Excelentes datos sísmicos de pozos

Excelentes datos sísmicos de pozos
José Luis Arroyo
PEMEX
Reynosa, México
Pascal Breton
Total
Pau, Francia
Hans Dijkerman
Shell
Rijswijk, Países Bajos
Para entender la extensión, el contenido y el desempeño de un yacimiento, es necesario integrar la información espacialmente amplia de levantamientos sísmicos de
superficie con registros geofísicos muestreados verticalmente y con otros datos del
pozo. Los levantamientos sísmicos de pozos son exclusivamente aptos para forjar
este vínculo ya que proveen con rapidez respuestas calibradas de alta resolución
para la toma de decisiones de perforación y de desarrollo de campos.
Scott Dingwall
Stavanger, Noruega
Rafael Guerra
Villahermosa, México
Rune Hope
Total
París, Francia
Brian Hornby
Mark Williams
BP
Houston, Texas, EUA
Rogelio Rufino Jiménez
Reynosa, México
Thibaud Lastennet
John Tulett
Fuchinobe, Japón
Scott Leaney
Houston, Texas
TK Lim
Aberdeen, Escocia
Henry Menkiti
Belle-Chasse, Luisiana, EUA
Jean-Claude Puech
Sergei Tcherkashnev
Gatwick, Inglaterra
Ted Ter Burg
La Haya, Países Bajos
Michel Verliac
Clamart, Francia
2
El valor de cualquier tecnología se puede evaluar
por su capacidad para reducir el riesgo. Se desprende de este axioma que los levantamientos
sísmicos de pozos proveen un alto valor a los
emprendimientos de exploración y producción
(E&P, por sus siglas en inglés). Éstos reducen el
riesgo de dos maneras muy importantes. En primer lugar, suministran parámetros vitales de profundidad y velocidad sísmica de los estratos a los
levantamientos sísmicos de superficie, vinculando eficientemente las imágenes sísmicas de
los estratos con las profundidades exactas medidas en los pozos y extendiendo la información de
los mismos al volumen de la región comprendida
entre pozos. En segundo lugar, proveen imágenes
independientes de alta resolución e información
acerca de las propiedades elásticas de las rocas
para investigar cientos de metros alrededor del
pozo y más allá de la profundidad del mismo.
El primero de estos métodos de reducción de
riesgos consistía en una técnica básica de amarre
a los pozos diseñada para convertir secciones sísmicas de superficie desplegadas en el dominio
temporal al dominio de la profundidad. Desde
este humilde comienzo, los geofísicos han desa-
rrollado una amplia variedad de sofisticadas técnicas de calibración. Los perforadores ahora grafican una ubicación actualizada de la barrena
(mecha, broca, trépano) de perforación sobre la
sección sísmica, utilizando información de la
relación tiempo-profundidad adquirida con
herramientas de sísmica de pozo desplegadas
durante la perforación del pozo.1 Los geofísicos
pueden utilizar datos de registros geofísicos y de
sísmica de pozo para pronosticar la respuesta sísmica y planificar mejores levantamientos sísmicos de superficie.
La información de propagación de ondas provista por los levantamientos sísmicos de pozos
ayuda a mejorar las señales y a suprimir el ruido
durante el procesamiento de los datos sísmicos
de superficie adquiridos en la misma área, mejorando así la calidad de los resultados de levantamientos nuevos o existentes y restaurando las
amplitudes verdaderas en los datos procesados.
Los registros de sísmica de pozo de las ondas
compresionales, P, y de corte, S, conocidos como
registros de multicomponentes, en combinación
con la adquisición de datos con múltiples desplazamientos entre la fuente sísmica y los recepto-
Por su colaboración en la preparación de este artículo se
agradece a Phillip Armstrong, Japón; Bernard Frignet, La
Defense, Francia; Andy Fryer y Les Nutt, Houston, Texas,
EUA; Kristian Jensen, Gatwick, Inglaterra; Alberto
Malinverno, Ridgefield, Connecticut, EUA; Dwight Peters,
Clamart, Francia; y Mark Van Schaack, Bergen, Noruega.
Q-Borehole, SWINGS, Sísmica a Través de la Columna de
Perforación, VSI (herramienta Versátil de Generación de
Imágenes Sísmicas) y WAVE son marcas de Schlumberger.
2. La anisotropía es la variación de una propiedad del material dependiendo de la dirección en la cual se mide.
Ciertas formaciones exhiben una anisotropía de velocidad sísmica, en la cual la velocidad medida paralelamente a los estratos o fracturas, es diferente a la
velocidad medida perpendicularmente a los mismos.
3. Wuenschel PC: “The Vertical Array in Reflection
Seismology—Some Experimental Studies,” Geophysics
41, no. 2 (1976): 219–233.
Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J,
Schaffner J y Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpen
the Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno
de 1995): 18–31.
4. Breton et al, referencia 1.
1. Breton P, Crépin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A,
Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold T
y Raikes S: “Mediciones sísmicas bien posicionadas,”
Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 4–49.
Oilfield Review
res, ayudan a distinguir los contrastes litológicos
de los cambios del contenido de fluidos en el
medio poroso. La adquisición de sísmica de pozo
de multicomponentes y de múltiples desplazamientos entre la fuente sísmica y los receptores
también ayuda a cuantificar los efectos direccionales de la propagación de ondas causados por la
anisotropía de la velocidad sísmica de los estratos.2 La consideración de estos efectos durante el
procesamiento de datos sísmicos de superficie
provee imágenes más precisas del subsuelo.
La segunda técnica de reducción de riesgos
consiste en la generación de imágenes sísmicas
de pozo. Esta técnica, también, ha recorrido un
Verano de 2003
largo camino desde los comienzos del perfil sísmico vertical (VSP, por sus siglas en inglés)3. En la
actualidad, es posible obtener imágenes sísmicas
simples de datos registrados y almacenados en la
memoria de las herramientas que forman parte
del arreglo de perforación de fondo de pozo, las
cuales proveen a los perforadores un anticipo
indispensable de los peligros que puede enfrentar
la barrena, así como de la profundidad de los marcadores y de los estratos de interés.4
En pozos altamente desviados, las herramientas de sísmica de pozo, así como otras herramientas de registros operadas a cable,
históricamente se han bajado al pozo con la
columna de perforación. Sin embargo, cuando las
condiciones de perforación demandan levantamientos a escala completa sin remover la sarta
de perforación, los levantamientos adquiridos
por medio de herramientas bombeadas dentro de
la columna de perforación pueden generar datos
sísmicos de pozos de alta calidad. Además, hoy es
posible adquirir imágenes sísmicas de alta resolución en pozos desviados con el objetivo de refinar las interpretaciones de la estructura del
yacimiento, delinear con exactitud las variaciones estratigráficas y las fallas, y ayudar en la planificación y el emplazamiento de tramos
laterales de drenaje.
3
VSP con desplazamiento cero
VSP con desplazamiento
Fuente
Fuente
Receptores
VSP con desplazamiento lineal
Fuentes
Fuente
Receptor
Receptores
VSP de incidencia vertical
Receptores
VSP 3D
Fuentes
Receptor
> Adquisición sísmica de superficie, con una
fuente sísmica en o cerca de la superficie y
receptores también posicionados en o cerca de
la superficie.
Este artículo presenta varios ejemplos de las
más modernas aplicaciones de levantamientos
sísmicos de pozos. En primer lugar, se describen
los avances tecnológicos que hacen posible la
adquisición de grandes cantidades de datos de
alta calidad eficientemente y de una manera
efectiva en costos. Luego, se presentan ejemplos
de campo que demuestran la capacidad de los
levantamientos sísmicos de pozos para brindar
respuestas a una amplia gama de usuarios, desde
perforadores y planificadores de pozos hasta
intérpretes sísmicos, geofísicos e ingenieros.
Ventajas del pozo
Los levantamientos sísmicos de superficie estándares utilizan una fuente sísmica en o cerca de la
superficie terrestre o marina que emite energía
que se refleja en las interfases del subsuelo y es
registrada por medio de un arreglo de receptores
también ubicados en o cerca de la superficie
(arriba a la izquierda). El volumen investigado por
estos levantamientos depende de la estructura del
subsuelo, las velocidades acústicas y la disposición
de las fuentes y receptores, que pueden desplegarse en diferentes localizaciones de superficie.
Los levantamientos sísmicos de pozos difieren de la sísmica de superficie en que las ubicaciones de los receptores se hallan restringidas a
4
Receptores
> Adquisición sísmica de pozo, con un arreglo de receptores en el pozo. En un perfil sísmico vertical
(VSP, por sus siglas en inglés) con desplazamiento cero (zero offset), la fuente sísmica se ubica cerca
de la cabeza del pozo (izquierda). Otras configuraciones de levantamiento sísmico de pozo incluyen
VSPs con la fuente situada en una posición fija lejos del pozo, conocidos como VSPs con desplazamiento (offset); con la fuente ocupando posiciones sucesivas a lo largo de una línea, designados
como VSPs con desplazamiento lineal (walkaway); con la fuente posicionada verticalmente sobre
múltiples posiciones del receptor en un pozo desviado—denominados VSPs de incidencia vertical en
EUA y México, y VSPs en pozos desviados en otras regiones del mundo—y con la fuente sísmica
siguiendo líneas de una malla rectangular o en espiral por encima del objetivo, llamados VSPs 3D.
los límites de un pozo (arriba). Mientras que esta
restricción limita el volumen representado por la
imagen, también confiere varias ventajas a los
levantamientos sísmicos de pozos. Por ejemplo,
las ondas que viajan desde una fuente ubicada en
superficie, se reflejan en un reflector del subsuelo y luego llegan a un receptor ubicado en el
pozo, son menos atenuadas por los estratos someros de baja velocidad, los cuales son atravesados
sólo una vez, que las ondas registradas por los
receptores utilizados en los levantamientos sísmicos de superficie que deben atravesar dichos
estratos dos veces.
