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Entre las herramientas para identificar objetivos de exploración potenciales, el líder indiscutido es el levantamiento de sísmica 3D. Estos levantamientos exploran grandes volúmenes del subsuelo, ayudando a las compañías de petróleo y gas a mapear las estructuras geológicas y seleccionar las localizaciones de perforación. La aplicación original de los datos sísmicos, que aún hoy sigue constituyendo su uso pri ncipal, fue la identificación de la geometría de los reflectores y la determinación de sus profundidades. Esto es posible porque las ondas sísmicas se refle jan en las interfases interfases existentes entre los materiamateriales que poseen propiedades acústicas diferentes. No obstante, los datos sísmicos de reflexión contienen información que trasciende la localización del reflector: cada reflexión cambia la amplitud de la onda de retorno. La propiedad que controla  este cambio producido en la interfase es el contraste de impedancia, que es el producto de la  densidad por la velocidad. La información de las amplitudes de las reflexiones sísmicas puede ser utilizada para efectuar un proceso de inversión, destinado a determinar las impedancias r elativas de los materiales presentes a ambos lados de la  interfase. Mediante la correlación de estas propiedades obtenidas por métodos sísmicos con con los valores medidos en el pozo, los intérpretes pueden extender la información de pozos a través de todo el volumen sísmico. Este proceso, denominado in versión sísmica para la l a caracterización car acterización de yaciyaci mientos, puede ayudar a suplir las deficiencias de nuestro conocimiento acerca de las propiedades de las formaciones entre los pozos.

Este artículo describe la ciencia y el arte de la  inversión sísmica, y cómo las compañías de petróleo y gas la están utilizando para reducir el riesgo asociado con sus operaciones de exploración, desarrollo y producción. Después de una introducción a los usos de la inversión, presentamos sus diversos tipos, desde el más simple hasta el más complejo.  Algunos ejemplos de México, México, Egipto, Egipto, Australia Australia y el Mar del Norte demuestran las aplicaciones del proceso de inversión para ajustar localizaciones de perforación, caracterizar yacimientos en los que es difícil generar imágenes, mapear la saturación de agua, mejorar las simulaciones de yacimientos e incrementar el conocimiento de las propiedades geomecánicas. Principios de la inversión sísmica  En la industria de E&P, muchas mediciones en cierta medida se basan en el proceso de inversión para su interpretación. La razón es simple. Para  muchos problemas de interpretación de las mediciones, ninguna ecuación que relacione directamente las mediciones múltiples—que incluyen ruido, pérdidas y otras imprecisiones—puede resolverse con una respuesta única. Recurrimos entonces a la inversión, que es una forma matemática  de estimar una respuesta, verificarla en función de las observaciones y modificarla hasta que sea  aceptable. El proceso de inversión, como su nombre lo indica, puede ser considerado como la inversa del modelado directo, al que a veces se alude simplemente como modelado. A los fines de este artí culo, el modelado directo comienza con un modelo de

Oilfield Review

 

las propiedades del subsuelo, luego simula matemáticamente un experimento o proceso físico— por ejemplo, electromagnético, acústico, nuclear, químico u óptico—en el modelo del subsuelo, y finalmente provee como salida una respuesta modelada. Si el modelo y los supuestos son precisos, la respuesta modelada se asemeja a los datos reales. La inversión hace lo inverso: comienza con datos medidos reales, aplica una operación que retrocede a través del experimento físico, y produce un modelo del subsuelo. Si la inversión se realiza rea liza correctamente, el modelo del subsuelo se asemeja al subsuelo real. El proceso de inversión es utilizado por muchas disciplinas de E&P y puede aplicarse en una  amplia gama de escalas y con niveles de comple jidad variables: • cálculo de perfiles de invasión de los fluidos del del pozo a partir de los registros de inducción • evaluac evaluación ión de la calidad de la adherencia adherencia del del cemento utilizando registros ultrasónicos (véase “Aseguramiento del aislamiento zonal más allá  de la vida productiva del pozo,” página 20). • extracción de las litologías de las capas y las las saturaciones de fluidos a partir de mediciones de registros múltiples • interpretación de volúmenes volúmenes de gas, petróleo y  agua utilizando registros de producción • inferencia de la permeabilidad y los los límites del  yacimiento derivados de los datos de presiones transitorias (véase “Tecnología de pozos inteligentes en el almacenamiento subterráneo de gas,” página 4). • mapeo de los frentes de fluidos fluidos a partir de memediciones electromagnéticas entre pozos • integración de las mediciones electromagnéticas y sísmicas para una delineación mejorada  de los sedimentos subsalinos. 1 1. Quirein J, Kimminau Kimminau S, La Vigne J, Singer Singer J y Wendel F: “A Coherent Framework for Developing and Applying Multiple Formation Evaluation Models,” Transcripciones  del 27o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de  la SPWLA, Houston, 9 al 13 de junio de 1986, artículo DD.

Jammes L, Faivre O, Legendre E, Rothnemer P, Trouiller J-C, Galli M-T, Gonfalini M y Gossenberg P: “Improved Saturation Determination in Thin-Bed Environments Using 2D Parametric Inversion,” artículo SPE 62907, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000. Faivre O, Barber T, Jammes L y Vuhoang D: “Using Array Induction and Array Laterolog Data to Characterize Resistivity Anisotropy in Vertical Wells,” Transcripciones  del 43er Simposio Anual sobre Adquisición de Registros  de la SPWLA, Oiso, Japón, 4 al 7 de junio de 2002,

artículo M. Marsala AF, Al-Ruwaili Al-Ruwaili S, Ma SM, Modiu SL, Ali Z, Donadille J-M y Wilt M: “Crosswell Electromagnetic Tomography in Haradh Field: Modeling to Measurements,” artículo SPE 110528, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.

 Verano de 2008

45

Modelado directo Modelo de impedancia acústica del subsuelo

Ondícula de entrada

Traza sísmica sintética

800    s    m  ,    o    p    m    e     i     T

850

   o    t    n    e     i    m     i    c    a     Y

900

Inversión Traza sísmica registrada

Ondícula estimada

Modelo del subsuelo de impedancia acústica

800    s    m  ,    o    p    m    e     i     T

850

   o    t    n    e     i    m     i    c    a     Y

900

Modelado e inversión. El modelado directo (extremo superior ) toma un modelo de las propiedades de la formación—en este caso la impedancia acús tica estimada a partir de los registros de pozos—la combina con una ondícula sísmica, o pulso sísmico, y se obtiene como resultado una traza sísmica sinté tica. Contrariamente, la inversión (extremo inferior ) comienza con una traza de datos sísmicos registrados y remueve el efecto de una ondícula estimada, creando valores de impedancia acústica en cada muestra de tiempo.  > 

Los especialistas en sísmica de E&P utilizan diferentes tipos de inversión—inversión de la velocidad e inversión de la amplitud—para resolver determinados tipos de problemas. El primer tipo de inversión, la inversión de la velocidad, a veces aludido como inversión del tiempo de tránsito, se utiliza para la generación de imágenes en escala  de profundidad. Utilizando trazas sísmicas en localizaciones ampliamente espaciadas, este tipo de inversión genera un modelo de velocidad-profundidad del subsuelo, que se ajusta a los tiempos de arribo registrados de las ondas sísmicas. El resultado es un modelo de velocidad-profundidad relativamente grueso, que se extiende a lo largo de  varios kilómetros de profundidad, y quizás cientos de kilómetros de longitud y ancho. Esta solución se aplica en pasos de procesamiento de datos, tales como la migración y el apilamiento, produciendo finalmente el tipo de imagen sísmica que es familiar para la mayoría de los lectores. Los intérpretes sísmicos utilizan estas imágenes para  determinar la forma y la profundidad de los reflectores del subsuelo.

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El segundo tipo de inversión, la inversión de la amplitud, constituye el foco de este artículo. Este método utiliza el tiempo de arribo y la amplitud de las ondas sísmicas reflejadas en cada  punto de reflexión, para resolver las impedancias relativas de las formaciones limitadas por los reflectores de los que se generan imágenes. Esta in versión, que se conoce como inversión sísmica  para la caracterización de yacimientos, lee entre las líneas, o entre las interfases reflectoras, para  generar modelos detallados de las propiedades de las rocas. Por razones de simplicidad, a continuación se describe solamente la inversión basada en modelos. Algunas otras alternativas que están fuera del alcance de este artículo son las inversiones space-adaptive y discrete spike.2 En principio, el primer paso en la inversión sísmica basada en modelos—el modelado directo—comienza a partir de un modelo de capas con las profundidades, espesores, densidades y velocidades estimadas de las formaciones a partir de los registros de pozos. El modelo más simple, que involucra solamente las velocidades ( V  p) de

las ondas compresionales (ondas  P) y la densidad (ρ ), puede ser utilizado para obtener por inversión la impedancia acústica o de ondas  P. Los modelos que incluyen las velocidades de ondas de corte (ondas S ) (V  s) pueden resolver la impedancia elástica o de ondas  S . El modelo simple se combina con un pulso sísmico para crear una traza sísmica modelada denominada traza sintética (izquierda). El proceso de inversión toma una traza sísmica real, remueve el pulso sísmico, y crea un modelo del subsuelo para esa localización de traza. Para llegar al modelo de mejor ajuste, la mayoría de las r utinas de inversión efectúan iteraciones entre el modelado directo y la inversión, procurando minimizar la diferencia entre la traza sintética y los datos. En la práctica, cada uno de estos pasos puede ser muy complicado y depender del tipo de datos sísmicos que se están invirtiendo. En relación con los datos de incidencia vertical, la creación del modelo inicial requiere mediciones de la densidad volumétrica obtenidas de los registros de densidad, y velocidades compresionales obtenidas de los registros sónicos, que cubran en ambos casos el intervalo a invertir. Desafortunadamente, los registros necesarios a menudo son adquiridos sólo a  través del yacimiento. En ausencia de registros sónicos, los levantamientos sísmicos de pozo—perfiles sísmicos verticales (VSP)—pueden proveer las  velocidades promedio a través del intervalo requerido. Si no se dispone de datos de velocidad de pozo, las velocidades obtenidas mediante la inversión del tiempo de tránsito pueden servir como sustituto. Los datos de densidad faltantes pueden ser estimados a partir de relaciones empíricas. En lo que respecta a los datos de incidencia no vertical, el modelo debe incluir tanto las velocidades de las ondas S como las velocidades de las ondas  P. Para la inversión convencional de los datos de incidencia vertical, el modelo de densidad-velocidad se convierte entonces en un modelo de reflectividad. La reflectividad, la relación entre la  amplitud de la onda reflejada y la amplitud de la  onda incidente, es el parámetro que gobierna los cambios guiados por las reflexiones en las amplitudes de las ondas sísmicas de incidencia normal. Este parámetro se relaciona con las densidades y  las velocidades presentes a cada lado de una interfase, a través del contraste de impedancia  acústica; la reflectividad es la relación entre la diferencia en las impedancias acústicas y su suma. 3 El modelo de reflectividad resultante en escala de profundidad, es convertido en un modelo en escala de tiempo a través de las velocidades. La combinación del modelo en escala de tiem po con un pulso sísmico crea una traza sintética.