El pozo generalmente es un ambiente más
tranquilo que la superficie, de modo que los
receptores pueden registrar datos con mejores
relaciones señal-ruido. Los receptores sujetados
en el pozo registran multicomponentes de la
energía sísmica en la forma de ondas compresionales directas y de corte convertidas, mientras
que los métodos de adquisición sísmica marina y
terrestre estándar registran una sola componente de los datos que luego se procesa para
mejorar sólo los arribos compresionales.
Los receptores ubicados en el pozo pueden
registrar los arribos descendentes directos;
aquellas señales que viajan directamente desde
la fuente sin reflejarse antes de alcanzar el
receptor. Los cambios en la señal directa registrada en el pozo por múltiples receptores calibrados ayudan a determinar las propiedades de
atenuación de los estratos de sobrecarga.
5. Las ondas de tubo son múltiples de ondas que se propagan en forma ascendente y descendente por el fluido del
pozo, y que pueden dominar la porción tardía de los
datos de formas de onda. Los hidrófonos son especialmente susceptibles a los efectos de estas ondas porque
responden a cambios de presión en el pozo, mientras
que los geófonos están conectados a la formación y son
menos susceptibles.
Oilfield Review
mente registradas, y se mejore la relación señalruido. El fuerte anclaje, el tamaño diminuto y el
eficiente desacople del paquete de sensores del
cuerpo del transportador proveen los medios para
remover el ruido armónico de la herramienta y las
ondas de tubo de la respuesta sísmica.5 La herramienta se puede anclar en agujeros de 9 a 56 cm
de diámetro [31⁄2 a 22 pulgadas].
El espaciamiento entre los transportadores
se puede configurar de 3 a 20 m [10 a 66 pies],
dependiendo de los requisitos de la adquisición;
la mayoría de los trabajos se llevan a cabo con un
espaciamiento entre transportadores de 15 m [49
pies]. En una herramienta especialmente modificada, con 20 transportadores, se incrementó el
espaciamiento entre los mismos a 30 m [100
pies], para lograr una cobertura de 627 m [2057]
con un solo disparo. El rápido despliegue del
ancla mecánica permite desamarrar la herramienta y moverla rápidamente a otro nivel para
una adquisición eficiente. El arreglo VSI se
puede combinar con otras herramientas operadas a cable, tales como una herramienta de rayos
gama para la determinación precisa de la profundidad, una herramienta de inclinometría para
la orientación espacial, u otras herramientas de
registros geofísicos, de generación de imágenes,
o de muestreo de formaciones, para la adquisición eficiente en materia de tiempo y costos de
los datos. Cada transportador VSI posee un sensor de ubicación relativa para medir la orientación de la herramienta en pozos desviados.
> Herramienta Versátil de Generación de Imágenes Sísmicas VSI de Schlumberger. Es posible configurar y bajar al pozo en un solo arreglo hasta 20 de estos transportadores de sensores de multicomponentes (arriba), dispuestos a una distancia de 3 a 20 m [10 a 66 pies] entre sí. La herramienta fue diseñada y construida por ingenieros de Schlumberger en el Centro de Productos SKK en Fuchinobe, Japón
(abajo) y en esta fotografía se muestra desplegada en los jardines de SKK.
El conocimiento de las propiedades de atenuación de las rocas ayuda a restaurar porciones de
señales perdidas durante la propagación de las
ondas en los levantamientos de sísmica de pozo y
de superficie. Los receptores se pueden posicionar precisamente a profundidades especificadas
en el pozo, permitiendo a los geofísicos derivar
un perfil de las velocidades de los estratos en el
sitio del pozo. Esto ayuda a convertir los datos
sísmicos de superficie registrados en escala de
tiempo a escala de profundidad, de modo que las
imágenes sísmicas puedan vincularse con datos
de registros geofísicos, y las posiciones de la
barrena de perforación puedan graficarse en las
secciones sísmicas.
Verano de 2003
Herramientas versátiles
para mejorar la adquisición
Para Schlumberger, la base de los datos sísmicos
de pozo de alta calidad reside en la herramienta
Versátil de Generación de Imágenes Sísmicas VSI
(arriba). Esta herramienta operada a cable consiste en más de 20 módulos de sensores ligeros de
multicomponentes, denominados transportadores (shuttles), cuyos paquetes de sensores se
desacoplan acústicamente del cuerpo principal
de la herramienta. Cada paquete de sensores se
presiona contra la pared del pozo con una fuerza
de por lo menos 10 veces su peso (derecha). Esto
garantiza que todas las componentes del movimiento de las partículas en la formación sean fiel-
> Transportador VSI anclado. Cada transportador
se desacopla acústicamente del cuerpo principal
de la herramienta y se presiona contra la pared
del pozo. El brazo de anclaje permite un eficaz
acoplamiento del sensor en pozos cuyos diámetros abarcan de 9 a 56 cm [31⁄2 a 22 pulgadas].
5
Sensores VSI
Sensores convencionales
Amplitud normalizada, dB
5
0
–5
–10
–15
–20
0
10
100
1000
Frecuencia, Hz
> Respuesta de los acelerómetros de la herramienta VSI (en rojo); plana de 3
a 200 Hz. La capacidad para registrar frecuencias por debajo del límite inferior de 10 Hz y por encima del límite superior de 100 Hz de los geófonos de
pozo tradicionales (en azul), permite a la herramienta VSI registrar datos con
un amplio ancho de banda para así lograr imágenes de alta resolución.
6
idea de la complejidad que entraña el diseño de
los levantamientos sísmicos de pozos.
Un ejemplo de un levantamiento sísmico
terrestre efectuado en Argelia muestra los efectos de las capas de alta velocidad sísmica (próxima página, arriba). Las capas de alta velocidad
crean problemas para los levantamientos sísmicos de superficie y de pozo, actuando como escudos o deflectores para la propagación de ondas y
dando lugar a lo que se conoce como “áreas de
datos malos,” donde los levantamientos no ayudan a dilucidar lo que está debajo de la capa de
alta velocidad. Este tipo de problema puede ocurrir debajo de las rocas volcánicas y carbonata-
Trazas registradas
Respuesta del vibrador
1000
2000
Profundidad, m
Cada paquete de sensores VSI contiene acelerómetros de tres ejes. La respuesta del acelerómetro, que es plana de 3 a 200 Hz, provee una
sensibilidad excelente dentro de la banda de frecuencia de la sísmica de pozo (arriba). El amplio
ancho de banda y la alta sensibilidad en frecuencia mejora la resolución, y la capacidad para
registrar las frecuencias debajo de los 10 Hz,
hace que las señales de esta herramienta sean
especialmente útiles para los métodos de inversión de impedancia acústica.
Las irregularidades del pozo pueden dificultar
el anclaje de algunas herramientas sísmicas de
pozos, evitando el acoplamiento correcto entre el
sensor y el pozo. En la herramienta VSI, cada
transportador contiene un vibrador (shaker) que
prueba el acople entre los sensores y el pozo
mediante la emisión de un barrido de frecuencias
en la banda sísmica. Una vez anclada la herramienta, el ingeniero de campo activa los vibradores y observa la respuesta de los acelerómetros de
cada transportador para detectar los transportadores pobremente anclados. Si la herramienta se
halla adecuadamente anclada, se procede con la
adquisición. De lo contrario, la herramienta se
mueve a otro nivel, se ancla y somete a una nueva
prueba de vibración (derecha).
Para determinar las ubicaciones correctas de
la fuente y de los receptores, es necesario modelar la respuesta de los datos a adquirir en el
levantamiento sísmico con un modelo del subsuelo. Los dos tipos de herramientas de modelado más comunes son los esquemas de
propagación de frente de onda—tales como los
modelos de diferencias finitas—y los programas
de trazado de rayos para visualizar los trayectos
de los rayos entre las fuentes y los receptores.
Una simple observación de algunos estudios
recientes de trazado de rayos proporciona una
das, de las formaciones de sal y otras formaciones de alta velocidad. Las zonas de baja velocidad, tales como las capas superficiales o
formaciones gasíferas, también crean problemas
de propagación de ondas. Generalmente se recurre a los levantamientos sísmicos de pozos para
generar imágenes que no pueden adquirirse
mediante levantamientos sísmicos de superficie,
o para ayudar a planificar levantamientos sísmicos de superficie más efectivos. El modelado
ayuda a las brigadas de adquisición de datos a
colocar los receptores en el pozo a profundidades
más adecuadas y a optimizar el posicionamiento
de las fuentes de superficie.
El trazado de rayos en tres dimensiones permite a quienes planean los levantamientos a
visualizar los efectos de otros obstáculos del subsuelo y evaluar la validez de una solución simplificada unidimensional (1D) o bidimensional
(2D), para resolver un determinado problema de
sísmica de pozo, o si podría requerirse un perfil
sísmico vertical 3D completo. Un ejemplo del
Golfo de México muestra rayos curvándose
debajo de un bloque de sal colgante para arribar
a dos arreglos de receptores sísmicos ubicados
en un pozo desviado (próxima página, abajo). Los
rayos directos y reflejados viajan desde una línea
de posiciones de la fuente para llegar a los receptores sin tener que propagarse a través de la sal.
Para los levantamientos diseñados con el
objetivo de cuantificar la anisotropía de la velocidad, se deben satisfacer ciertos requisitos
3000
3275
1
Tiempo, s
Anclaje débil
2
1
Tiempo, s
2
> Evaluación en tiempo real en el sitio del pozo para asegurar la calidad de anclaje del transportador
VSI. Los transportadores se anclan al pozo para cada nivel de la herramienta. La calidad del acoplamiento del transportador al pozo se verifica activando un vibrador dentro de cada transportador. Si el
transportador no se halla adecuadamente anclado (sombra amarilla), la respuesta al vibrador (derecha) es irregular y las trazas registradas (izquierda) contienen ruido.
Oilfield Review
Trazado de rayos de onda P descendente
5368
0
500
1500
Vp, m/s
Profundidad, m
1000
2000
2500
3000
1868
3500
4000
–5000
0
5000
Desplazamiento, m
> Trazado de rayos a través de capas de alta velocidad para modelar un
levantamiento de sísmica de pozo en Argelia. Las capas de alta velocidad
curvan los rayos (líneas anaranjadas) severamente, de modo que quienes
planifican el levantamiento deben posicionar cuidadosamente los arreglos
de receptores en el pozo (x negra).
Rayos directos y reflejados
Posiciones de la fuente
N
> Trazado tridimensional de rayos para un levantamiento sísmico de pozo
diseñado para adquirir imágenes debajo de un bloque salino colgante en el
Golfo de México. Los rayos directos (líneas azules) y los reflejados (líneas
rosadas) abandonan la fuente (línea de cubos rojos) y arriban a dos arreglos
de receptores en el pozo (cajas verdes).
Verano de 2003
especiales, tales como desplazamientos largos
entre la fuente y los receptores. Del mismo modo,
si las trazas han de analizarse para las características de la variación de la amplitud en función
del desplazamiento (AVO, por sus siglas en
inglés), los datos adquiridos deben contener el
rango apropiado de desplazamientos. El tiempo
requerido para registrar datos con desplazamientos largos, generalmente, se debe equilibrar con
el deseo de minimizar el tiempo de equipo de
perforación. El modelado durante la planificación de levantamientos sísmicos permite evaluar
la prioridad de estos requisitos.
Durante la programación del levantamiento,
se selecciona una fuente sísmica que asegurará el
cumplimiento de los objetivos del levantamiento.
El contenido de amplitud y frecuencia de la señal
a una profundidad de interés dependen de la profundidad del objetivo, de las propiedades elásticas de los estratos de sobrecarga, y de la fuente
sísmica; cantidad y tamaño de las fuentes en un
arreglo de cañones de aire, profundidad de los
mismos y presión de disparo. Trabajando con sus
colegas de WesternGeco, los ingenieros de
Schlumberger han compilado una base de datos
que incluyen más de 150 firmas (signatures) de
campo lejano para numerosos arreglos de cañones de aire estándar y de alto rendimiento, operando a varias profundidades de agua y con
distintas presiones de disparo. Esta información
ayuda a quienes planifican los levantamientos a
escoger la mejor fuente para los mismos, y también permite a las brigadas de adquisición de
datos determinar las condiciones más seguras
para el despliegue de las fuentes. Las poderosas
fuentes de hoy en día pueden dañar el casco de la
embarcación de levantamientos sísmicos si se
disparan demasiado cerca de la misma. La información de la base de datos de las fuentes y respuestas puede ayudar a determinar una distancia
a la cual la fuente—que generalmente se dispara
varios cientos de veces en un solo levantamiento—puede dispararse sin riesgos.6
Otra mejora en la adquisición sísmica de
pozos, es la capacidad para controlar la posición
de la fuente sísmica en ambientes marinos. En
VSPs marinos con desplazamiento cero, los cañones de aire se despliegan desde la plataforma de
perforación, y su posición es fácil de determinar.
Sin embargo, para los levantamientos más complicados, como los VSPs con desplazamiento
lineal, VSPs de incidencia vertical o VSPs 3D, la
6. Tulett JR, Duncan GA y Thompson PR: “Borehole Seismic
Air-Gun Sources: What’s the Safe Distance from a Ship’s
Hull?,” artículo de la SPE 74177, presentado en la
Conferencia Internacional de la SPE sobre Salud,
Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración y
Producción del Petróleo y el Gas, Kuala Lumpur, Malasia,
20 al 22 de marzo de 2002.
7
Círculo
objetivo
Cañón
de aire
Herramienta de
sísmica de pozo
> Ubicación de la embarcación fuente sobre una herramienta de sísmica de
pozo para un VSP de incidencia vertical. La embarcación debe navegar y
posicionarse exactamente sobre el receptor, para todas las posiciones que el
arreglo de receptores tome en el pozo.
fuente se despliega desde una embarcación sísmica, ocupando posiciones que pueden abarcar
grandes distancias. Es importante saber que la
fuente se halla en la posición correcta cuando se
dispara. Las consecuencias de una posición inadecuada de la fuente se traducen en datos potencialmente malos o en la carencia total de datos.
El tiempo necesario para reposicionar la embarcación a fin de repetir los disparos se traduce en
pérdidas de tiempo de equipo de perforación y de
levantamiento.
El sistema de posicionamiento y navegación
sísmica SWINGS fue desarrollado para desplegar
con precisión el equipo de aplicaciones sísmicas
de superficie en aguas someras. Éste ha sido
actualizado y adaptado para sumar una nueva
funcionalidad al control de las embarcaciones y
de las fuentes en las embarcaciones utilizadas
para las adquisiciones sísmicas marinas de
pozos. El sistema incluye dos receptores del sistema de posicionamiento global (GPS, por sus
siglas en inglés) de 12 canales cada uno que producen posiciones a la alta velocidad de 5 fijaciones de posición por segundo. La exactitud del
posicionamiento de los receptores GPS utilizados
a bordo de la embarcación es mejor que 1 m [3.3
pies], y determina la posición de la fuente entre
3 y 5 m [10 y 16 pies]. La calidad de la medición
de la posición de la fuente, denominada calidad
de fijación de posición, se registra como un factor
de control de calidad.
El sistema de navegación incluye un despliegue de la posición del timonel para indicar en
forma continua la posición de la embarcación
relativa al punto de disparo. Los puntos de disparo se representan dentro de un círculo que
indica la distancia máxima aceptable a la que
puede hallarse la embarcación respecto del centro del círculo para que el disparo dé en el blanco
(arriba). Si la embarcación se halla dentro de
este círculo, el punto de disparo se representa en
color verde, lo que significa que si se dispara se
8
dará en el blanco. Si la embarcación se desvía de
la posición deseada, el punto de disparo aparece
en rojo, lo que significa que el disparo se alejará
del blanco (abajo).
El sistema SWINGS también posee un vínculo
de telemetría de ultra alta frecuencia (UHF, por
sus siglas en inglés) que transmite la posición de
la fuente y la calidad de fijación de posición a la
unidad de adquisición de registros montada en la
plataforma de perforación, donde se visualiza la
información para el control de la calidad. La
posición de la fuente se transmite inmediatamente a la unidad de adquisición de datos operada a cable y se graba junto con las trazas de los
datos sísmicos adquiridos. Este apareamiento en
tiempo real de los datos de navegación con los
datos sísmicos de fondo de pozo evita la necesidad de realizar esta ardua y demorosa tarea en
un centro de cómputos.
En el sitio del pozo, los geofísicos utilizan el
sistema de procesamiento WAVE Q-Borehole
patentado por Schlumberger para procesar VSPs
y entregar rápidamente resultados de alta calidad. Con el procesamiento WAVE, los geofísicos
de campo pueden asegurar la calidad de los datos
adquiridos de tres componentes, generar gráficas
de velocidad, y de la relación tiempo-profundidad, procesar levantamientos con desplazamiento cero y de incidencia vertical a través del
apilamiento de corredores y de la inversión de
impedancia acústica, graficar campos de ondas
rotadas y generar informes.7 Si se lo requiere, los
datos de los grandes levantamientos se pueden
comprimir para reducir los tiempos de transmisión de datos desde el sitio del pozo hacia el centro de cómputos.
La nueva herramienta de adquisición sísmica
de pozo VSI, combinada con el sistema SWINGS
de posicionamiento de la fuente y la capacidad de
procesamiento en el sitio del pozo mediante el
sistema WAVE forman parte del conjunto de servicios conocido como sistema integrado de sísmica
de pozo Q-Borehole. Equipados con estas mejoradas herramientas, los geofísicos de Schlumberger
ahora pueden adquirir datos sísmicos de pozo de
alta calidad de manera más efectiva en materia
de costos que antes. El personal especialmente
entrenado en sísmica de pozo puede realizar un
procesamiento sofisticado, tal como inversión sís-
> Despliegue del sistema de posicionamiento y navegación sísmica SWINGS (arriba a la izquierda),
que muestra dos puntos de posición de la fuente apuntado hacia el objetivo (x verde) y uno hacia
fuera del objetivo (x roja). El círculo indica la distancia máxima del punto de posición planificado de la
fuente al que puede hallarse la embarcación para que un disparo se considere dentro del objetivo.
Oilfield Review
Campo de onda ascendente
(filtro de corte alto a 30 Hz)
Sección sísmica de datos de superficie
Corredor de
apilamiento VSI
Corredor de apilamiento VSI insertado
en una sección sísmica de superficie
Rayos gamma
Trayectoria del pozo
Impedancia
acústica
PT intermedia
Objetivo 1
Objetivo 2
Objetivo 3
PT final
PT intermedia
PT final
3825 m
4247.5 m
mica, en el campo. Estas herramientas han sido
desplegadas en varias regiones y ambientes, y
estarán disponibles en el mundo entero muy
pronto. El resto de este artículo contiene ejemplos que muestran cómo el nuevo sistema provee
soluciones a los perforadores, planificadores de
pozos, intérpretes de sísmica y a otros profesionales geocientíficos.