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H6

H5

H4

H3

H2

H1

R1 R2

R3 R4

R5 R6

R2

R3 R4

R5 R6

R7

R3 R4

R5 R6

R7 R8

R4

R5 R6

R7 R8

R9

R5 R6

R7 R8

R9 R10

R6

R7 R8

R9 R10 R11

S1 S2 S3 S4 S5 S6

Colección de trazas de punto medio común (CMP) H6 H5 H4 H3 H2 H1

S1 S2 S3 S4 S5 S6

CMP

   e     l     b    o     d     )    o    t    a    t     i     l    s    n   e    u     á    v    r    t    y    e   a     d     d     i    o     (    p    m    e     i     T

1

2

Traza 3 4

5

6

Antes de la corrección NMO

Desplazamiento

1

2

Traza 3 4

5

6

Traza apilada 1

Después de la corrección NMO

Desplazamiento

Fundamentos del apilamiento. El apilamiento mejora la señal y reduce el ruido mediante la suma de varias trazas. La embarcación sísmica adquiere  trazas con muchos desplazamien tos respecto de cada una de las fue ntes (extremo superior ). Los números S representan las fuentes, los números R representan los puntos de reflexión y los números H representan los hidrófonos. El proceso de apilamiento primero colecciona las trazas de todos los desplazamientos fuente-receptor disponibles, que se reflejan en un punto medio común (CMP) (centro ). Dado que los arribos desde los desplazamientos más largos han recorrido una distancia mayor, a cada colección de trazas se le aplica una corrección de tiempo, denominada corrección de sobretiempo por distancia (normal moveout , NMO), para aplanar los arribos (extremo inferior izquierdo ). Las trazas aplanadas se promedian (extremo inferior derecho ) para generar una traza apilada que representa la traza de incidencia normal (desplazamiento cero).  > 

Matemáticamente, este proceso se conoce como convolución.4 El pulso sísmico, u ondícula, representa el paquete de energía que arriba desde una  fuente sísmica. Se selecciona una ondícula modelo para que se ajuste a las características de amplitud, fase y frecuencia de los datos sísmicos procesados. La convolución de la ondícula con el modelo de reflectividad provee una traza sísmica  sintética que representa la respuesta del subsuelo (tal como fue modelado) al pulso sísmico de entrada. Se requieren pasos adicionales si el ruido, la 

atenuación y las reflexiones múltiples han de incluirse en la traza modelada. La operación inversa se inicia con una traza  sísmica real. Dado que la amplitud y la forma de cada oscilación de la traza sísmica afectan el resultado, es vital que los pasos de procesamiento, hasta este punto, conserven la fase y la amplitud de la señal. Diferentes tipos de inversión comienzan con diferentes tipos de trazas. La distinción principal es entre la inversión realizada antes del apila-

2. “Space-Adaptive Inversion,” http://www.slb.com/content/ services/seismic/reservoir/inversion/space_adaptive.asp (Se accedió el 22 de abril de 2008). 3. La reflectividad puede ser positiva o negativa. La reflectividad positiva significa que la onda reflejada posee la misma polaridad que la onda incidente. La

reflectividad negativa significa que la onda reflejada posee la polaridad opuesta respecto de la onda incidente. 4. Yilmaz O y Doherty SM: Seismic Data Processing . Tulsa: Society of Exploration Geophysicists (Sociedad de Geofísicos de Exploración), 1987.

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miento y la inversión después del apilamiento; pre  y pos-apilamiento. La mayoría de los levantamientos sísmicos proveen imágenes utilizando datos que han sido apilados. El apilamiento es una técnica de mejoramiento de la señal que promedia  muchas trazas sísmicas. Las trazas representan registros de una serie de desplazamientos diferentes entre fuentes y receptores con un punto medio común de reflexión (izquierda). Se asume que cada traza contiene la misma señal pero diferente ruido aleatorio. El apilamiento produce una tr aza  unitaria con un nivel de ruido aleatorio mínimo y  con una amplitud de la señal igual al promedio de la señal en las trazas apiladas. La traza apilada resultante se toma como la respuesta de una refle xión de incidencia normal en el punto medio común (CMP). El apilamiento es un paso razonable del procesamiento si se cumplen ciertos supuestos: la velocidad del medio que sobreyace al reflector puede  variar sólo gradualmente, y el promedio de las amplitudes en las trazas apiladas debe ser equivalente a la amplitud que se registraría en una traza  de incidencia normal. En muchos casos, estos supuestos son válidos y la inversión se puede realizar sobre los datos apilados; en otras palabras, después del apilamiento. Por el contrario, cuando la amplitud varía significativamente con el desplazamiento, estos supuestos no se cumplen y la  inversión se aplica a las trazas sin apilar; antes del apilamiento. Previo a analizar en detalle las situaciones antes del apilamiento, continuaremos con el caso más simple de la inversión después del apilamiento. Una traza apilada se compara con la traza sintética computada a partir del modelo de reflecti vidad y la ondícula. Las diferencias entre las dos trazas se utilizan para modificar el modelo de reflectividad, de modo que la iteración siguiente de la traza sintética se asemeje más a la traza apilada. Este proceso continúa, reiterando la generación de una traza sintética, la comparación con la traza apilada y la modificación del modelo hasta  que se optimiza el ajuste entre la tr aza sintética y  la traza apilada. Existen diversas formas de construir trazas sintéticas y pueden utilizarse diversos métodos para determinar el mejor ajuste. Un enfoque común para la determinación del ajuste es la in versión por el método de mínimos cuadrados, que minimiza la suma de los cuadrados de las diferencias en cada muestra de tiempo. Esta técnica de inversión opera traza por traza, mientras que otras procuran optimizar globalmente la inversión del volumen sísmico. La optimización global será  analizada más adelante.

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En el caso más simple, la inversión produce un modelo de reflectividad relativa en cada muestra  de tiempo, que puede invertirse para estimar la  impedancia acústica relativa. Para obtener las propiedades de las formaciones, tales como velocidad  y densidad, es necesaria una conversión a impedancia acústica absoluta. No obstante, este tipo de conversión requiere frecuencias de casi 0 Hz, más bajas que las contenidas en los datos sísmicos convencionales. Un modelo de impedancia acústica absoluta se puede construir mediante la combinación del modelo de impedancia acústica  relativa derivado del rango de frecuencias sísmicas, con un modelo de baja frecuencia obtenido de los datos de pozos (derecha). La asociación de las impedancias acústicas obtenidas por métodos sísmicos con las propiedades de las formaciones hace uso de las correlaciones entre los registros de pozos. Por ejemplo, la representación en una gráfica de interrelación de la impedancia acústica y la porosidad medida en los pozos cercanos, establece una transformada que permite convertir la impedancia acústica medida  sísmicamente en valores de porosidad a través de todo el volumen sísmico. Un ejemplo de un yacimiento carbonatado de México demuestra el poder de esta técnica. Inversión para la estimación de la porosidad en México Luego del descubrimiento del Campo Lobina, que tuvo lugar en el año 2003 en el área marina de Mé xico, PEMEX contrató a W esternGeco para efectuar un levantamiento sísmico con mejor resolución que la de otro adquirido en 1996. Los datos sísmicos con un mayor contenido de frecuencia mejorarían significativamente la capacidad de los intérpretes para  mapear las capas clave del yacimiento. El objetivo de la compañía era identificar las zonas de alta porosidad presentes en dos capas: la caliza de la Formación San Andrés (Jsa), de edad jurásica, y los carbonatos de la Formación Tamaulipas Inferior (Kti), de edad cretácica. El yacimiento Jsa constituye el objetivo primario, mientras que el yacimiento Kti, más somero, es el objetivo secundario. Un levantamiento de sísmica 3D de alta resolución Q-Marine logró una frecuencia máxima de 60 Hz, duplicando la del levantamiento de 1996. 5 La  inversión de los nuevos datos permitió generar mapas de porosidad que ayudaron a clasificar las localizaciones de perforación definidas previamente, determinar nuevas localizaciones potenciales y optimizar las operaciones de perforación de desarrollo. La inversión de los datos sísmicos apilados, traza por traza, permitió a los geofísicos obtener la impedancia acústica relativa en cada traza a  través de todo el volumen sísmico. Los horizontes

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Impedancia acústica relativa

Impedancia acústica absoluta 3,200

AI LFM 3,400

3,600

3,800

4,000    s    m  ,    o    p    m    e     i     T

4,200

4,400

4,600

4,800

5,000

Impedancia acústica relativa y absoluta. La inversión de las amplitudes sísmicas da como resultado la impedancia acústica (AI) relativa (izquierda). No obstante, la impedancia acústica absoluta verdadera (azul) contiene un modelo de baja frecuencia (LFM) (rojo) que debe ob tenerse de los datos de pozos o mod elarse de otra manera (derecha).  > 

clave, que habían sido interpretados como eventos acústicos intensos, fueron convertidos del dominio del tiempo al dominio de la profundidad mediante la correlación con las formaciones detectadas en los registros de pozos. Esta combinación de horizontes interpretados y valores de impedancia acústica en estos puntos, posibilitó la creación de un modelo de baja frecuencia para convertir la  impedancia acústica relativa en una medición absoluta (próxima página, arriba a la izquierda).6 La representación de la porosidad con la impedancia acústica en una gráfica de interrelación, según los registros y los datos de núcleos del área 

del levantamiento, reveló una fuerte correlación entre las dos propiedades; un incremento de la porosidad produce una reducción de la densidad y, por consiguiente, una reducción correspondiente de la impedancia acústica (próxima página, arriba  a la derecha). Se crearon funciones que vinculan la porosidad con la impedancia acústica para las formaciones Jsa y Kti por separado. Aplicando estas correlaciones al volumen de impedancia  acústica obtenido por métodos sísmicos, los geofísicos crearon mapas de porosidad de todo el campo. Los resultados sísmicos en términos de porosidad fueron controlados utilizando “pozos ciegos;” es

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2.00

Análisis de interrelación

2.05

30

2.10 0.70

   s  , 2.15     )    a    t     l    e    u    v    y 2.20    a     d     i     (    e     l     b    o     d 2.25    o    t     i    s    n     á    r    t 2.30    e     d    o    p    m    e     i     T 2.35

Saturación de agua

0.93

20     %  ,    a    v     i    t    c    e     f    e     d    a     d     i    s    o    r    o     P

10

2.40

2.45

Impedancia acústica

0

2.50 2,700

8

2,800

5. Salter R, Shelander D, Beller M, Flack B, Gillespie D, Moldoveanu N, González Pineda F y Camara Alfaro J: “Using High-Resolution Seismic for Carbonate Reservoir Description,” World Oil 227, no. 3 (Marzo de 2006): 57–66. 6. Salter R, Shelander D, Beller M, Flack B, Gillespie D, Moldoveanu N, Pineda F y Camara J: “The Impact of High-Resolution Seismic Data on Carbonate Reservoir Description, Offshore Mexico,” Resúmenes Expandidos , 75a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Houston (6 al 11 de noviembre de 2005): 1347–1350.

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12

14

16

Impedancia acústica y porosidad. La fuerte correlación existente entre la porosidad y la impedancia acústica obtenidas de los registros y de los datos de núcleos en la Formación Jsa, indica una transformada robusta para su aplicación a los resultados de la inversión sísmica. Como sucede en otras rocas carbonatadas, un incremento de la impedancia acústica se relaciona con una reducción de la porosidad. Para la Formación Kti, se creó otra una función independiente para la relación entre la porosidad y la impedancia acústica.

Impedancia acústica absoluta derivada de la inversión después del apilamiento. La inversión de las amplitudes sísmicas generó el panel codificado en color, indicándose la impedancia acústica baja en rosa y rojo, y la impedancia acústica alta en azul y verde. La impedancia acústica, calculada a partir de los registros de densidad y sónicos, mostrada en la posición del pozo en el centro del panel, muestra una buena correlación con los valores obtenidos sísmicamente.

 > 

 > 

decir, pozos que no se utilizaron en la inversión. La porosidad obtenida por métodos sísmicos se ajustó en forma estrecha a los registros de porosidad de los pozos ciegos, sumando confiabilidad a  los resultados calculados sísmicamente. Los mapas de porosidad produjeron un impacto significativo sobre la definición de las localizaciones de los pozos de relleno. En el cercano Campo Arenque, cubierto con el mismo levantamiento, PEMEX mejoró cuatro áreas pr ospectivas identificadas previamente. Se concedió mayor prioridad a las dos localizaciones correspondientes a las zonas de porosidad más alta dentro del  volumen sísmico. En un área, los cálculos de la  inversión permitieron la identificación de rasgos de porosidad discretos sin perforar (derecha).

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Impedancia acústica editada ( Z p ), km/s*g/cm3

Punto común profundo (CDP)

2,200

2,250    s    m  , 2,300     )    a    t     l    e    u    v    y    a 2,350     d     i     (    e     l     b    o     d 2,400    o    t     i    s    n     á    r    t    e 2,450     d    o    p    m    e     i     T 2,500

2,550

Porosidad 2,600 1,075

1,100

1,125

1,150

1,175

1,200

1,225

1,250

1,275

1,300

Número de línea perpendicular a la dirección de adquisición ( crossline number )

Identificación de objetivos de alta porosidad sin perforar. El proceso de inversión reveló un intervalo de alta porosidad (púrpura y rojo), lo que ayudó a PEMEX a delinear zonas a ser explotadas con los pozos nuevos. La línea negra es una posible trayectoria de pozo. Un pozo existente se muestra en dorado.

 > 

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N

Con estos resultados, se pudo establecer el posicionamiento de los pozos de manera tal de maximizar el contacto con las zonas de alta porosidad observadas en la Formación Jsa. En otra área en la que los resultados sísmicos de porosidad se utilizaron para guiar la perforación, un pozo produjo petróleo de la Formación Jsa a razón de 2,000 bbl/d [318 m 3 /d]. Los resultados obtenidos por métodos sísmicos muestran una  correlación excelente con la porosidad medida en el pozo (izquierda).