Respuestas para los perforadores
Los levantamientos sísmicos de pozos pueden
ayudar a los perforadores a identificar horizontes
y objetivos en una región más allá o alrededor de
la trayectoria del pozo. Estos levantamientos
denominados VSPs para observar delante de la
barrena (look-ahead VSPs), se adquieren
durante interrupciones del proceso de perforación. Si se adquieren y procesan rápidamente,
estos VSPs proveen información vital acerca de
los objetivos y de los peligros potenciales con
anticipación suficiente para influenciar las decisiones de perforación.
El amplio ancho de banda y la alta relación
señal-ruido de los levantamientos sísmicos de
pozos mejoran la resolución vertical en comparación con los resultados sísmicos de superficie. Sin
embargo, debido a que estos levantamientos VSP
ven más allá de la profundidad del fondo de pozo,
Verano de 2003
> Mejoras en los resultados de la sísmica de superficie con un VSP intermedio para observar
delante de la barrena, adquirido con una herramienta VSI. Dicho VSP, adquirido a una profundidad de pozo intermedia (centro), muestra tres importantes eventos delante de la barrena y predice una PT final de 4247.5 m [13,932 pies]. La PT final se alcanzó a 4245.5 m [13,925 pies], dentro
de los 2 m [7 pies] de la profundidad pronosticada por el VSP intermedio.
más allá de cualquiera de los receptores, experimentan las mismas incertidumbres de la conversión de tiempo a profundidad que conllevan las
imágenes sísmicas de superficie. Además de la
adquisición de las trazas del VSP para generar
imágenes de reflectores, se requieren varios
pasos para asegurar una conversión de tiempo a
profundidad precisa a fin de obtener una imagen
confiable delante de la barrena.
En primer lugar, la adquisición debe registrar
tanto las frecuencias bajas como las altas.
Mientras que el contenido de alta frecuencia es
importante para resolver las características
pequeñas, la porción de baja frecuencia de la
señal describe el aumento general de velocidad
en función de la profundidad, lo cual es vital para
posicionar las imágenes adquiridas en la profundidad correcta. Para invertir los tiempos de
arribo y amplitudes registrados en un perfil de
impedancia acústica, se requieren información e
inferencias adicionales a fin de constreñir las
velocidades delante de la barrena a valores razonables. Éstas típicamente provienen de las relaciones estimadas de la mayor compactación de
sedimentos en función de la profundidad, y del
aumento de la velocidad y de la densidad a
medida que aumenta la compactación. Los levantamientos VSP con desplazamiento lineal pueden
proveer la información de velocidad de baja frecuencia que no proveen los VSPs con desplazamiento cero.
En un caso, un operador en el mar del Norte
enfrentó incertidumbres de perforación en un
pozo de exploración vertical. Luego de perforado
el pozo hasta una profundidad que se creía cercana a 500 m [1640 pies] de la profundidad total
final (PT final) las distancias a tres horizontes
objetivo aún eran desconocidas. Para ver más
allá de la profundidad del pozo, de 3825 m
[12,546 pies], se corrió un VSP intermedio utilizando una fuente sísmica ubicada en la plataforma de perforación y una herramienta VSI. El
levantamiento tomó 7 horas, incluyendo montaje
y desmontaje de la herramienta, para adquirir
123 niveles de datos. El personal de
Schlumberger procesó los datos en el sitio del
pozo utilizando el programa de computación de
procesamiento de campo WAVE; se enviaron formas de onda apiladas a la oficina más cercana de
Schlumberger para su posterior procesamiento e
inversión. Los resultados finales estuvieron disponibles a las pocas horas (arriba).
7. Un corredor de apilamiento es una suma o apilamiento
de trazas del VSP procesadas para realzar las reflexiones primarias y luego transformarlas en tiempo de tránsito doble (ida y vuelta).
9
VSP intermedio
Inversión del
VSP intermedio
VSP final
Velocidad
2000
m/s
6000
Tiempo, s
2.43
VSP intermedio
a 3825 m
3.63
PT final a 4245.5 m
PT final pronosticada
a 4247.5 m
> Comparación entre los modelos de velocidad
obtenidos de VSPs realizados a una profundidad
intermedia y a la PT final. Las velocidades derivadas de los tiempos de tránsito del VSP intermedio (en azul) y del VSP final corrido a PT (en
verde) se superponen encima de la PT intermedia. Las velocidades inferidas de la impedancia
acústica obtenida por inversión del VSP intermedio (en rojo) se muestran en bloque, pero son lo
suficientemente útiles para pronosticar la tendencia de la velocidad entre la profundidad intermedia y la PT final.
El conjunto de datos del VSP mostró tres eventos importantes más allá de la profundidad
corriente del pozo, y la inversión restringió en
forma precisa las profundidades de aquellos objetivos, a la vez que predijo una PT final del objetivo
de 4247.5 m [13,932 pies]. Los resultados provistos por la herramienta VSI se utilizaron para
tomar la decisión de bajar la tubería de revestimiento corta (liner) y luego perforar la sección
final para alcanzar los objetivos. La PT final se
alcanzó a 4245.5 m [13,925 pies] dentro de los 2 m
[7 pies] de la profundidad pronosticada por el
VSP intermedio. Un VSP final llevado a cabo luego
de concluida la perforación, convalidó los resultados de la inversión del VSP intermedio (arriba).
En otro caso ocurrido en tierra, el operador
estaba perforando en busca de gas almacenado a
altas profundidades y a alta presión. El éxito y la
8. Para ver otros ejemplos que muestren cómo los datos de
un VSP con desplazamiento lineal y con información de
desplazamiento lejano ayudan a reducir la incertidumbre
acerca de las propiedades de la formación, consulte:
Malinverno A y Leaney WS: “Monte Carlo Bayesian LookAhead Inversion of Walkaway Vertical Seismic Profiles,”
presentado en la 64ta Conferencia y Exhibición Técnica
de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.
Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,
Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la incertidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003):
2–17.
10
seguridad de la perforación dependían de la
capacidad para seguir la posición de la barrena
en una sección sísmica, donde la formación que
contenía gas se hallaba claramente visible. Sin
embargo, a las profundidades en cuestión—
mayores de 4500 m [14,760 pies]—la conversión
tiempo-profundidad de los datos sísmicos de
superficie posee muchas incertidumbres. Antes
de perforar, la incertidumbre en la profundidad
del objetivo se estimaba en ± 250 m [± 820 pies].
Como una complicación adicional, se sospechaba
que gran parte de los estratos de sobrecarga eran
anisotrópicos, con velocidades horizontales más
altas que las velocidades verticales. Si se ignora
la anisotropía, ésta colabora con la incertidumbre en la conversión tiempo-profundidad y afecta
la calidad y precisión de la imagen sísmica.
Se programó un VSP intermedio que permitiese observar delante de la barrena, con el objetivo de obtener un campo de velocidad
actualizado para mejorar la conversión tiempoprofundidad y ajustar la profundidad del objetivo
lo suficientemente rápido de modo de permitir
que la perforación se llevara a cabo sin peligro.
Se determinó que, con un procesamiento
urgente, los datos se podrían adquirir y procesar
en tan sólo 24 horas. A una posición cercana a
1500 m [4920 pies] por encima del objetivo y utilizando una herramienta VSI que incluía 12
transportadores, se adquirieron un VSP intermedio con desplazamiento cero para observar
delante de la barrena y un VSP con desplazamiento lineal con una extensión de 12 km [7.2
millas] (abajo). El levantamiento con desplazamiento lineal ayudó a crear una imagen 2D independiente de la estructura geológica en el área
objetivo, y también contenía datos correspondientes a los desplazamientos largos con información acerca de la anisotropía de los estratos
de sobrecarga que mejoraría la predicción
delante de la barrena.
El primer VSP intermedio, adquirido al mismo
tiempo que el levantamiento con desplazamiento
lineal y procesado utilizando velocidades de apilamiento y otros datos del levantamiento con desplazamiento lineal, redujo la incertidumbre de la
profundidad a ± 75 m [± 246 pies]. Un segundo
VSP intermedio adquirido 200 m por encima de la
profundidad del objetivo estimada por el levantamiento con desplazamiento lineal redujo la incertidumbre a ± 10 m [± 33 pies]. La información de
registros adquiridos durante la perforación a lo
largo de los últimos 200 m proveyó una buena
correlación de los registros de resistividad y de
rayos gamma con los de un pozo cercano, reduciendo la incertidumbre a ± 5 m.
El conjunto de datos del VSP con desplazamiento lineal contenía más información acerca
de las variaciones de velocidad de longitud de
onda larga y podía procesarse para predecir la
profundidad del objetivo con menos incertidumbre.8 En un primer paso del procesamiento de los
datos del VSP con desplazamiento lineal se utilizó un modelo de velocidad anisotrópica simplificado con isotropía transversal vertical (VTI, por
siglas en inglés); cada capa plana poseía velociProfundidad, m
0
8 km
4 km
1500
3000
Herramienta
VSI a 3000 m
4500
250 m
> Configuración de un levantamiento terrestre con desplazamiento lineal
para observar delante de la barrena, con posiciones de la fuente a lo largo de
una línea de 12 km [7.2 millas] de extensión, objetivo a 4500 m [14,760 pies] de
profundidad, y la herramienta VSI con 12 transportadores espaciados a 15.12
m [50 pies] de distancia, desplegada a 1500 m [4920 pies] por encima del objetivo. La incertidumbre en la profundidad del objetivo era de ± 250 m [± 820
pies] antes de adquirir el VSP para observar delante de la barrena.