Kti

Jp     d    a     d     i    s    o    r    o     P

Jsa

La inversión cuando el desplazamiento tiene importancia  En muchos casos, el proceso de apilamiento no preserva adecuadamente la amplitud. Por ejemplo, cuando las trazas exhiben una variación de la  amplitud con el desplazamiento (AVO), la traza  que resulta del apilamiento no posee las mismas amplitudes que la traza de incidencia vertical o de desplazamiento cero. Bajo estas condiciones, la inversión debería efectuarse sobre los datos que no han sido apilados. Por otro l ado, los parámetros que hacen que la amplitud cambie pueden ser modelados y utilizados para sustentar el proceso de inversión.

Bas

Resultados de las operaciones de perforación en una zona pronosticada como zona de alta porosidad. Un pozo penetró tanto los yacimientos cretácicos (Kti) como los jurásicos (Jsa), encontrando porosidades que se ajustaron a los valores pronosticados para las dos zonas carbonatadas. El círculo verde indica el tope de la Formación Kti y el círculo celeste el tope de la Formación Jsa. El registro de porosidad, proyectado en la trayectoria del pozo, posee la misma codificación en color que las porosidades pronosticadas sísmicamente.

 > 

Trazas sintéticas: colección de trazas CMP Desplazamiento 4 Desplazamiento 3 Desplazamiento 2 Desplazamiento 1

Geometría de una sola capa: relación directa entre θ y el desplazamiento Desplazamiento 4 Desplazamiento 3

La amplitud aumenta con el desplazamiento

Desplazamiento 2 Desplazamiento 1 S4

S3

S2

S1

R1

R2

R3

R4

Geometría de múltiples capas: relación compleja entre θ y el desplazamiento S1

θ1

R1 Lutita 1

θ2

Lutita 2

Punto medio común (CMP)

Arena gasífera

CMP

Arena gasífera

Variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO). En pasos similares a los de la preparación para el apilamiento, las trazas que se reflejan en un punto medio común se agrupan y clasifican por desplazamiento (izquierda ), y luego se aplanan los arribos utilizando un modelo de velocidad corregido por sobre tiempo por distancia (normal moveout model ) a la vez que se preserva la información de amplitud (derecha, extremo superior ). Claramente, en este caso, el promedio de las cuatro trazas produciría una traza que no se asemeja a la traza con desplazamiento cero; en otras palabras, el apilamiento no preservaría las amplitudes. La relación del desplazamiento versus el ángulo (θ ) se determina mediante la técnica de trazado de rayos (derecha, extremo inferior ).  > 

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desplazamiento cercano. De un modo similar, se pueden agrupar las trazas de desplazamiento interCapa 1 2,800 1,700 2.3 1.647059 0.208081 medio y las trazas de desplazamiento lejano de 1.0 Capa 2 3,000 2,000 2.2 0.01227 1.5 0.1 cada CMP. Cada grupo de desplazamientos puede invertirse por separado. Si bien parte de la infor   s  , mación AVO se pierde en estos apilamientos par     )    a    t     l ciales—a veces aludidos como apilamientos por    e Zoeppritz Shuey 2 términos    u    v Aki y Richards    y1.2 Gidlow 2 términos desplazamiento o por ángulo de incidencia—en    a     d Pan-Gardner Connolly     i     ( muchos casos queda información suficiente para     e     l    n Gidlow 3 términos Anisotrópico     b     ó     i obtener resultados de inversión sísmica razonables.    o    x     d    e     l    o     f    t La inversión de las tr azas con los datos AVO es    e     i    r    s    n    e0     á     d más complicada que la inversión después del api   r    t    e 1.4    t    e    n     d lamiento porque la fórmula de la r eflectividad es    e     i    o    c     i    p     f más elaborada y depende no sólo de la densidad y     m    e    e    o     i     C     T la velocidad de las ondas compresionales sino también de la velocidad de las ondas de corte y  1.6 del ángulo de incidencia. Las expresiones genera5 20 35 50 0 20 40 60 80 les para la dependencia angular de la reflexión de Ángulo promedio, grados Ángulo promedio, grados las ondas compresionales y las ondas de corte en  > Datos de variación de la amplitud con el desplazamiento y coeficiente de reflexión versus ángulo de función de las densidades, las velocidades y el ánincidencia. Varias reflexiones de la colección de trazas CMP (izquierda) exhiben una variación de la gulo incidente, se conocen como las ecuaciones amplitud con el desplazamiento. Estos datos provienen del ejemplo del Mar del Norte descrito en la página 54. Las líneas negras casi verticales delimitan los rangos de ángulos computados con el métode Zoeppritz.7 Dado que la formulación completa  do de trazado de rayos. La reflexión de interés se encuentra a 1.26 s (amarillo). Con un desplazamiento de Zoeppritz es engorrosa, a menudo se utilizan cero (incidencia normal), la reflexión posee una amplitud levemente positiva—con una oscilación hacia la izquierda—luego se vuelve negativa, con una oscilación hacia la derecha. Diversos métodos aproximaciones para generar trazas sintéticas y  pueden utilizarse para modelar el coeficiente de reflexión versus el ángulo (derecha). Se muestran las facilitar un proceso de inversión rápido. 8 propiedades del modelo de dos capas (extremo superior ). R 0 representa el coeficiente de reflexión Cada método de aproximación intenta ajustar con desplazamiento cero. La curva negra muestra la solución exacta con las ecuaciones de Zoeppritz. una fórmula simplificada a la curva de amplitud Las otras curvas son aproximaciones tomadas del trabajo descrito en la referencia 8. de las reflexiones versus el ángulo de incidencia  (izquierda). Los enfoques simplificados difieren La preparación de los datos para la inversión (página anterior, abajo). Para una reflexión dada, en el número de términos utilizados en la aproxide las trazas AVO requiere pasos similares a los las amplitudes se localizan y grafican en función del mación—normalmente dos o tres—y en los paráde la preparación para el apilamiento. Las trazas desplazamiento. La colección de trazas aplanadas y  metros resueltos. Algunas inversiones de dos la variación de la amplitud con el desplazamiento parámetros calculan la impedancia de las ondas que se reflejan en un punto medio común se agrupan y clasifican por desplazamiento, lo que se recomprenden los datos que serán comparados con  P ( Z  p, igual a ρ V  p) y la impedancia de las ondas S  laciona con el ángulo de incidencia. Luego, se las trazas sintéticas durante el proceso de inversión. ( Z  s, igual a ρ V s ). Una inversión de tres parámetros aplica un modelo de velocidad a cada colección La mayoría de los algoritmos de inversión AVO podría determinar  Z  p,  Z  s  y la densidad ( ρ ), pero de trazas para aplanar los eventos a un tiempo de se basan en la relación existente entre la ampliuna inversión de tres parámetros para determinar arribo común para todos los desplazamientos tud de las reflexiones y el ángulo de incidencia.  Z  p, V  p /V  s y ρ contendría la misma información. AlPor consiguiente, los pasos adicionales previos a  gunas aproximaciones se expresan en términos de 7. Zoeppritz K: “Über Erdbebenwellen, VIIB: Über la inversión incluyen la conversión de los valores relación de Poisson ( ν ), módulo de corte ( µ ), móReflexion und Durchgang seismicher Wellen durch de desplazamiento a ángulos. Las trazas se rotudulo de compresibilidad ( λ ) y ρ , que nuevamente Unstetigkeitsflächen,” Nachrichten der Königlichen  Gesellschaft der Wissenschaften zu Göttingen, lan inicialmente por desplazamiento entre la  se relacionan con V  p y V  s. Mathematisch-physikalische Klasse (1919): 57–84. fuente y el receptor. La relación entre el ángulo y  El número de parámetros que pueden resol8. Aki K y Richards PG: Quantitative Seismology: Theory  and Methods . San Francisco: W.H. Freeman and el desplazamiento se calcula mediante el trazado  verse depende del rango de desplazamientos—o, Company, 1980. de un rayo desde la fuente hasta el receptor en un en forma equivalente, de los ángulos—disponiConnolly P: “Elastic Impedance,” The Leading Edge  18, modelo de velocidad preciso. bles y de la calidad de los datos. Si se dispone de no. 4 (Abril de 1999): 438–452. Pan ND y Gardner GF: “The Basic Equations of Plane Para facilitar el proceso de inversión, un con- un rango de desplazamientos o ángulos grandes, y  Elastic Wave Reflection and Scattering Applied to AVO  junto de datos AVO puede ser dividido en subcon- la relación señal-ruido con un desplazamiento Analysis,” Informe S-87-7, Laboratorio Acústico Sísmico, Universidad de Houston, 1987.  juntos de acuerdo con el ángulo. Por ejemplo, las grande es buena, se pueden resolver tres parámeRüger A: “ P -Wave Reflection Coefficients for trazas con desplazamiento cercano ( near offset), tros. Si los desplazamientos son limitados, la inTransversely Isotropic Models with Vertical and desplazamiento intermedio ( mid offset) y despla-  versión per mite estimar sólo dos parámetros en Horizontal Axis of Symmetry,” Geophysics 62, no. 3 (Mayo a junio de 1997): 713–722. zamiento lejano  ( far off set) pueden formar tres forma confiable. La densidad es el parámetro más Shuey RT: “A Simplification of the Zoeppritz Equations,” conjuntos de datos independientes. Para cada co- difícil de resolver; el proceso requiere desplazaGeophysics 50, no. 4 (Abril de 1985): 609–614. lección de trazas CMP, las trazas de desplazamientos largos y datos de alta calidad. Smith GC y Gidlow PM: “Weighted Stacking for Rock Property Estimation and Detection of Gas,” Geophysical  miento cercano se apilan y luego se recolectan El estudio de un caso presenta el proceso de Prospecting 35, no. 9 (Noviembre de 1987): 993–1014. con las trazas de desplazamiento cercano de todos inversión de tres parámetros efectuado sobre los los demás CMP, formando un conjunto de datos de datos AVO adquiridos en el área marina de Egipto. V p 

 Verano de 2008

V s 

ρ 

R o

V p  / V s 

Relación de Poisson

51

0.1

3.0

0.9

S w 

Arenas acuíferas

    s

      V       /     p       V

2.5

2.0

Arenas gasíferas

12,500

15,000

17,500

20,000

22,500

Impedancia de ondas P , pies/s*g/cm3

Correlación de las propiedades acústicas con la saturación de agua (S w ). Las mediciones de impedancia de ondas P , saturación de agua y relación V p /  V s  obtenidas de los registros, se representan en una gráfica de interrelación para mostrar las relaciones que pueden aplicarse a los resultados de la inversión sísmica. Las arenas gasíferas limpias se representan gráficamente en rojo, las arenas laminadas en verde y las arenas acuíferas en azul. (Adaptado de Roberts et al, referencia 9.)

 > 

V p 

Relación de Poisson

Densidad 1.5

g/cm3

Colección de trazas sintéticas

Colección de trazas observadas

2.5

2.0

   s  ,     )    a    t     l    e    u    v    y    a     d     i     (    e     l     b    o     d    o    t     i    s    n     á 2.5    r    t    e     d    o    p    m    e     i     T

Comparación entre las colecciones de trazas AVO observadas y sintéticas. La colección de trazas AVO observadas (derecha) se invirtió para obtener V p , la relación de Poisson y la densidad. Los resultados (tres carriles izquierdos) se representan gráficamente con el rango de incertidumbres asociadas (amarillo). Una colección de trazas sintéticas, generadas a partir de los modelos de V p , la relación de Poisson y la densidad, aparece en el cuarto carril. El ajuste estrecho entre las colecciones de trazas AVO observadas y sintéticas indica que los modelos de propiedades son buenas representaciones de las propiedades reales del subsuelo. (Adaptado de Roberts et al, referencia 9.)

 > 

52

Inversión en el Delta del Nilo  Apache Egypt Companies, con sus socios RWE Dea   y BP Egypt, registró un levantamiento de sísmica  3D en una concesión marina profunda situada en el sector occidental del Mar Mediterráneo en el Delta del Nilo. 9 Los datos sísmicos exhibían fuertes amplitudes a través de un complejo de arenas de canal y albardón con gas. No obstante, la amplitud sola no constituía un indicador confiable de la saturación de gas: existían dos acumulaciones definidas—una con alta saturación de gas y la  otra con baja saturación de gas—que mostraban alta amplitud. La extracción de la información de densidad de los datos sísmicos fue clave para la  identificación de arenas gasíferas comerciales. El objetivo principal de la inversión antes del apilamiento era mejorar el modelo de yacimiento existente como preparación para la optimización del plan de evaluación y desarrollo. El levantamiento poseía desplazamientos largos de hasta  6,000 m [19,690 pies], lo que posibilitó la in  versión AVO para la determinación de tres parámetros elásticos: la impedancia de ondas  P, la  impedancia de ondas  S  y la densidad. La correlación con los datos de registros de pozos ayudaría a   Apache a estimar las propiedades de las rocas y los fluidos a través del área de estudio de 1,500 km 2 [580 mi 2]. Las correlaciones de las propiedades de las rocas, efectuadas con datos de registros de cin co pozos de la concesión, permitieron discriminar las clases de fluidos de rocas sobre la base de la re lación V   p / V   s  y de la impedancia de ondas  P (izquierda, extremo superior). La separación entre las arenas con saturaciones de agua altas y bajas indicó que las diferencias en el contenido de fluidos serían evidentes en los resultados de la inversión. La metodología del trabajo de inversión combinó el proceso de inversión sísmica de onda completa antes del apilamiento con la inversión AVO de tres términos. La inversión sísmica antes del apilamiento, efectuada en localizaciones escasamente muestreadas, proporcionó las tendencias V   p / V   s de referencia que, con los datos de pozos, se utilizaron para construir los modelos de baja  frecuencia a fusionarse con los resultados de la  inversión AVO. La concordancia entre las predicciones sintéticas y los resultados reales fue en general buena (izquierda, extremo inferior). 9. Roberts R, Bedingfield J, Phelps D, Lau A, Godfrey B, Volterrani S, Engelmark F y Hughes K: “Hybrid Inversion Techniques Used to Derive Key Elastic Parameters: A Case Study from the Nile Delta,” The Leading Edge 24, no. 1 (Enero de 2005): 86–92.

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Abu Sir 2X

Rayos gamma

Resistividad

Zona 1 Contacto agua-gas Gas de baja saturación

Zona 2 Zona 3

1.95

Densidad, g/cm3

2.48

Inversión para obtener la densidad. La inversión de los datos AVO a través de los campos de gas del Delta del Nilo, pronostica la existencia de baja densidad (rojo) en la porción superior del yacimiento (Zona 1), y densidades más altas (verde y amarillo) en las porciones más profundas del yacimiento (Zonas 2 y 3). La densidad medida en la localización del pozo se inserta en el centro del panel y se representa gráficamente con la misma escala cromática que la densidad obtenida con el método de inversión sísmica. Los registros de pozos (inserto de la derecha ) muestran dónde se registró la presencia de arena (rayos gamma, sombreado amarillo) y dónde los valores de alta resistividad (curva roja) indican la presencia de hidrocarburo. La sección de amplitud sísmica, que no se muestra, exhibió altas amplitudes en todas las zonas del yacimiento, y, por consiguiente, no permitió distinguir la baja saturación de gas existente en las Zonas 2 y 3 de la alta saturación de gas de la Zona 1. (Adaptado de Roberts et al, referencia 9.)

 > 

Amplitud convencional

Los resultados de la inversión AVO de tres parámetros fueron convertidos a impedancias relati vas y se combinaron con los modelos de referencia  de baja frecuencia para generar volúmenes 3D de impedancia de ondas  P, impedancia de ondas  S  y  densidad. Con las transformadas obtenidas del análisis de física de rocas, estos atributos elásticos fueron convertidos luego a volúmenes de arena  neta a total y saturación de agua volumétrica. Se observó que el volumen de densidad era un indicador confiable de la saturación de fluido. Por ejemplo, el Pozo Abu Sir 2X, perforado en una localización de altas amplitudes sísmicas, encontró una  zona con alta saturación de gas y dos zonas más profundas con baja saturación de gas (izquierda, extremo superior). Un perfil de densidad, obtenido sísmicamente a través del pozo, pronostica valores de baja saturación de gas en las capas más profundas. Los resultados de densidad, derivados de la inversión sísmica, delinean un solo intervalo de alta saturación y además muestran su extensión lateral limitada. Los resultados de la inversión pueden ser examinados desde una diversidad de perspectivas. Por ejemplo, el rastreo de una de las capas que resultó antieconómica en el Pozo Abu Sir 2X, a través de todo el volumen sísmico, revela una región en la  que esa capa podría contener valores altos de saturación de gas (izquierda, extremo inferior).

Impedancia de ondas P 

Rastreo de los resultados del proceso de inversión a través del yacimiento. Se exhiben los parámetros extraídos de los datos sísmicos y su inversión para la Zona 2; una de las zonas que poseía saturaciones de gas antieconómicas en el Pozo Abu Sir 2X. Las amplitudes de los datos sísmicos originales (extremo superior izquierdo ) muestran anomalías cerca del Pozo Abu Sir 2X; sin embargo, la gráfica de densidad (extremo in-  ferior izquierdo ) no las exhibe. Las amplitudes bajas se representan gráficamente en azul y verde, y las amplitudes altas en rojo y púrpura. Las densidades bajas se representan gráficamente en rojo, y las densidades altas en azul y verde. La amplitud, la densidad y la impedancia de ondas P (extremo superior derecho ) en todos los casos exhiben valores excepcionales en el extremo sudeste, donde está previsto perforar un pozo. Las impedancias de ondas P bajas se representan gráficamente en rojo y púrpura, y las impedancias altas en azul y verde. La conversión de los resultados del proceso de inversión a sa turación de agua (extremo inferior derecho ) indica que el pozo planificado debería encontrar valores bajos de saturación de agua. (Adaptado de Roberts et al, referencia 9.) ,

Abu Sir 2X

Abu Sir 2X

Abu Sir 1X

Abu Sir 1X

Pozo planificado

Pozo planificado

Densidad

Saturación de agua

Abu Sir 2X

Abu Sir 1X

Pozo planificado

Abu Sir 2X

Abu Sir 1X

Pozo planificado 0 Saturación de agua 1

 Verano de 2008

53

Inyectita arenosa

Rasgos de inyección de arena o inyectitas. La removilización de la arena no consolidada (dorado) dentro de las capas de lutita suprayacentes (gris) puede producir inyectitas. Estos rasgos de areniscas poseen formas irregulares y es difícil representarlas con imágenes sísmicas.

 > 

Si bien esta acumulación se encuentra echado abajo con respecto al yacimiento encontrado en otros pozos del área, los mapas de densidad y saturación de agua sustentan la interpretación de que el área echado abajo posee alta saturación de gas y no es acuífera. Como resultado de este estudio, se prevé la perforación de un pozo nuevo, el Pozo Abu Sir 3X. El proceso de inversión  para mejorar la visibilidad En ciertos casos, el contraste de impedancia acústica entre dos litologías puede ser tan pequeño que la interfase existente entre ambas no genera  prácticamente ninguna reflexión de incidencia  normal. Por ejemplo, una arenisca petrolífera con alta densidad y baja velocidad de ondas  P podría  tener casi la misma impedancia acústica que una  lutita con densidad más baja y una velocidad de ondas P más alta. Sin un contraste de impedancia  acústica, dichos yacimientos de petróleo son extremadamente difíciles de detectar utilizando los métodos tradicionales de adquisición y procesamiento de datos sísmicos de superficie. Un ejemplo de un yacimiento con bajo contraste es el Campo Alba, situado en el Mar del Norte. Según la interpretación, el Campo Alba y  los yacimientos similares corresponden a inyectitas formadas por la inyección, o la removilización, de la arena no consolidada en las capas de lutitas suprayacentes durante los períodos de esfuerzo diferencial (arriba). Estos yacimientos complejos se caracterizan por su morfología irregular y la  presencia de arenas de alta porosidad distribuidas en forma caótica. A menudo, dichas acumulaciones no son descubiertas mediante imágenes sísmicas, sino que se descubren en forma inadvertida durante la perforación en busca de objetivos más profundos. 10 En una zona del sector central del Mar del Norte, una compañía operadora necesitaba mejorar la caracterización sísmica de las arenas de yacimiento inyectadas—presentes en el intervalo

54

Balder—en las que la generación de imágenes resultaba particularmente difícil.11 Los estudios de modelado, que utilizan las propiedades de las rocas obtenidas de los datos de pozos, establecieron que la inversión de los datos sísmicos antes del apilamiento permitiría distinguir potencialmente las arenas limpias de las lutitas adyacentes, pero los datos sísmicos existentes poseían un grado de resolución insuficiente para cumplimentar este propósito. Se diseñó un nuevo levantamiento para mapear la distribución y el espesor de la zona productiva del yacimiento, delinear la geometría de

los flancos de arena individuales y evaluar la conectividad del yacimiento. El proceso de adquisición con el sistema Q-Marine permitiría el posicionamiento preciso del cable, el muestreo espacial fino y la calibración de fuentes y receptores. Juntas, estas capacidades facilitan la generación de imágenes de precisión, la atenuación mejorada  del ruido, el incremento del ancho de banda y la  preservación de la información de amplitud y fase; todos aspectos importantes para un proceso de in versión exitoso. Los datos de registros de tres pozos que intersectan el yacimiento fueron analizados para efectuar las correlaciones entre las velocidades de ondas P y S , ρ ,  µ ,  λ , la litología y la saturación de fluidos. Por ejemplo, la representación de V  p / V  s con el producto µρ  en una gráfica de interrelación, y la codificación en color por litología, demostraron que el alto contenido de arena se correlacionaba con valores de V  p / V  s bajos y valores de µρ altos (abajo). Estas relaciones se aplicaron luego al cociente V  p / V  s, calculado a partir de la inversión sísmica, para mapear el alto contenido de arena a través de todo el volumen sísmico. Los datos sísmicos antes del apilamiento se di vidieron en siete apilamientos por ángulos de incidencia, cada uno de los cuales contenía reflexiones en un rango de ángulos de incidencia de 7° a 49°

Datos de registros

0.05

Volumen de arena

0.95

3.0

    s

      V       /     p       V

2.5

2.0

2

4

6

8

10

12

14

Módulo de corte*densidad ( µρ ), GPa*g/cm3

Correlación de las propiedades acústicas con la litología. Una gráfica de interrelación de la relación V p /  V s  con el producto del módulo de corte ( ) por la densidad (ρ ) muestra una tendencia relacionada con el volumen de arena: un alto contenido de arena se correlaciona con valores de V p /  V s  bajos y valores de µρ  altos. La aplicación de esta relación a los valores de V p /  V s  y µρ , obtenidos a partir del proceso de inversión, produce mapas litológicos del subsuelo.

 > 

Oilfield Review

 

Datos de entrada

Análisis AVO

Propiedades acústicas

Propiedades de las rocas

Reflectividad de ondas P 

Impedancia de ondas P 

µρ 

Reflectividad de ondas S 

Impedancia de ondas S 

V p  /V s 

Siete colecciones de ángulos (0 a 49°)

s 

Datos de pozos condicionados Trazas sintéticas

Densidad

Sónico

Contraste de densidad

Densidad

λ  / µ 

Flujo de trabajo de la inversión AVO. Los datos de entrada consistieron de colecciones de trazas AVO antes del apilamiento en siete colecciones de ángulos (en incrementos de 7°), además de registros sónicos y de densidad de pozos (izquierda). El primer paso, la inversión AVO de tres parámetros, produjo estimaciones de las reflectividades de las ondas P y S y del contraste de densidad. Estos volúmenes se invirtieron para obtener las impedancias de las ondas P y S , y la densidad. En el paso final, se extrajeron las propiedades de las rocas como µρ , V p /  V s  y λ  / µ .

 > 

(arriba). La inversión AVO de tres parámetros generó estimaciones de las reflectividades de las ondas  P y S  y del contraste de densidad. Estos volúmenes se invirtieron para obtener las impedancias de las ondas P y S  y la densidad, a partir de las cuales se generaron los volúmenes de V  p / V  s, y λ  / µ.  Las gráficas de interrelación de los valores de V   / V   p  s  y µρ , obtenidos sísmicamente a través del intervalo que contiene las arenas inyectadas, se codificaron en color por probabilidad de presencia de arena (derecha). La aplicación de la codificación en color a los volúmenes de propiedades

Valores sísmicos

0 3.0

Probabilidad de presencia de arena, %

100

    s

      V       /     p       V

2.5

2.0

10. Para obtener más información sobre la perforación de objetivos correspondientes a inyectitas, consulte: Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou J-M, Griffiths R, Hart N, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, Watson K y Wiig M: “Hacia un mejoramiento de la producción,” Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 60–71. 11. Pickering S y McHugo S: “Reservoirs Come in All Shapes and Sizes, and Some Are More Difficult Than Others,” GEO ExPro no. 1 (Junio de 2004): 34–36. McHugo S, Cooke A y Pickering S: “Description of a Highly Complex Reservoir Using Single Sensor Seismic Acquisition,” artículo SPE 83965, presentado en la Reunión del Área Marina de Europa de la SPE, Aberdeen, 2 al 5 de septiembre de 2003.