Oilfield Review
Velocidad de apilamiento
Tiempo de reflexión del VSP con desplazamiento lineal
Profundidad
Intervalo de tiempo
del despliegue
mostrado más abajo
Magnificación de alta resolución
Tiempo de reflexión del VSP con desplazamiento lineal
Velocidad de apilamiento
> Predicción de la profundidad del objetivo a partir del análisis de velocidad de un VSP con desplazamiento lineal adquirido a 1500 m [4920 pies] por encima del objetivo (arriba). La información adicional del levantamiento, correspondiente a
los desplazamientos largos, redujo la incertidumbre en la predicción de la profundidad del objetivo a aproximadamente
± 58 m, mientras que el VSP con desplazamiento cero predijo la profundidad del objetivo con una aproximación de ± 200
m [656 pies]. La incertidumbre de 58 m corresponde al tamaño del contorno naranja más oscuro en la gráfica de velocidad de apilamiento en función del tiempo (recuadro a la derecha). Este resultado del procesamiento preliminar, suministrado al cliente dentro de las 24 horas de efectuado el levantamiento, se obtuvo asumiendo un modelo anisotrópico,
pero con isotropía transversal vertical (VTI, por sus siglas en inglés) invariable en función del tiempo—o de la profundidad—debajo del receptor. La predicción de la profundidad del objetivo a partir del análisis de velocidad de los datos del
VSP con desplazamiento lineal se mejora si se emplea una velocidad anisotrópica más compleja (abajo). Después de
alcanzar la profundidad total, se optimizó el esquema de procesamiento del VSP. Asumiendo anisotropía variable en función del tiempo —o la profundidad—debajo del receptor, la incertidumbre en la predicción de la profundidad del objetivo se redujo a ± 5 m [± 16 pies] (contorno naranja). Este nuevo método ahora se puede aplicar a otros VSPs con desplazamiento lineal adquiridos para observar delante de la barrena, a fin de efectuar predicciones rápidas.
dades verticales y horizontales que permanecían
constantes dentro de los estratos de sobrecarga y
por debajo de los mismos, y podían describirse
mediante dos parámetros anisotrópicos. Los
resultados de este paso del procesamiento fueron
entregados al cliente a través de un sitio seguro
de la Red dentro del tiempo requerido (arriba).
Una vez alcanzada la profundidad total, se determinó que esta predicción, hecha a partir de una
Verano de 2003
profundidad intermedia del pozo, a unos 1500 m
por encima de la zona de interés, estaba dentro
de los 58 m [190 pies] del objetivo.
Desde entonces, se han implementado mejoras al programa de procesamiento, y ahora es posible realizar un escaneo automático de los datos
para dar cuenta de la anisotropía en función de la
profundidad. Mediante el reprocesamiento utilizando un modelo de velocidad anisotrópico en
función de la profundidad, derivado de los datos
del VSP con desplazamiento lineal, los geofísicos
ahora saben que dichos datos podrían haber pronosticado la PT dentro de los 5 m a una distancia
de 1500 m por encima del objetivo. Los VSPs intermedios con desplazamiento lineal que se ejecuten
en el futuro podrán procesarse del mismo modo
para mejorar las predicciones delante de la
barrena y reducir los riesgos de perforación.
11
VSP de incidencia vertical
Imagen sísmica de superficie
1.572
1.572
1.750
1.750
2.000
2.000
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
Trayectoria del pozo
2.250
2.500
Echado del objetivo refinado
2.500
2.750
2.750
3.000
3.000
> Trayectoria de un pozo de desarrollo direccional en el Mar del Norte.
El pozo altamente desviado (línea azul) estaba programado para penetrar
un objetivo inclinado, identificado en la sísmica de superficie.
Mejoramiento de las imágenes
en los proyectos de desarrollo
Los geocientíficos que trabajan en proyectos de
desarrollo de campo deben identificar los objetivos prometedores dentro del alcance de los pozos
existentes. En muchos casos, las trampas con
acumulaciones obvias ya han sido perforadas.
Las demás reservas se hallan contenidas en lugares más pequeños y con características sutiles
que pueden ser elusivas en las imágenes sísmicas
de superficie convencionales. Las imágenes de
los levantamientos sísmicos de pozos detectan
pequeñas estructuras y cambios estratigráficos
poco definidos, y ayudan a los equipos a cargo de
12
2.250
Fallas
> Imagen de alta resolución de sísmica de pozo que ilumina un objetivo
ubicado debajo de la trayectoria del pozo y que revela fallas pobremente
identificadas en la sección sísmica de superficie. En la imagen del VSP, el
horizonte de interés aparece menos continuo, con una posición de la
cresta y echados diferentes a los observados en la sección sísmica de
superficie.
los activos de las compañías operadoras a emplazar los pozos desviados con mayor confiabilidad.
En un ejemplo del Mar del Norte, se planificó
un pozo de desarrollo desviado para que penetrara un objetivo identificable en los datos sísmicos de superficie existentes (arriba, a la
izquierda). Antes de perforar, los planificadores
del pozo necesitaban confirmar la posición y el
echado (inclinación, buzamiento) del horizonte
de interés y de las características estructurales
vecinas. La conversión tiempo-profundidad inicial de la imagen sísmica de superficie dependía
de la información de un pozo vertical vecino. Sin
embargo, las variaciones laterales de la velocidad
limitan la exactitud de la conversión de la sísmica de superficie a escala de profundidad.
Dependiendo de la complejidad geológica, una
conversión tiempo-profundidad que era exacta
en el pozo de control puede alejarse decenas de
metros donde el pozo de desarrollo desviado
penetra el objetivo. Una imagen del VSP permitió
reducir la incertidumbre mediante la generación
de una imagen clara de la región ubicada debajo
del pozo.
Oilfield Review
Un levantamiento sísmico de pozo de incidencia vertical de 210 niveles, adquirido en 111⁄2
horas proveyó datos para refinar la interpretación
estructural en las cercanías del pozo. La imagen
sísmica de pozo de alta resolución ilumina el volumen de subsuelo situado debajo de la trayectoria
del pozo y revela claramente las fallas que pasan
desapercibidas en la imagen sísmica de superficie
(página previa, a la derecha). El echado, la continuidad y la extensión del horizonte de interés
determinados a partir de la imagen del VSP son
significativamente diferentes a los observados en
los datos sísmicos de superficie.
Una compañía operadora en el sector británico del Mar del Norte necesitaba adquirir un
VSP para el control de la velocidad sísmica y de la
adquisición de imágenes de alta resolución de los
reflectores de interés situados debajo del pozo. El
pozo desviado original había contactado sólo una
sección delgada y acuñada del yacimiento, de
modo que se programó una desviación de la trayectoria del pozo para cruzar el yacimiento donde
se presumía poseía mayor espesor (abajo). Sin
embargo, en algunas partes, el pozo existente se
había desviado hasta 60º, y por lo tanto, no se
recomendaba la adquisición de registros con
herramientas operadas a cable convencionales.
La bajada de la herramienta VSI mediante la
columna de perforación habría requerido la
remoción de la misma.
En cambio, el arreglo VSI se bombeó dentro
de la columna de perforación utilizando el servi-
Pared del pozo
Columna de perforación
Paquete de sensores
de 3 ejes
> Arreglo VSI, bombeado dentro de la columna de perforación y anclado dentro de la sarta de perforación, para adquirir un VSP intermedio de incidencia vertical sin tener que extraer la sarta de perforación. La herramienta VSI adquirió datos de alta calidad aun a través de la columna de perforación y
de una tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas de diámetro.
cio de Sísmica a Través de la Columna de
Perforación, y los sensores se acoplaron a la tubería de perforación (arriba). Entre los niveles de
adquisición del VSP, la reciprocación de la tubería
y una circulación de lodo limitada ayudan a prevenir el aprisionamiento de la columna de perforación. Con la herramienta VSI fue posible
completar un VSP de incidencia vertical de 160
niveles en sólo 7 horas, incluyendo las maniobras
de montaje y desmontaje. El sistema de navegación sísmica SWINGS ayudó a garantizar el posicionamiento preciso de la fuente. La calidad de los
datos fue muy buena, a pesar de que los mismos
fueron adquiridos a través de la columna de perforación y de la tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas. El procesamiento se llevó a cabo en el sitio
del pozo con el programa de computación WAVE, y
las formas de onda apiladas y comprimidas fueron
enviadas por correo electrónico a la oficina para
un procesamiento más elaborado.
El VSP proveyó información actualizada de la
velocidad para reposicionar la trayectoria del
pozo en la imagen sísmica de superficie (abajo).
La información de la relación tiempo-profundidad proveniente del VSP originó una modificación de la trayectoria del pozo y del amarre
Nueva trayectoria del pozo en
la sección sísmica de superficie
10 CDP
1.00
Desviación de la
trayectoria del pozo
Trayectoria del pozo antes del VSP
Trayectoria del pozo después del VSP
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
Profundidad vertical verdadera
debajo del nivel del mar, pies
3000
Pozo A
4000
5000
Sección de interés
Sección de areniscas
Sección de lutitas
> Sección transversal de capas que incluye un intervalo delgado del yacimiento, interceptado por el Pozo A altamente desviado en el sector británico del Mar del Norte. Se programó una desviación de la trayectoria del
pozo para penetrar lo que se creía era la parte más gruesa del yacimiento,
sin embargo, antes de llevar a cabo la desviación de la trayectoria del
pozo, se efectuó un VSP de incidencia vertical para generar imágenes
más claras del yacimiento.