 Verano de 2008

2

4

6

8

10

12

14

Módulo de corte*densidad ( µρ ), GPa*g/cm3

Probabilidad de la presencia de arena. La correlación entre las salidas del proceso de inversión, V p /  V s  y µρ , y la probabilidad de la presencia de arena muestra una relación directa: el incremento de µρ  y la reducción de V p /  V s  indican una mayor probabilidad de presencia de arena. Esta relación se aplicó a los resultados de la inversión sísmica para obtener mapas de la probabilidad de la presencia de arena.

 > 

55

Amplitud sísmica

Probabilidad de la presencia de arena

0

Probabilidad de la presencia de arena, %

100

   m     0     8

0

Distancia, m

750

0

Distancia, m

750

Comparación de las amplitudes de las reflexiones sísmicas con la probabilidad de la presencia de arena. Un rasgo con una inclinación pronunciada, observado en el centro de la imagen de las reflexiones sísmicas (izquierda), posee una alta probabilidad de ser arena (derecha ). Esta estructura, de 80 m [260 pies] de altura, posee la forma y el aspecto esperados de una inyectita arenosa.

 > 

de las rocas derivadas de la inversión sísmica, ar- múltiples soluciones locales. Un problema de inrojó cubos 3D interpretables de la probabilidad de  versión puede plantearse en términos de hallar el la presencia de arena. Un primer plano de una  mínimo absoluto de una función no lineal multidisección, a través del volumen de probabilidad de mensional (próxima página, arriba). Esto puede presencia de arena, destaca un rasgo de inyección compararse con el hecho de colocar una pelota  de arena de inclinación pronunciada (arriba). sobre una superficie empinada, dejándola que El volumen de probabilidad de presencia de arena puede iluminarse haciendo que las lutitas Visualización de la intrusión de arena adyacentes—litologías con baja probabilidad de presencia de arena—se vean transparentes, mediante la tecnología de visualización 3D (derecha). Esta caracterización del alcance y la calidad de los cuerpos de arena inyectados puede ayudar a optimizar el desarrollo de estos rasgos complejos. Inversión simultánea  Los ejemplos presentados hasta ahora han mostrado los resultados de las técnicas que invierten las trazas por separado y luego combinan los resultados en una representación de la reflectividad. Los geofísicos de la compañía danesa Ødegaard, que ahora es parte de Schlumberger, han desarrollado una técnica de inversión simultánea que examina todas las trazas al mismo tiempo para  efectuar la inversión a fin de obtener un modelo globalmente optimizado de las propiedades de las rocas.12 La optimización global es un término que describe diversos métodos diseñados para hallar la  mejor solución global de un problema que posee

56

ruede hasta el nivel más bajo. Dependiendo de la  pendiente sobre la que la pelota comienza a rodar  y de la dirección en que rueda, puede quedarse atascada en un punto bajo cercano—un mínimo local—o depositarse en la zona más baja del espacio—el mínimo global.

Visualización de la arena. Los volúmenes con alta probabilidad de presencia de arena se muestran en amarillo, dorado y rojo, y las porciones con baja probabilidad de presencia de arena se presentan  transparentes. La superficie superior de la formación arenosa infrayacente, desde la que se expulsó la inyectita, es azul. (Adaptado de Pickering y McHugo, referencia 11.)  > 

Oilfield Review

 

ción no es mucho mejor que la previa, se prueba  En comparación con los métodos de reflectividad, traza por traza, la inversión simultánea posee otra solución aleatoria. No obstante, el procedimiento de recocido simulado constituye un mejo- diversos beneficios. El hecho de respetar el ancho ramiento con respecto a algunos otros métodos, de banda completo de la señal sísmica—las bajas Z  ya que acepta una solución “peor” si ésta ayuda a   y las altas frecuencias juntas—mejora la resoluinvestigar más del espacio de solución. ción y la precisión. El algoritmo de inversión ISIS puede ser utiliLa función de costo de la inversión simultánea  ISIS se compone de cuatro términos de penalida- zado con muchos tipos de datos sísmicos (abajo). des que se minimizan colectivamente para brinEl resto del artículo se centra en tres aplicacioX dar la mejor solución. El primer término contiene nes diferentes: un estudio A  VO 3D de Australia, un Y una penalidad para las diferencias existentes ejemplo de la técnica de repetición del Mar del entre los datos sísmicos y los datos sintéticos. El Norte, y un caso de componentes múltiples que segundo término incluye la tendencia de impe- utiliza sensores de fondo marino, también del Mar  > Hallazgo del mínimo. Muchos esquemas de inversión procuran minimizar una función de costo dancia acústica de baja frecuencia del proceso de del Norte. no lineal, multidimensional, con múltiples mínimos. inversión a través de una penalidad impuesta por En este caso, los mínimos se muestran como la desviación del modelo de impedancia acústica  Descubrimiento de un yacimiento en Australia  puntos bajos en esta superficie 3D. Dependiendo del algoritmo de inversión y del punto de partida, estimada con respecto al modelo de baja frecuen- Muchos levantamientos sísmicos son ejecutados y  cia. El tercer término atenúa el ruido no correla- procesados exclusivamente con fines de obtenel proceso puede terminar en un mínimo local— el punto más bajo de una vecindad—en vez de cionado horizontalmente mediante la  ción de imágenes de los reflectores, sin tener en  terminar en el mínimo global; el punto má s bajo introducción de una penalidad por variaciones ho- mente el proceso de inversión. No obstante, la inde todos. rizontales en el modelo de impedancia acústica   versión puede arrojar resultados aún mejores si el estimada. El cuarto término introduce un modelo diseño, la adquisición y el procesamiento del lede referencia de límites de capas, escasamente  vantamiento se ajustan a los requerimientos del De un modo análogo, algunas técnicas de in versión dependen significativamente del modelo parametrizado. Estos términos pueden ser modi- esquema de inversión. inicial—sobre qué pendiente comienzan—y, por ficados para incluir requerimientos de tipos de 12. Rasmussen KB, Brunn A y Pedersen JM: “Simultaneous ende, muchas hallan un mínimo local en lugar del datos más complejos, tales como los levantamienSeismic Inversion,” presentado en la 66a Conferencia y mínimo absoluto. La optimización global intenta  tos adquiridos con la técnica de repetición y las Exhibición de la EAGE, París, 7 al 10 de junio de 2004. ondas de corte. hallar el mínimo absoluto mediante la adopción de nuevas formas de buscar candidatos para la solución. El procedimiento adoptado por la tecnoloTipo de datos Propiedades físicas gía de caracterización de yacimientos ISIS, desarrollada por Ødegaard, es el de recocido siDatos de apilamiento completo Impedancia de ondas P  mulado. Datos AVO de apilamiento parcial Impedancia de ondas P , V p /V    s (o impedancia de ondas S ) y El procedimiento de recocido simulado se densidad, a partir de las cuales se puede estimar la relación basa en una analogía física. En metalurgia, el rede Poisson, λ  y µ cocido es el proceso de calentamiento controlado Datos AVO de ordenadas en el Impedancia acústica, obtenida de los datos de ordenadas en el origen;  y enfriamiento subsiguiente de un metal. El calenorigen y pendientes impedancia de ondas de corte obtenida de los datos sísmicos de ondas de tamiento incrementa la energía interna de los átocorte calculados a partir de las ordenadas en el origen y las pendientes mos del metal, haciendo que abandonen sus Datos de apilamiento completo de Impedancia de ondas P  e impedancia de ondas S  lugares en la estructura cristalina. El enfriacomponentes múltiples (conversiones P  a P  y P  a S ) miento gradual permite que los átomos alcancen estados de energía más bajos. En condiciones de Datos AVO de apilamiento parcial Impedancia de ondas P , V p /  V s   (o impedancia de ondas S ) y densidad calentamiento y enfriamiento adecuadamente de componentes múltiples controladas, el sistema se vuelve más ordenado; Datos de sísmica de pozo (VSP) Impedancia acústica derivada de los datos PP ; impedancia de el tamaño de los cristales se incrementa y el maondas de corte a partir de los datos PS  terial resultante posee defectos mínimos. Datos de apilamiento completo Inversión simultánea con la técnica de repetición para la determinación de En lugar de minimizar la energía termodináadquiridos con la técnica de la impedancia de ondas P  básica y los cambios en la impedancia de ondas P  repetición (que pueden incluir para cada intervalo de tiempo: en relación con los datos de componentes mica de un sistema, el proceso de inversión por datos de apilamiento completo múltiples, el proceso de inversión también dará como resultado la impedancia recocido simulado apunta a minimizar una funde componentes múltiples) de ondas S  básica y los cambios en la impedancia de ondas S  a lo largo del intervalo de tiempo . ción objetivo, también denominada función de costo. El algoritmo reemplaza la solución inicial Datos AVO de apilamiento parcial Inversión simultánea con la técnica de levantamientos repetidos para la determipor otro intento, mediante la selección de una soadquiridos con la técnica de nación de las propiedades básicas y los cambios; por ejemplo, para los datos de repetición (que pueden incluir datos apilamiento parcial, el proceso de i nversión puede determinar la impedancia lución aleatoria no alejada de la primera. Si la  AVO de apilamiento parcial de de ondas P  básica, la relación V p /V    s (o la impedancia de ondas S ) y la densidad, nueva solución reduce la función de costo, se componentes múltiples) y los cambios producidos en estas propiedades a lo largo del intervalo de tiempo mantiene, y el proceso se reitera. Si la nueva solu-

Aplicación del proceso de inversión simultánea ISIS.

 > 

 Verano de 2008

57

Levantamiento de 1998 con el reprocesamiento del año 2006

Levantamiento Q-Marine del año 2006

1,700 1,800 1,900 2,000 2,100 2,200 2,300    s 2,400    m  ,    o    p 2,500    m    e     i     T

2,600 2,700 2,800 2,900 3,000 3,100 3,200 3,300 5,700

4,200

Número de línea perpendicular a la dirección de adquisición (crossline number )

5,625

3,135

Número de línea perpendicular a la dirección de adquisición (crossline number )

Imágenes sísmicas en un campo de Australia. Las múltiples generadas por una capa de alta impedancia acústica, cercana al fondo marino, dificultan las imágenes del yacimiento con bajo contraste de impedancia que se encuentra dentro del intervalo sombreado, a aproximadamente 2,100-2,200 ms. La imagen Q-Marine (derecha) exhibe menos ruido y mejor resolución de los rasgos estructurales que el conjunto de datos de 1998 (izquierda). (Adaptado de Barclay et al, referencia 14.)

 > 

Operando en el área marina de Australia Occidental, Santos Ltd. y sus socios necesitaban mejorar la recuperación de su yacimiento, y un proceso de mapeo preciso los ayudaría a lograr este objetivo. 13 No obstante, aún después del reprocesamiento, la calidad de los datos sísmicos adquiridos en el año 1998 no era suficiente como para permitir la interpretación del tope y la base del yacimiento primario.14 El análisis de física de rocas de los registros de pozos reveló que el contraste de impedancia de las ondas  P, entre el yacimiento y la lutita supra yacente, era sutil. Esto explicó parte de la dificultad que implicaba la identificación del yacimiento en los datos de reflexión de incidencia vertical. No

obstante, si se adquirían datos AVO en el rango de desplazamientos adecuado, debería observarse un contraste grande en la relación de Poisson.  Además del problema de baja reflectividad, los datos del levantamiento de 1998 eran ruidosos. La  plataforma continental en el área marina del noroeste de Australia, posee una capa de alto contraste de impedancia acústica cerca del fondo marino. Esta capa atrapa la energía sísmica, generando reverberaciones denominadas múltiples que contaminan el registro sísmico. Los especialistas en evaluación y diseño de le vantamientos (SED) de WesternGeco investigaron formas de eliminar el ruido y mejorar el registro general en un levantamiento nuevo. La eliminación

13. Los socios fueron Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (KUFPEC), Nippon Oil Exploration y Woodside Energy. 14. Barclay F, Patenall R y Bunting T: “Revealing the Reservoir: Integrating Seismic Survey Design, Acquisition, Processing and Inversion to Optimize Reservoir Characterization,” presentado en la 19a Conferencia y Exhibición Geofísica Internacional de la ASEG, Perth, Australia Occidental, 18 al 22 de noviembre de 2007. 15. Osdal B, Husby O, Aronsen HA, Chen N y Alsos T: “Mapping the Fluid Front and Pressure Buildup Using

4D Data on Norne Field,” The Leading Edge  25, no. 9 (Septiembre de 2006): 1134–1141. 16. Khazanehdari J, Curtis A y Goto R: “Quantitative TimeLapse Seismic Analysis Through Prestack Inversion and Rock Physics,” Resúmenes Expandidos , 75a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Houston, 6 al 11 de noviembre de 2005: 2476–2479. 17. Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P: “El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 6–17.

58

del ruido de las múltiples requería una imagen precisa del fondo marino, que podría obtenerse si se registraban desplazamientos extremadamente cortos. El espaciamiento de 3.125 m [10.25 pies] de los hidrófonos Q-Marine muestrearía adecuadamente tanto la señal deseada como el ruido, facilitando la eliminación efectiva de este último. El modelado demostró que se necesitaría una longitud de cable sísmico marino superior a 5,000 m [16,400 pies] para captar los efectos AVO en el nivel de yacimiento. Esta longitud proveería datos a través de un rango de ángulos de incidencia de 10 a 50°. La comparación de una imagen de la amplitud de las reflexiones del levantamiento Q-Marine del año 2006 con una imagen del conjunto de datos reprocesados en 1998 muestra un mejoramiento de las imágenes estructurales y una reducción del ruido (izquierda). Las pruebas efectuadas durante el procesamiento permitieron identificar los pasos que optimizarían la inversión. El proceso de inversión para obtener la impedancia de ondas P arrojó resultados de alta calidad, que se correlacionaron fuertemente con los valores medidos en cuatro de los pozos del campo (próxima  página, arriba). El incremento sutil de la impedancia acústica en el tope del yacimiento, aunque sustancialmente más pequeño que el producido en las capas suprayacentes, es detectado con precisión con el método de inversión simultánea. El contraste de impedancia de ondas  P en el tope del yacimiento, es pequeño pero el contraste de la relación de Poisson es significativo, y , por ende, constituye un indicador potencialmente más útil de la calidad del yacimiento. La relación de Poisson se estima con mayor precisión mediante la inclusión de los ángulos de incidencia grandes en la inversión. Una comparación de la relación de Poisson, obtenida mediante la incorporación de diferentes rangos de ángulos de incidencia, mostró mayor resolución y menos ruido si se incluían ángulos más abiertos (próxima página, abajo). Inversión con la técnica de repetición La inversión simultánea puede incorporar datos de diversas campañas para resaltar los cambios producidos en las propiedades de las rocas y los fluidos con el transcurrir del tiempo. Este enfoque ha sido probado recientemente en el Campo Norne, donde el operador StatoilHydro está tratando de incrementar la recuperación de petróleo del 40% a más del 50%. En el Campo Norne se adquirieron múltiples levantamientos sísmicos con la técnica de repetición o sísmica 4D. 15 Los yacimientos de arenisca 

Oilfield Review

 

1.7 1.8 1.9    s  ,     )    a    t     l    e 2.0    u    v    y    a     d     i 2.1     (    e     l     b    o     d 2.2    o    t     i    s    n     á    r    t 2.3    e     d    o    p    m 2.4    e     i     T

2.5 2.6 2.7

5.7

8.2

Impedancia acústica, km/s*g/cm 3

Inversión simultánea para la obtención de la impedancia de ondasP . Las secciones de impedancia, obtenidas con el proceso de inversión, muestran una excelente correlación con los valores de cuatro pozos. En cada panel, las impedancias medidas en el pozo se codifican en color, con la misma escala que los resultados de la inversión y se insertan en el centro del panel. El tope del yacimiento se marca con una línea negra casi horizontal. Las curvas blancas corresponden a registros de saturación de agua no escalados, en los que la saturación de agua se reduce hacia la izquierda. A la derecha de cada panel, se observa una representación de la impedancia acústica obtenida del registro (rojo) y la impedancia acústica estimada sísmicamente en la posición del pozo (azul). (Adaptado de Barclay et al, referencia 14.)

 > 

Relación de Poisson utilizando ángulos de 5 a 35°

Relación de Poisson utilizando ángulos de 5 a 42°

C     r    o    s    s    l     i     n    e   

0.34

Relación de Poisson

0.43

C     r    o    s    s    l     i     n    e   

  e    i  n    l    I  n

450

de alta calidad, con porosidades que oscilan entre el 25 y el 32% y permeabilidades que varían de 200 a 2,000 mD, son favorables para el monitoreo exitoso con la técnica de repetición; los cambios producidos en la saturación de fluido y la presión generan diferencias notables en las amplitudes sísmicas y las impedancias elásticas. El primer levantamiento sísmico de superficie 3D del campo fue ejecutado en el año 1992. Este gran levantamiento de exploración se llevó a cabo antes de las operaciones de producción e inyección de agua y gas, pero no se consideró un punto de referencia para el monitoreo con la técnica de repetición. En el año 2001, se obtuvo el primer le vantamiento Q-Marine del Campo Norne, con tecnología de adquisición repetible, que constituyó el punto de referencia para los levantamientos de control de 2003, 2004 y 2006; efectuados en su totalidad con la tecnología Q-Marine. Desde el comienzo, el monitoreo con la técnica  de repetición proporcionó información crucial para la optimización del desarrollo del campo. Las diferencias en las inversiones AVO, entre los levantamientos de 2001 y 2003, revelaron cambios en la  impedancia acústica que podrían interpretarse como incrementos de la saturación de agua. 16 En un área, la trayectoria de un pozo planificado fue modificada para evitar una zona respecto de la  cual se infería que poseía alta saturación de agua. 17

  e    i  n    l    I  n

460

470

450

460

470

Inversión para obtener la relación de Poisson. En este campo, la relación de Poisson provee una medida mejor que la impedancia acústica para la evaluación de la calidad del yacimiento. Un valor bajo de la relación de Poisson (verde) en general es indicativo de la presencia de arena de mejor calidad. Las amplitudes de las reflexiones son más afectadas por la relación de Poisson con ángulos de incidencia más grandes. Cuando en la inversión se incluye un rango de ángulos más grande (de 5 a 42°) (derecha), la estimación de la relación de Poisson muestra menos ruido y las regiones con una relación de Poisson similar parecen más continuas que cuando en la inversión se utiliza un rango de ángulos más pequeño (de 5 a 35°) (izquierda). Los círculos blancos corresponden a las localizaciones de pozos. (Adaptado de Barclay et al, referencia 14.)

 > 

 Verano de 2008

59

   s  , 1.9     )    a    t     l    e    u    v    y    a     d     i     (    e     l     b    o     d    o    t     i    s    n     á    r    t    e     d    o    p    m    e 2.8     i     T    s  , 1.9     )    a    t     l    e    u    v    y    a     d     i     (    e     l     b    o     d    o    t     i    s    n     á    r    t    e     d    o    p    m    e     i     T 2.8

Impedancia acústica

Pozo A

9

5

   s  , 1.9     )    a    t     l    e    u    v    y    a     d     i     (    e     l     b    o     d    o    t     i    s    n     á    r    t    e     d    o    p    m    e     i     T 2.8    s  , 1.9     )    a    t     l    e    u    v    y    a     d     i     (    e     l     b    o     d    o    t     i    s    n     á    r    t    e     d    o    p    m    e 2.8     i     T

A

B

Pozo B

–5

Impedancia acústica 5

    3     0     0     2  ,    a    c     i    t    s     ú    c    a    a     i    c    n    a     d    e    p    m     I

MPa*s/m

12

Cambio en la impedancia acústica, 2006/2001, %

5

Curva de registro Resultado de la inversión Modelo de baja frecuencia

Relación de Poisson

Pozo A

0.36

    3     0     0     2  ,    n    o    s    s     i    o     P    e     d    n     ó     i    c    a     l    e     R

A

B

0.18 Pozo C

0.20 Relación de Poisson 0.45

–10

Curva de registro Resultado de la inversión Modelo de baja frecuencia

Cambio en la relación de Poisson, 2006/2001, %

10

Recientemente, la evaluación de los cambios producidos en el esfuerzo efectivo se ha vuelto importante para la optimización de las estrategias de agotamiento e inyección de yacimientos. Para  comprender los efectos permanentes de la producción sobre el campo, StatoilHydro y Schlumberger se comprometieron a llevar a cabo un proyecto de inversión simultánea que incorporaba todos los datos sísmicos disponibles, los datos de registros de siete pozos y los datos de producción del modelo de yacimiento ECLIPSE. 18 El proceso de inversión simultánea ISIS estimó los valores básicos, y los cambios producidos en la  impedancia acústica y la relación de Poisson, a  partir de los datos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición (izquierda). Para compensar la  falta de información de baja frecuencia en el ancho de banda sísmico—necesaria para determinar las propiedades elásticas absolutas—se construyeron modelos de referencia. Para el le vantamiento básico, el modelo de referencia se obtuvo mediante la propagación de los valores de pozo de las propiedades elásticas, a través de toda  la zona de interés restringida por los horizontes clave interpretados y las velocidades sísmicas de cada intervalo. En relación con los modelos de baja frecuencia  basados en la técnica de repetición, las estimaciones de las propiedades elásticas se obtuvieron con el simulador de yacimientos ECLIPSE en tres pasos: las propiedades del yacimiento fueron convertidas del dominio de la profundidad al dominio del tiempo utilizando el modelo de velocidad y luego se convirtieron en cambios de las propiedades elásticas utilizando los modelos de física de rocas. Finalmente, las distribuciones espaciales y temporales de los cambios producidos en las propiedades fueron restringidas por los cambios de la velocidad sísmica observados en las diferencias de tiempo de tránsito entre los levantamientos repetidos. Esta combinación singular de propiedades de  yacimiento convertidas al dominio del tiempo con los cambios en el tiempo de tránsito, obtenidos por métodos sísmicos, arrojó cambios precisos en las propiedades elásticas, consistentes con la simulación del yacimiento. Se observaron diferencias significativas entre los resultados de la inversión para 

Inversión con la técnica de repetición. Los resultados de la impedancia acústica (extremo superior ) y la relación de Poisson (extremo inferior ) utilizan un modelo de baja frecuencia basado en los resultados 18. Murineddu A, Bertrand-Biran V, Hope T, Westeng K de la simulación. En el volumen 3D (extremo superior derecho ), el panel posterior y los paneles laterales y Osdal B: “Reservoir Monitoring Using Time-Lapse muestran los valores de impedancia acústica del levantamiento de 2003. La superficie horizontal es un Seismic over the Norne Field: An Ongoing Story,” presentado en el Seminario Geofísico Bienal Norsk corte en tiempo de la relación entre la impedancia acústica en 2006 y la impedancia acústica en 2001. Petroleumsforening, Kristiansand, Noruega, 10 al 12 El incremento (rojo) ha sido interpretado como un reemplazo del petróleo por agua. Las comparaciones de marzo de 2008. de la impedancia acústica absoluta en dos pozos (extremo superior izquierdo ) muestran una buena colevantamientos que registran dichos datos de rrelación entre las mediciones de pozos y los valores de impedancia acústica de 2003. Las flechas rojas 19. Los componentes múltiples también se denominan en cada carril del registro, señalan el tope del horizonte de interés. Los carriles del registro exhiben los levantamientos 4C. Para obtener más información sobre datos de pozos (rojo), los valores derivados por métodos sísmicos (azul) y el modelo de baja frecuencia levantamientos 4C, consulte: Barkved O, Bartman B, (verde). Los resultados para la relación de Poisson (extremo inferior ) se representan gráficamente de Compani B, Gaiser J, Van Dok R, Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las diversas facetas de los un modo similar. El Pozo C está fuera del volumen 3D.

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datos sísmicos de componentes múltiples,” Oilfield  Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.

60

Oilfield Review

 

Modelo de referencia con información repetida

Modelo de referencia sin información repetida

2.2

   s  ,     )    a    t     l    e    u    v    y 2.3    a     d     i     (    e     l     b    o     d 2.4    o    t     i    s    n     á    r    t    e     d 2.5    o    p    m    e     i     T

Cambio en la impedancia acústica

Cambio en la impedancia acústica

¿Falla permeable?