Verano de 2003
1.25
> Trayectorias del pozo original (en naranja) y actualizada (en rojo), desplegadas en la imagen sísmica de superficie. La información de la relación tiempo-profundidad del VSP vinculó la PT del pozo con un reflector
más profundo en la sección sísmica que lo obtenido por la conversión
original de tiempo a profundidad. Las trazas azules representan el corredor de apilamiento, o las reflexiones del VSP extraídas a lo largo del
pozo. La escala horizontal se refiere a los puntos comunes de reflexión
(CDP, por sus siglas en inglés).
13
VSP de incidencia vertical
10 CDP
10 CDP
Imagen sísmica de superficie
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
0.50
0.75
1.00
Acuñamiento
1.25
Falla
Falla
1.50
> Imagen sísmica obtenida a partir del VSP de incidencia vertical, que exhibe mayor resolución debajo del pozo desviado que la
imagen sísmica de superficie. La imagen del VSP (izquierda) realza fallas y acuñamientos estratigráficos que no se observan en la
imagen sísmica de superficie original (derecha).
sísmico al nivel de la PT del pozo, con una PT verdadera en un reflector sísmico encontrado a un
tiempo más tardío de lo que se supuso originalmente. La imagen sísmica de alta resolución
obtenida del VSP de incidencia vertical reveló
detalles estratigráficos y estructurales que no
son evidentes en la imagen sísmica de superficie
original (arriba). Se identificaron fallas y acuñamientos adicionales que podrían afectar el éxito
del pozo desviado propuesto y la producción subsiguiente. Se han adquirido levantamientos con
el servicio de Sísmica a Través de la Columna de
Perforación similares en pozos con desviaciones
de 7 a 90º.
En la prolífica provincia de gas de la cuenca
de Burgos en el norte de México, PEMEX está
reactivando el campo Cuitláhuac (derecha). El
campo que cubre una extensión de 200 km2 [78
millas2] ha estado produciendo de las areniscas
del Oligoceno desde 1951. Este campo se compone de cerca de 20 paquetes de areniscas que
presentan fallas normales de rumbo noroeste a
sudeste. Cada bloque de fallas actúa como un
área de producción separada, y posee diferentes
presiones y variaciones de velocidad sísmica.
Los ingenieros de PEMEX optaron por nueva
tecnología que les ayudara a identificar las áreas
no drenadas y tuvieron éxito con los resultados
obtenidos con el sistema de adquisición sísmica
de pozo VSI. Utilizando velocidades P y S e impedancias acústicas derivadas de VSPs con desplazamiento cero y con desplazamiento, los
intérpretes esperan poder seguir la litología y las
areniscas con hidrocarburos para asistir el futuro
emplazamiento de pozos. La herramienta VSI
registra el movimiento de onda con tres compo-
14
nentes de alta fidelidad, produciendo campos de
onda P y S precisos aun cuando el tipo de fuente
y la geometría de la adquisición no resulten favorables.9 Un ejemplo del campo Cuitláhuac muestra fuertes señales de corte provenientes de una
fuente vibratoria, diseñada para emitir sólo
ondas P, en una geometría con desplazamiento
cero y con capas casi planas (próxima página,
arriba). Los paneles de los datos de corte muestran la onda P descendente esperada y las ondas
P convertidas a ondas S descendentes y ascendentes. Además, se observa una onda S propagándose directamente desde la fuente junto con
las reflexiones S.
ESTADOS UNIDOS
DE AMÉRICA
Cuenca
de Burgos
M
Campo Cuitláhuac
É
X
I
C
O
Ciudad de México
AMÉRICA
CENTRAL
> El campo Cuitláhuac, en la cuenca de Burgos, México, se encuentra produciendo desde 1951. Los
VSPs de multicomponentes adquiridos en el campo Cuitláhuac ayudan a PEMEX a identificar los compartimientos del yacimiento con hidrocarburos pasados por alto.
Oilfield Review
Ondas compresionales y de corte de alta fidelidad a partir de una fuente de onda P
Ondas P de la componente vertical
Ondas S (Mínima)
Ondas S (Máxima)
0
0.5
Onda P directa,
descendente
Tiempo de tránsito, s
1.0
1.5
Onda P
descendente
convertida a
onda S
2.0
Onda S directa,
descendente
Reflexión S a S
2.5
500
1000
1500
2000
2500
3000
500
1000
1500
2000
2500
3000
500
Distancia, m
Distancia, m
1000
1500
2000
2500
3000
Distancia, m
> Datos de multicomponentes de un VSP de pozo vertical con desplazamiento cero, procesado para generar campos de ondas P y S. La configuración de la
adquisición, con la fuente ubicada cerca del equipo de perforación y los receptores posicionados en un pozo vertical, no es lo ideal para registrar la energía de onda de corte. Sin embargo, la herramienta VSI adquiere excelentes datos de multicomponentes. La componente vertical (izquierda) contiene arribos de onda P. Las dos componentes horizontales de la herramienta han sido matemáticamente rotadas para producir componentes alineadas con la dirección de la energía mínima (centro) y máxima (derecha) de las ondas S.
9. Armstrong P, Verliac M, Monroy N, Ramirez HB y Leite
AO: “Shear Wave Applications from Zero-Offset VSP
Data,” presentado en la 63ra Conferencia y Exhibición
Técnica de la EAGE, Amsterdam, Holanda, 11 al 15 de
junio de 2001.
Corredor de
apilamiento P
1000
P Sintética
Impedancia
acústica P
6000 12,000
Corredor de
apilamiento S
S Sintética
Impedancia
acústica S
2000
7000
1200
1400
1600
1800
Profundidad, m
El procesamiento de los datos del VSP con
desplazamiento cero para las reflexiones P a P y
las reflexiones S a S genera dos corredores de
apilamiento que se pueden comparar con sismogramas sintéticos computados a partir de datos
de ondas compresionales y de corte derivados del
registro sónico dipolar y calibrados con las velocidades VSP (derecha). La excelente correspondencia entre ambos indica que el modelo de
impedancia acústica utilizado se ajusta a las propiedades de las capas en las proximidades del
pozo, y que se pueden utilizar las amplitudes sísmicas de incidencia normal para inferir las propiedades del yacimiento en este campo.
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
> Comparación entre los corredores de apilamiento, sismogramas sintéticos y modelos de impedancia
acústica del VSP de PEMEX para los campos de ondas P y S. La coincidencia de alta calidad entre los
datos del corredor de apilamiento y los sismogramas sintéticos muestra que el modelo de impedancia
acústica es una buena representación de las propiedades elásticas del subsuelo.
Verano de 2003
15
Comparación entre la sección sísmica de superficie y las imágenes del VSP con desplazamiento
Sección sísmica de superficie con
imagen de reflexiones P a P del VSP
Sección sísmica de superficie con
imagen de reflexiones P a S del VSP
0.8
1.0
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
2.2
2.4
2.6
2.8
380 m
720 m
> Comparación entre la sección sísmica de superficie y las imágenes del VSP con desplazamiento, derivadas de las reflexiones P a P y de las reflexiones P
a S. Las areniscas productivas se muestran en color amarillo donde éstas interceptan al pozo. Una falla regional se muestra en color rojo. Las imágenes
del VSP dan indicaciones más claras de fallas de menor escala (en azul) y reflexiones interrumpidas que sólo se insinúan en la sección sísmica de superficie (recuadro). La imagen derivada de las reflexiones de ondas S (derecha) posee una resolución vertical más alta, y por lo tanto capta características de
menor escala que la imagen derivada de las reflexiones de ondas P (izquierda).
Los datos del VSP con desplazamiento también fueron procesados para producir imágenes
del subsuelo. Una imagen muestra las reflexiones
P a P estándar, mientras que la otra muestra las
reflexiones P a S. Ambas muestran una buena
coincidencia con la sección sísmica de superficie
en el sitio del pozo (arriba).
16
PEMEX planifica utilizar la información de la
impedancia acústica y las velocidades P y S derivadas de estos y otros VSPs con desplazamiento
cero y con desplazamientos para constreñir las
interpretaciones de la litología y del contenido de
fluidos a partir de los datos sísmicos de superficie
existentes, al igual que nuevos levantamientos
sísmicos de multicomponentes que están siendo
adquiridos actualmente. Se espera que la información de la velocidad y atenuación del VSP
ayude en el procesamiento de los levantamientos
de superficie de multicomponentes y brinde un
panorama más claro de los hidrocarburos pasados por alto en el campo Cuitláhuac.
Oilfield Review
Apilado de ángulo cercano, 0 a 20˚
Apilado de ángulo ultra lejano, 40 a 60˚
Amplitudes fuertes
Amplitudes débiles
Cubo de ángulo cercano, 0 a 20˚
Área opaca
Cubo de ángulo ultra lejano, 40 a 60˚
Área brillante
> Estructura con forma de domo situada en aguas profundas de Nigeria y explorada por TotalFinaElf,
que exhibe una fuerte variación de la amplitud en función del desplazamiento (AVO). Una sección sísmica a través de un cubo 3D que contiene reflexiones de sólo desplazamientos cortos (arriba a la
izquierda) muestra amplitudes bajas y débiles en una banda plana cerca de la cresta del domo.
Una sección sísmica a través del cubo 3D que contiene desplazamientos largos (arriba a la derecha)
muestra amplitudes fuertes y altas. Un corte de tiempo a través del cubo de desplazamiento cercano
(abajo a la izquierda) indica amplitudes bajas (área opaca) a través de toda la sección circular del
domo. El corte de tiempo al mismo valor de tiempo a través del cubo de desplazamiento lejano (abajo
a la derecha) indica amplitudes altas (área brillante) a través de la sección del domo.
Indicadores de hidrocarburos
En un campo marino de aguas profundas en
Nigeria, los exploradores de TotalFinaElf—ahora
Total—se hallaban en la situación envidiable de
evaluar una estructura que según varios intérpretes geofísicos podría contener hidrocarburos. La
expresión sísmica de superficie del domo presenta amplitudes bajas y débiles en reflexiones
de trazas correspondientes a los desplazamientos
Verano de 2003
cortos, y amplitudes altas y acentuadas en reflexiones de trazas asociadas con los desplazamientos largos (arriba). Esta variación de la amplitud
en función del desplazamiento (AVO, por sus
siglas en inglés)—a veces conocida como variación de la amplitud en función del ángulo (AVA,
por sus siglas en inglés)—es característica de
muchas areniscas con hidrocarburos.10 Sin
10. Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S y Skidmore C:
“Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5,
no. 1 (Enero de 1993): 42–50.
Leaney WS, Hope RR, Tcherkashnev S y Wheeler M:
“Long-Offset AVO and Anisotropy Calibration Deep
Offshore Nigeria,” presentado en la 64ta Conferencia y
Exhibición Técnica de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30
de mayo de 2002.
17
Variación de la amplitud en función del ángulo (AVA)
0.1
Reflectividad
Agua
0
Aceite
Gas
–0.1
–0.2
0
10
20
30
40
50
60
70
Ángulo de incidencia, grados
> Variación de la amplitud en función del ángulo (AVA, por sus siglas en inglés)
para una formación de aguas profundas de Nigeria. La arenisca petrolífera y la
acuífera presentan reflexiones similares de baja amplitud para la mayoría de
los ángulos de incidencia, pero algunas pequeñas diferencias pueden ayudar
a distinguir una de la otra. Asumiendo saturación de fluido y litología constantes, la amplitud en una sección que contiene agua disminuirá de ligeramente
positiva a casi cero a un ángulo de incidencia de alrededor de 40°, luego se
volverá altamente positiva. La amplitud para una formación que contiene
aceite comenzará ligeramente positiva pero cerca de cero, luego experimentará un cambio de polaridad entre 10 y 20°, tomando valores negativos antes
de retornar a cero a 60°.
CMP
Desplazamiento
en aumento
Anisotrópico
Desplazamiento
en aumento
Isotrópico
Desplazamiento
en aumento
> Comparación entre la información AVO registrada en un levantamiento
sísmico de superficie 3D (izquierda) y predicciones de los modelos de velocidad anisotrópicos (centro) e isotrópicos (derecha). Las amplitudes varían
de forma similar en función del desplazamiento para los casos isotrópicos y
anisotrópicos, pero se pueden identificar diferencias menores (flechas) que
muestran el mejor ajuste entre la colección de trazas de punto medio
común (CMP, por sus siglas en inglés) de la sísmica de superficie y la colección de trazas sintéticas anisotrópicas. En la flecha superior, las amplitudes
exhiben un reverso de polaridad, que varía de ligeramente positivo para el
desplazamiento cero de la fuente, a fuertemente negativo para los desplazamientos largos de la fuente. En la flecha inferior, las amplitudes varían de
ligeramente negativo para el desplazamiento cero de la fuente, a aún más
negativo para los desplazamientos largos de la fuente.
18
embargo, las areniscas con agua pueden poseer
una señal similar (izquierda).
Afortunadamente para TotalFinaElf, el pozo
de exploración encontró reservas de aceite
(petróleo) significantes. El siguiente desafío consistía en utilizar mediciones de pozos para optimizar la perforación del pozo de evaluación y
ayudar a desarrollar el campo con menos riesgos.
Esto significó seguir la información litológica y
de los fluidos fuera del pozo mediante la vinculación del comportamiento sísmico AVO con los
cambios petrofísicos.
Las características del fluido y de la formación que se pueden extraer de las mediciones de
pozos constituyen constreñimientos vitales para
la interpretación de las respuestas AVO. Los cambios en las características del fluido y en la formación lejos del pozo se pueden inferir
comparando las mediciones AVO verdaderas con
las respuestas modeladas. Si alguno de los estratos de sobrecarga exhibe anisotropía, ésta debe
incluirse en el modelo. La anisotropía afecta el
ángulo de propagación y de reflexión de las señales sísmicas, y por lo tanto afecta la interpretación AVO.
Los levantamientos VSP con desplazamientos
largos proveen información AVO basada en el
pozo, mientras que los registros de densidad y los
registros sónicos del pozo de las velocidades
compresionales y de corte constituyen los datos
de entrada iniciales necesarios para el modelo
elástico. En este caso, las velocidades sónicas
también proporcionan una buena indicación de
la saturación de aceite, y se comparan favorablemente con la información de las resistividades en
la zona de interés (próxima página, izquierda).
Una ventaja de la caracterización del contenido
de fluido con los datos del registro sónico, es la
capacidad para utilizar la información de la saturación de hidrocarburo en una escala mayor en el
modelado sísmico AVO.
El área prospectiva de TotalFinaElf fue mapeada sobre más de un kilómetro de sección vertical, utilizando los atributos AVO con
desplazamientos largos de un VSP con desplazamiento lineal de 72 niveles y VSPs intermedios y
finales con la fuente ubicada en la plataforma de
perforación; todos adquiridos con la herramienta
VSI. Los efectos de la anisotropía en los tiempos
de arribo del VSP con desplazamiento lineal son
claramente visibles en una gráfica de tiempos de
tránsito registrados comparados con tiempos de
11. Un medio isotrópico transversal vertical (VTI, por sus
siglas en inglés) posee un eje vertical de simetría. Las
propiedades elásticas varían con el ángulo relativo a la
vertical (ángulo polar) y pueden variar verticalmente pero,
son constantes en todas las direcciones horizontales.
Oilfield Review
Saturación derivada de los registros sónicos
Vp /Vs medida
Vp /Vs agua
Vp /Vs aceite
1.50
Vp /Vs
2.25 1.50
Saturación de aceite
2.25 0
1.0 100
Resistividad
ohm-m
Tiempos de tránsito directos de un VSP con desplazamiento lineal
750
0.01
0
–0.01
–0.02
Anisotrópico
Isotrópico
Tiempo de tránsito, s
–0.03
–0.04
–0.05
–0.06
–0.07
–0.08
–0.09
–0.10
–3000
–2000
–1000
0
1000
2000
3000
Desplazamiento, m
> Saturación de hidrocarburo en una formación de aguas profundas de
Nigeria, obtenida a partir de la relación Vp/Vs. Para algunas formaciones,
incluyendo ésta, la relación Vp/Vs es un indicador de saturación de hidrocarburo. El Carril 1 muestra relaciones Vp/Vs para tres casos: saturación de
hidrocarburo (en verde), saturación de agua (en azul) y tal como fue registrada (en rojo). Los valores Vp/Vs modelados se calculan utilizando métodos
de sustitución de fluido desarrollados por Gassmann. Los datos de entrada
al modelo son la lentitud (inversa de la velocidad) de ondas sónicas de corte
y compresionales, la densidad y los rayos gamma de registros obtenidos por
herramientas operadas a cable. El Carril 2 indica la relación Vp/Vs máxima
(en verde) y mínima (en celeste) modelada o medida a cada profundidad.
Las zonas verdes realzan las areniscas donde Vp/Vs puede ser un indicador
de hidrocarburo. El Carril 3 muestra la saturación de aceite derivada por
comparación entra la relación Vp/Vs modelada y la medida. La resistividad
de un registro de inducción profundo (Carril 4) correlaciona bien con las
zonas saturadas de aceite interpretadas en el Carril 3, lo cual corrobora la
información del contenido de fluido provista por los registros sónicos.
tránsito modelados. Cuando los tiempos registrados se comparan con los tiempos estimados a partir de un modelo de velocidad isotrópico, la
diferencia, denominada tiempo residual,
aumenta a medida que aumenta el desplazamiento; una buena coincidencia mostraría un
tiempo residual de cero (arriba, a la derecha).
Cuando los tiempos registrados se comparan con
los tiempos esperados de un modelo isotrópico
transversal vertical (VTI) anisotrópico, los tiempos residuales son pequeños, casi cero, lo cual
indica una buena coincidencia entre la realidad y
el modelo.11
Verano de 2003
> Tiempos de tránsito de un VSP con desplazamiento lineal. Estos valores se
ajustan mejor a un modelo de velocidad anisotrópico que a un modelo isotrópico. Las diferencias entre los tiempos de arribo registrados y los pronosticados a partir de un modelo se denominan tiempos residuales. Los tiempos
residuales del modelo de velocidad isotrópico (en rojo) aumentan a medida
que aumenta el desplazamiento de la fuente; los tiempos de arribo registrados son demasiado tempranos, indicando que las velocidades horizontales
reales son mayores que lo contemplado en el modelo isotrópico. Los tiempos
residuales del modelo anisotrópico (en verde), que permite que la velocidad
horizontal exceda la velocidad vertical, son pequeños y consistentemente
cercanos a cero, mostrando que las capas investigadas por el levantamiento
sísmico con desplazamiento lineal son anisotrópicas.
El efecto de la anisotropía en la señal AVO es
más sutil, pero todavía evidente para los intérpretes geofísicos. La comparación entre los datos
AVO de sísmica de superficie y las trazas AVO sintéticas construidas de los modelos anisotrópicos
e isotrópicos muestra que el modelo anisotrópico
se ajusta mejor a los datos (página previa, abajo).