¿Falla impermeable?

2.6 1,545

1,645

1,745

1,845

1,945

2,045

2,145

1,545

Número de línea perpendicular a la dirección de adquisición ( crossline number )

   s 2.2  ,     )    a    t     l    e    u    v    y 2.3    a     d     i     (    e     l     b    o     d 2.4    o    t     i    s    n     á    r    t    e     d 2.5    o    p    m    e     i     T

2.6

1,645

1,745

1,845

1,945

1,745

1,845

1,945

2,045

2,145

Número de línea perpendicular a la dirección de adquisición ( crossline number )

Cambio en la relación de Poisson

1,545

1,645

Cambio en la relación de Poisson

2,045

Número de línea perpendicular a la dirección de adquisición ( crossline number )

2,145

1,545

1,645

1,745

1,845

1,945

2,045

2,145

Número de línea perpendicular a la dirección de adquisición ( crossline number )

0.94

Amplitud

1.06

Efecto de los modelos de referencia sobre la inversión. La inversión efectuada con la técnica de repetición (extremo superior ) para la obtención de la impedancia acústica y la relación de Poisson (extremo inferior ), muestra resultados distintos utilizando modelos de referencia diferentes. Estos paneles se concentran en una región en la que el modelo de simulación de yacimientos contiene una falla transmisible que permite la migración del gas. La sección de impedancia acústica calculada con un modelo de referencia, que incorporó los efectos del paso del tiempo (extremo superior izquierdo ), indica una reducción de la impedancia acústica (rojo) a lo largo de la falla. En la sección de impedancia acústica calculada sin un modelo de referencia de repetición (extremo superior derecho ), la reducción de la impedancia acústica se restringe al área que se encuentra por encima de la falla, lo que indica que la falla no es transmisible. La inversión para determinar la relación de Poisson también sugiere la presencia de una falla transmisible, pero sólo si se utiliza un modelo de referencia que respeta los datos del simulador (extremo inferior izquierdo ). La curva negra de cada panel corresponde al tope de la formación, indicado por las flechas rojas en la figura anterior. Las amplitudes son la relación entre los valores de 2004 y los de 2001.

 > 

los que se utilizaron modelos de referencia actuapara generar y registrar solamente las ondas  P; las lizados y aquellos para los que no se utilizaron ondas S no se propagan en los fluidos. Las ondas (arriba). compresionales generadas por la fuente pueden El equipo de manejo de yacimientos de convertirse en ondas de corte en el fondo marino, StatoilHydro tiene previsto utilizar estos resulta- o debajo, y luego viajar como tales a través de las dos para rastrear el movimiento del frente de in- formaciones sólidas del subsuelo, pero deben con yección, evaluar el avance de la inyección de agua   vertirse nuevamente en ondas P para propagarse  y gas, estimar la distribución de la presión y ac- por el agua y ser registradas por los receptores. A  tualizar el modelo de yacimiento. través del análisis AVO, se puede recoger información sobre la velocidad de las ondas S  y el módulo de corte, µ , pero las ondas S en sí, no se registran. Inversión de componentes múltiples Los ejemplos previos se refirieron a la inversión No obstante, es posible adquirir datos de ondas  S  de los datos de ondas  P. Los levantamientos sís- si los receptores están acoplados al fondo marino. micos con cable sísmico remolcado son diseñados

 Verano de 2008

Los cables de fondo marino (OBC) están diseñados para este fin. Habitualmente, estos cables contienen cuatro sensores de componentes múltiples—tres geófonos y un hidrófono—espaciados a  intervalos determinados por los requerimientos del levantamiento. 19 Los geófonos detectan los componentes múltiples del movimiento de las ondas  S  y el hidrófono—como los hidrófonos remolcados con el cable sísmico marino—detecta  las señales de ondas P, designadas como arribos PP. La onda P también es detectada por los g eófonos, principalmente en el componente vertical, lo que genera las señales PZ.

61

Colección de trazas CMP PZ

Inversión PZ

Impedancia acústica

Densidad

       Z        P      o      p      m      e        i        T

Banda de ángulo de 4 a 11° Banda de ángulo de 11 a 18° Banda de ángulo de 18 a 25° Banda de ángulo de 25 a 32°

Impedancia acústica 5

km/s*g/cm3

10

Curva de registro Resultado de la inversión 2,000 Modelo de baja frecuencia

Densidad kg/m3

3,000

Curva de registro Resultado de la inversión Modelo de baja frecuencia

Colección de trazas CMP PS

Impedancia acústica

Inversión PZ y PS

Densidad

       S        P      o      p      m      e        i        T

Banda de ángulo de 4 a 11° Banda de ángulo de 11 a 18° Banda de ángulo de 18 a 25° Banda de ángulo de 25 a 32° Banda de ángulo de 32 a 39° Banda de ángulo de 39 a 45°

Inversión simultánea de los datos de componentes múltiples. La impedancia acústica (izquierda) y la densidad (derecha), obtenidas a partir de un proceso de inversión que utiliza sólo los datos PZ (extremo superior ), carecen de la resolución y la continuidad de los resultados de la inversión que utiliza los datos PZ y PS (extremo inferior ). En particular, comparadas con la inversión PZ, las densidades pronosticadas por el proceso de inversión de los datos PZ y PS mostraron mucha mejor correlación con los valores del registro. En los paneles que muestran los resultados de la inversión, las líneas negras casi horizontales corresponden a los horizontes interpretados. (Adaptado de Rasmussen et al, referencia 21.)

 > 

Datos sísmicos de componentes múltiples. Las colecciones de trazas de punto medio común (CMP) de los datos de reflexión PZ (extremo su-  perior ) y PS (extremo inferior ) muestran las trazas con un desplazamiento que se incrementa de izquierda a derecha. Las bandas de color delinean los rangos de ángulos. Numerosas reflexiones exhiben los efectos AVO, que pueden diferir en sus expresiones en las colecciones de trazas PZ y PS. Por ejemplo, en la colección de trazas PZ, la reflexión en la línea roja de puntos es levemente positiva con un desplazamiento cero y se reduce hasta alcanzar una amplitud casi nula con el incremento del desplazamiento. Los arribos desde el mismo reflector en la colección de trazas PS, son intensamente positivos con un desplazamiento cero y se reducen gradualmente con el incremento del desplazamiento.

 > 

62

Las fuentes utilizadas en estos levantamientos son las mismas que las de los levantamientos con cables sísmicos marinos remolcados, generando ondas  P que se convierten en ondas  S en el fondo marino o a mayor profundidad. Las señales resultantes se denominan datos PS. Si bien los levantamientos de componentes múltiples son más

complejos para ejecutar y procesar que l os levantamientos de un solo componente, proveen datos que éstos últimos no pueden proporcionar. Schlumberger invirtió los datos sísmicos de componentes múltiples de un campo de gas y condensado del Mar del Norte. El objetivo principal del estudio de inversión fue generar las propieda-

Oilfield Review

 

des elásticas—impedancia de ondas  P, la relación V   p / V   s y la densidad—a partir de los conjuntos de datos sísmicos, como datos de entrada, para calcular las propiedades geomecánicas en gran escala. Las propiedades geomecánicas se utilizarían para la construcción de un modelo mecánico del subsuelo (MEM) 3D. 20 El procesamiento de los datos PZ y PS es mucho más complejo que el procesamiento con vencional de conjuntos de datos de un solo componente. Los dos tipos de datos provinieron del mismo levantamiento pero mostraron numerosas diferencias. Por ejemplo, las amplitudes, las velocidades y el comportamiento AVO fueron marcadamente diferentes entre los dos conjuntos de datos (página anterior, a la izquierda). Para evaluar el valor de los datos PS, la inversión simultánea de los datos PZ se comparó con la  inversión simultánea de los conjuntos de datos PZ  y PS combinados (página anterior, a la derecha).21 La impedancia acústica y la densidad, obtenidas de las amplitudes de las reflexiones PZ y PS, se resolvieron mucho mejor y se ajustaron mejor a los  valores de pozos que los calculados a partir de los arribos PZ solamente. Las impedancias acústicas, derivadas de la in versión sísmica, mejoraron la precisión del modelo mecánico del subsuelo. En una prueba de un pozo ciego, las impedancias acústicas pronosticadas con la inversión se compararon con las medidas en un pozo que no había sido utilizado para la calibración de la inversión (arriba, a la derecha). En las 10 capas del MEM, las impedancias acústicas obtenidas de los registros de pozo mostraron un ajuste extremadamente estrecho con las impedancias derivadas de la inversión sísmica. Las correlaciones con los modelos construidos utilizando métodos convencionales de generación de propiedades geomecánicas—métodos que no incorporan las propiedades calculadas sísmicamente—no se ajustaron tan bien y exhibieron errores grandes en varias capas. El futuro con la inversión La inversión sísmica es una herramienta poderosa  para la extracción de información de la roca yacimiento y los fluidos a partir de los datos sísmicos. Si bien la mayoría de los l evantamientos sísmicos son diseñados para generar imágenes solamente, las compañías están aplicando el método de in versión cada vez con más frecuencia para extraer más provecho de sus inversiones económicas en datos sísmicos. Algunas compañías ahora utilizan el método de inversión en todos los conjuntos de datos sísmicos y no realizan ninguna operación de perforación sin aplicarlo.

 Verano de 2008

Original AI

Nuevo flujo de trabajo AI

MPa*s/m MPa*s/m 3 12 3 12 0

SGS

Error %

AI

MPa*s/m 100 3 12 0

 

Error %

Kriging 

AI

MPa*s/m 100 3 12 0

Error % 100

Registro de pozo y propiedades obtenidas por métodos sísmicos

    d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

Pozo X

Impedancia acústica 4.5

MPa*s/m

8.5

Propiedades acústicas en un modelo mecánico del subsuelo (MEM) 3D. Las impedancias acústicas obtenidas por métodos sísmicos ayudaron a poblar un MEM 3D con propiedades mecánicas. El inserto (derecha ) muestra una de las 10 capas del modelo. Los valores de impedancia acústica (AI), extraídos de un pozo (Pozo X) que no había sido utilizado para la construcción del modelo (Carril 1), se comparan con los valores pronosticados utilizando los tres métodos: inversión sísmica (Carril 2), Simulación Secuencial de Gauss (SGS) (Carril 3) y el método de kriging (Carril 4). El método SGS y el método de kriging no utilizan los datos sísmicos como datos de entrada. Las barras de error (rojo), que aparecen en cada carril, exhiben el error porcentual. El ajuste con la impedancia acústica obtenida por métodos sísmicos es significativamente mejor que con los resultados de los otros dos métodos. (Adaptado de Mohamed et al, referencia 20.)

 > 

La inversión sísmica para la caracterización de  yacimientos es un proceso de pasos múltiples que, además del algoritmo de inversión en sí, requiere operaciones cuidadosas de preparación de datos, procesamiento de datos sísmicos, edición y calibración de registros, correlación y visualización de las propiedades de las rocas. Se están desarrollando metodologías de trabajo para combinar estos pasos con el fin de obtener resultados óptimos. La incorporación de nuevas mediciones obtenidas de otras disciplinas, tales como la detección electromagnética profunda, promete aportar me joras a l os resultados de la inversión sísmica. El trabajo realizado en torno a los componentes magnetotelúricos y los componentes electromagnéticos de fuente controlada para el ambiente marino, está generando interés considerable

entre los geofísicos y estas técnicas pueden encerrar la clave para la detección de propiedades que eluden los levantamientos sísmicos. Otra área de mejoramiento potencial reside en el mejoramiento del contenido de los datos en los registros sísmicos. Las bajas frecuencias no contenidas en la mayoría de los datos sísmicos tienen que obtenerse o modelarse a partir de los datos de registros para obtener las propiedades absolutas de las rocas mediante inversión. No obstante, en áreas alejadas de los pozos, este paso puede introducir un sesgo indeseado en los resultados. Por ejemplo, cuando las litologías reducen su espesor, aumentan de espesor, desaparecen o aparecen entre los pozos, los datos de los pozos probablemente no constituyan una base precisa para los modelos sísmicos.

20. Mohamed FR, Rasmussen A, Wendt AS, Murineddu A y Nickel M: “High Resolution 3D Mechanical Earth Model Using Seismic Neural Netmodeling: Integrating Geological, Petrophysical and Geophysical Data,” artículo A043, preparado para ser presentado en la 70a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.

21. Rasmussen A, Mohamed FR, Murineddu A y Wendt AS: “Event Matching and Simultaneous Inversion—A Critical Input to 3D Mechanical Herat Modeling,” artículo P348, preparado para ser presentado en la 70a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.

63

Datos convencionales

Datos over/under 

2,000 Lecho marino

2,200

Lecho marino

2,400 2,600 2,800 3,000 3,200 3,400    s    m  ,     )    a    t     l    e    u    v    y    a     d     i     (    e     l     b    o     d    o    t     i    s    n     á    r    t    e     d    o    p    m    e     i     T

3,600

Tope Breydon

Tope Breydon

Base Breydon

Base Breydon

Tope Balder

Tope Balder

3,800 4,000 4,200 4,400

Tope Flett

Tope Flett

Tope basalto

Tope basalto

4,600 4,800 5,000 5,200 5,400 5,600 5,800 6,000 6,200 6,400

–65

65

Amplitud

6,600 1,030

3,261

1,030

CDP

3,261

CDP

Secciones sísmicas de un levantamiento convencional con fuente y receptores profundos ( izquierda ) y un levantamiento por encima/por debajo (over/under ) (derecha ). El levantamiento por encima/por debajo muestra una intensidad significativa de la señal proveniente de los reflectores profundos situados por debajo del basalto. En el levantamiento convencional, el basalto obstruye la penetración de la energía sísmica.

 > 

Modelo tipo cuña 1

5

11

CDP 21

31

41

51

61

71

81

1,600

   s    m  ,     )    a    t     l    e    u    v    y 1,800    a     d     i     (    e     l     b    o     d    o    t     i    s 2,000    n     á    r    t    e     d    o    p    m    e 2,200     i     T

Impedancia acústica 4,750

m/s*g/cm3

7,750

Modelo de impedancia acústica de tipo cuña. Las capas aumentan de espesor de izquierda a derecha. Los pozos sintéticos se muestran como curvas negras en los números CDP seleccionados. Las curvas representan las saturaciones de agua. Este modelo se utilizó para generar las secciones sísmicas sintéticas. La impedancia acústica en el punto CDP 5, constituyó la base del modelo de referencia utilizado para invertir las secciones sintéticas.

 > 

64

Se está evaluando una nueva técnica de adquisición de datos sísmicos como forma de proveer la  información de baja frecuencia necesaria en ausencia de datos de registros. Conocida como adquisición por encima/por debajo ( over/under), esta  tecnología elimina efectivamente las discontinuidades presentes en el ancho de banda sísmico que perturban la mayoría de los levantamientos.22 Se ha  demostrado que las bajas frecuencias adicionales contenidas en los datos por encima/por debajo mejoran la generación de imágenes de los reflectores profundos (arriba). Las frecuencias bajas, a  menudo por debajo de 6 Hz, también son útiles para mejorar la inversión. 23 Se ha utilizado la técnica de modelado para  estudiar el impacto de estas bajas frecuencias adicionales sobre la inversión sísmica. 24 El punto de partida es un modelo de impedancia acústica  en forma de cuña, con intervalos prospectivos de espesor variable (izquierda). Se construyen dos

Oilfield Review

 

secciones sísmicas sintéticas: una con una ondícula  extraída de un levantamiento convencional y la  otra con una ondícula extraída de un levantamiento por encima/por debajo (derecha). En esencia, la primera sección sintética posee el contenido de frecuencia de un levantamiento convencional, y  la segunda sección sintética posee el contenido de frecuencia mejorado de un levantamiento por encima/por debajo. Estas secciones sísmicas sintéticas se invirtieron utilizando un modelo de referencia unitario de baja frecuencia. El modelo de referencia fue creado mediante el filtrado pasabajos (entre 0 y 3 a 4 Hz) de la impedancia acústica de un pozo. Esto simula un ambiente de exploración en el que sólo se dispone de datos de un pozo para restringir el modelo de inversión. La comparación de los resultados de la inversión de la sección convencional y la sección por encima/por debajo muestra que las impedancias acústicas de la sección por encima/por debajo se correlacionaron mucho mejor con las impedancias acústicas “medidas” en los pozos, y, por consiguiente, se ajustaron mejor al modelo real que los resultados para los que se utili zaron los datos convencionales como datos de entrada (derecha). El agregado de datos en el rango de 3 a 6 Hz, suministrados por la técnica por encima/por debajo, 22. Camara Alfaro J, Corcoran C, Davies K, González Pineda F, Hampson G, Hill D, Howard M, Kapoor J, Moldoveanu N y Kragh E: “Reducción del riesgo exploratorio,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 26–43. Moldoveanu N, Combee L, Egan M, Hampson G, Sydora L y Abriel W: “Over/Under Towed-Streamer Acquisition: A Method to Extend Seismic Bandwidth to Both Higher and Lower Frequencies,” The Leading Edge 26, no. 1 (Enero de 2007): 41–58. 23. Özdemir H: “Unbiased Seismic Inversion: Less Model, More Seismic,” presentado en el Seminario de Geofísica de la Sociedad de Exploración Petrolera de Gran Bretaña, Londres, 30 al 31 de enero de 2008. 24. Özdemir H, Leathard M y Sansom J: “Lost Frequencies Found—Almost: Inversion of Over/Under Data,” artículo D028, presentado en la 69a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Londres, 11 al 14 de junio de 2007. 25. Olofsson B, Probert T, Kommedal JH y Barkved OI: “Azimuthal Anisotropy from the Valhall 4C 3D Survey,” The Leading Edge  22, no.12 (Diciembre de 2003): 1228–1235. Hatchell P y Bourne S: “Rocks Under Strain: StrainInduced Time-Lapse Time Shifts Are Observed for Depleting Reservoirs,” The Leading Edge 24, no. 12 (Diciembre de 2005): 1222–1225. Herwanger J y Horne S: “Predicting Time-Lapse Stress Effects in Seismic Data,” The Leading Edge 24, no. 12 (Diciembre de 2005): 1234–1242. Herwanger J, Palmer E y Schiøtt CR: “Anisotropic Velocity Changes in Seismic Time-Lapse Data,” presentado en la 75a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, San Antonio, Texas, 23 al 28 de septiembre de 2007.

 Verano de 2008

1.00 0.75

Datos over/under  Convencional Impedancia acústica CDP 5, sin filtrar Impedancia acústica CDP 5, filtrado

    d    u    t     i     l    p 0.50    m     A

0.25 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Frecuencia, Hz

Espectros de ondículas convencionales y ondículas por encima/por debajo. La ondícula por encima/por debajo (verde) es más rica en bajas frecuencias, especialmente entre 3 y 6 Hz, que la ondícula convencional (azul oscuro). El contenido de frecuencia del registro sintético de impedancia acústica en el punto CDP 5 del modelo de tipo cuña se muestra en marrón. Una versión de este registro filtrada con filtro pasabajos (dorado) constituyó el modelo de referencia para la inversión de las secciones sísmicas sintéticas.

 > 

produjo una diferencia significativa en la inversión, restituyendo información confiable de las propiedades de las rocas aunque los datos de registros fueran escasos. Los datos sísmicos, con un ancho de banda  grande y un grado alto de precisión de posiciona-

Datos convencionales CDP 1

5

11

21

miento, también permiten la detección y la medición de los efectos insignificantes de los esfuerzos en los datos sísmicos 3D y 4D. 25 Por ejemplo, los efectos del esfuerzo inducido por la subsidencia  se vieron en las propiedades de las velocidades de las ondas  S  medidas con un levantamiento de

Datos over/under  31

41

1

5

11

CDP 21

31

41

1,600

   s    m  ,     )    a    t     l    e    u    v    y    a     d     i 1,700     (    e     l     b    o     d    o    t     i    s    n     á    r    t    e     d    o    p    m    e 1,800     i     T

Impedancia acústica 4,750

m/s*g/cm3

7,750

1,900

Inversión de los datos convencionales sintéticos y datos por encima/por debajo. Ambos conjuntos de datos se invirtieron utilizando un modelo de referencia que comprende una versión filtrada del regis tro de impedancia acústica en el punto CDP 5. La sección de impedancia acústica por encima/por debajo (derecha ) arroja un resultado en forma de cuña que se ajusta más estrechamente a la información de pozos que la sección de impedancia acústica convencional (izquierda ). La versión por encima/por debajo mapea las impedancias acústicas bajas (verde) del yacimiento, cuyo espesor aumenta hacia la derecha, y además produce un mejor ajuste con las zonas de alta impedancia acústica (amarillo y rojo) por debajo del yacimiento, cuyo espesor también aumenta hacia la derecha.  > 

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componentes múltiples efectuado en el Mar del Norte (abajo). La inversión sísmica puede ser utilizada potencialmente para inferir los cambios de esfuerzos espaciales y temporales producidos en el subsuelo a partir de los datos sísmicos. 26 Los geofísicos de Schlumberger prevén la utilización del método de inversión sísmica para la determinación del estado de esfuerzos triaxiales del yacimiento y 

de los estratos de sobrecarga como una función del tiempo. Este conocimiento puede ser utilizado para planificar las trayectorias de los pozos y anticipar su falla y el daño de las rocas. La caracterización de las propiedades mecánicas de los estratos de sobrecarga y el monitoreo de los cambios de esfuerzos con el tiempo abren un nuevo campo de aplicación para la inversión sísmica. Desplazamiento: Capa 1

A

P1

P2 P3

P4

B

X

X

Y

W1

W4 W2 W3

    Y

26. Sarkar D, Bakulin A y Kranz RL: “Anisotropic Inversion of Seismic Data for Stressed Media: Theory and a Physical Modeling Study on Berea Sandstone,” Geophysics 68, no. 2 (Marzo a abril de 2003): 690–704. Sayers CM: “Monitoring Production-Induced Stress Changes Using Seismic Waves,” presentado en la 74a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver, 10 al 15 de octubre de 2004.

2,500 m 150

Profundidad, m

3,650

0

Cambio de esfuerzos efectivos: Capa 1

Desplazamiento descendente, m

X

D

P1     Y

Separación observada de las ondas de corte E

P4 P2 P3

    Y

2,500 m

0.2

Separación modelada de las ondas de corte

X

C

Las propiedades de las rocas y los fluidos, obt enidas por métodos sísmicos, están desempeñando un rol cada vez más importante en la caracterización de los modelos geológicos y, por consiguiente, se extienden naturalmente en el dominio del simulador de la producción de yacimientos. Esta caracterización de las propiedades de las rocas puede extenderse a los estratos de sobrecarg a. Los pasos siguientes en la progresión del método de in versión sísmica, incluirán el uso creciente de los resultados de las simulaciones de yacimientos y las simulaciones geomecánicas con el fin de generar los modelos iniciales para el proceso de inversión  y viceversa. El cierre de este circuito, y la operación en tiempo real con los datos sísmicos obtenidos con la técnica de repetición, harán que la  inversión sísmica trascienda la lectura ente líneas para acceder a la lectura entre pozos. —LS

2,500 m

2,500 m

0

Polarización de la onda de corte rápida

Subsidencia, m

4

Separación modelada y observada de las ondas de corte inducidas por la subsidencia en la porción somera del subsuelo. Se construyó un modelo geomecánico 3D (A) para investigar los efectos de la subsidencia de una capa somera (Capa 1, azul oscuro), causada por la compactación de un yacimiento más profundo (intervalos verdes en los pozos P1, P2, P3 y P4) bajo producción. El desplazamiento resultante del terreno en la porción somera del subsuelo, produce una cubeta de subsidencia casi circular (B). Los cambios producidos en el esfuerzo efectivo asociado con la deformación modelada (C) son mayores en el cen tro de la cubeta. Estos cambios de esfuerzos generan anisotropía elástica, lo que a su vez produce la separación de las ondas de corte, fenómeno en el que dos ondas de corte polarizadas en forma ortogonal se propagan con diferentes velocidades. La mayor separación de las ondas de corte se produce en los flancos de la cubeta de subsidencia (D), donde la diferencia entre los esfuerzos horizontales es mayor. En el centro de la cubeta de subsidencia, donde los cambios de los esfuerzos horizontales son grandes pero isotrópicos, la separación de las ondas de corte es mínima. El azimut de las barras muestra la dirección de polarización de la onda de corte rápida y la longitud de cada barra es proporcional al retardo de tiempo existente entre la onda de corte rápida y la onda de corte lenta. La separación observada de las ondas de corte en una cubeta de subsidencia en un yacimiento del Mar del Norte en proceso de compactación (E), sigue un patrón similar al del fenómeno modelado.  > 

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