Esto muestra la importancia de incluir la anisotropía en un modelo para el análisis de los efectos AVO. Sin el modelo de velocidad correcto, las
señales AVO podrían ser mal identificadas y vinculadas con cambios no relacionados con la litología o el contenido de fluido.
El amplio conjunto de datos geofísicos de pozos
adquiridos en este proyecto ha ayudado a vincular
las propiedades petrofísicas, las de los fluidos y las
propiedades elásticas en el pozo con las respuestas
sísmicas AVO que pueden interpretarse lejos del
pozo. La incorporación de la anisotropía en el
modelo del subsuelo ayudará a extender la información AVO con confiabilidad. Los geofísicos de
TotalFinaElf esperan utilizar aún más los datos de
levantamientos VSP con desplazamiento lineal
para la migración anisotrópica en tiempo previa al
apilamiento, calibrada con datos de pozo del volumen sísmico marino 3D adquirido en el campo.
19
Tiempos residuales del VSP con desplazamiento lineal
Modelo elástico
Anellipti- Impedancia
cidad
acústica
0
Vs
4 0
g/cm3
2500 2.0 2.5
Vh / V v
1.0
1.2 0
0.5
2
0
Vp / V s
8
2
3
Anisotrópico
500
Isotrópico
–0.025
1000
Tiempos residuales, s
Profundidad vertical verdadera debajo del nivel del mar, m
Densidad
Vp
1500
2000
2500
3000
–0.050
–0.075
3500
–0.100
4000
4500
–0.125
–4000
–3000
–2000
–1000
0
1000
2000
3000
4000
Desplazamiento de la fuente, m
> Modelo elástico (izquierda) para un campo marino de África Occidental, construido inicialmente a partir de registros sónicos y de densidad, y adaptado para
incluir anisotropía en las capas de lutitas. Las capas de lutitas se identifican por una relación Vp/Vs mayor a 1.85. La gráfica de los tiempos residuales
(derecha) muestra la diferencia entre los tiempos de tránsito observados y los de modelos isotrópicos (en rojo) y anisotrópicos (en verde).
Respuesta AVO modelada para un medio VTI, reflexiones P a P
Respuesta AVO medida para reflexiones P a P
4.000
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
4.025
4.050
4.075
4.100
4.125
4.150
4.175
4.200
–4000
–3000
–2000
–1000
0
1000
2000
3000
4000
–4000
–3000
–2000
Desplazamiento, m
–1000
0
1000
2000
3000
4000
Desplazamiento, m
> Comparación entre la respuesta AVO observada en el VSP con desplazamiento lineal (izquierda) y la respuesta modelada para una formación anisotrópica (derecha) en un objetivo de aguas profundas (línea roja horizontal). Las amplitudes varían desde insignificantes para el desplazamiento cero de la
fuente, a altamente negativas para desplazamientos largos de la fuente. El registro de densidad (curva azul), incluido en el centro de la respuesta AVO
medida (izquierda) se mueve hacia la izquierda en las zonas de interés.
En otro campo marino de aguas profundas de
África Occidental, un pozo de exploración casi
vertical encontró la primera de lo que se esperaba fueran múltiples areniscas del yacimiento.12
Para evaluar la calidad del yacimiento lejos del
pozo, los geofísicos querían medir y calibrar la res12. Dingwall S, Puech JC y Louden F: “Resolving an AVO
Ambiguity with Borehole Acoustic Data—A Case Study,”
presentado en la 65ta Conferencia y Exhibición Técnica
de la EAGE, Stavanger, Noruega, 2 al 3 de junio de 2003.
20
puesta AVO de la arenisca superior del yacimiento.
La arenisca exhibía una respuesta AVO plana en
el modelado isotrópico, pero mostraba un realce
de amplitud importante en función del desplazamiento de la fuente en las colecciones de trazas de
punto medio común (CMP, por sus siglas en inglés)
adquiridas. También querían medir la anisotropía
en las lutitas de sobrecarga y en las cercanas a las
areniscas, y obtener una imagen de alta resolución de los objetivos más profundos del yacimiento.
Se adquirieron dos VSPs con desplazamiento
lineal perpendiculares entre sí, utilizando una
herramienta VSI de 8 niveles, fijada en una zona
de lutita situada encima de las zonas de interés.
Los preparativos del levantamiento mostraron
que para las velocidades y la estructura esperadas, longitudes de las líneas de la fuente de 4.5
km [2.8 millas] producirían un rango adecuado
de ángulos directos y de reflexión para caracterizar el comportamiento AVO del horizonte de inte-
Oilfield Review
Modelo isotrópico
Objetivo 1
Objetivo 2
Vp /Vs
Objetivo 3
Densidad, gm/cm3
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
3.92
Objetivo 4
4.48
1.95 2.95 1
3
500
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
Desplazamiento, m
Modelo anisotrópico
Objetivo 2
Vp /Vs
Objetivo 3
Densidad, gm/cm3
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
3.92
Objetivo 1
Objetivo 4
4.48
1.95 2.95 1
3
500
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
Desplazamiento, m
> Comparación entre el modelado isotrópico (arriba) y el anisotrópico (abajo)
de la respuesta AVO de la sísmica de superficie en cuatro zonas de interés. La
zona de interés superior, Objetivo 1, es el nivel mostrado en los datos del VSP
para AVO con desplazamiento lineal que se observa en la página 20, abajo a la
izquierda. El modelo isotrópico no genera una variación de amplitud en función del desplazamiento de la fuente perceptible en este reflector, mientras
que el modelo anisotrópico produce un claro realce de la opacidad relacionada con las amplitudes negativas correspondientes al desplazamiento cero
de la fuente, al brillo asociado con las amplitudes altamente negativas observadas para desplazamientos largos.
rés, ubicado alrededor de 3900 m [12,795 pies]
de profundidad. Las dos líneas del levantamiento
se interceptaban en la posición del pozo. El sistema de navegación SWINGS aseguró la precisión
del posicionamiento de la fuente.
La calidad general de los datos fue excelente.
La medición de la anisotropía y la identificación
de las anomalías AVO requieren la comparación
entre los datos del levantamiento con desplazamiento lineal y los datos sintéticos de un modelo
elástico isotrópico. El modelo elástico se construyó a partir de registros sónicos dipolares y de
densidad, y se extendió hasta el lecho marino utilizando estimaciones de las velocidades y densidades a partir de tendencias litológicas y de
compactación (página previa, arriba). La extensión de este modelo para incluir anisotropía se
Verano de 2003
logró mediante la inversión de tiempo de tránsito
del gradiente isotrópico transversal vertical, utilizando la información de los tiempos de arribo
del levantamiento con desplazamiento lineal
efectuado y el modelo elástico calibrado. La eliminación de la anisotropía en las areniscas del
modelo podía llevarse a cabo empleando un
umbral de la relación Vp/Vs.
Se encontró que la anisotropía era importante. Las velocidades horizontales excedían a
las velocidades verticales en un 20% en las lutitas. Un procesamiento AVO de una colección de
trazas del levantamiento con desplazamiento
lineal con un punto común de recepción muestra
buena correlación con una colección de trazas
sintéticas generada del modelo VTI calibrado
(página previa, abajo). Esta correspondencia
convalida el modelo utilizado para las simulaciones AVO. La anisotropía posee un efecto marcado
en la respuesta AVO, y debe tomarse en consideración cuando se analiza el comportamiento AVO
en los niveles de interés (arriba). Cuando se
incluye la anisotropía en el modelo, la arenisca
Objetivo 1, que antes de la calibración del levantamiento exhibía propiedades AVO ambiguas,
muestra un claro realce, o incremento en amplitud en función del desplazamiento de la fuente.
La anisotropía fue mayor de lo esperado en el
plan del levantamiento, y se encontró que modificaba radicalmente las trayectorias de los rayos,
hasta el punto donde los desplazamientos de la
fuente más largos no se reflejaban a grandes
ángulos en el objetivo más profundo. La programación de levantamientos futuros requiere con-
21
Sección sísmica de superficie en África Occidental
Imagen de un VSP con desplazamiento lineal
> Sección sísmica de superficie de un volumen sísmico marino 3D de África Occidental y una imagen
de alta resolución de un VSP con desplazamiento lineal a lo largo de la línea correspondiente. Una
traza del corredor de apilamiento (en amarillo) marca la trayectoria del pozo a lo largo de la imagen
sísmica de superficie (izquierda). Los datos del VSP con desplazamiento lineal (derecha), migrados
utilizando un modelo de velocidad anisotrópico, parecen iluminar fallas y otras discontinuidades de la
capa que no se observan en la sección sísmica de superficie.
siderar desplazamientos de la fuente extremadamente largos si es que la información AVO es
necesaria a ángulos de reflexión mayores de 40°
en formaciones similarmente anisotrópicas.
El modelo anisotrópico se utilizó para migrar
los datos del levantamiento VSP con desplazamiento lineal, generando imágenes de alta resolución de las zonas de interés debajo del pozo
(arriba). La imagen de dicho levantamiento en la
dirección de la adquisición muestra una correspondencia excelente con una línea relevante
extraída del volumen sísmico marino 3D, e ilumina objetivos con mayor resolución que el levantamiento sísmico de superficie existente.
Levantamientos sísmicos de pozos 3D
El uso ampliamente difundido de imágenes sísmicas de superficie 3D ha demostrado el valor del
agregado de una tercera dimensión en la adquisición y el procesamiento de datos sísmicos. De
hecho, muchos problemas de generación de imágenes del subsuelo no se pueden resolver sin un
levantamiento 3D. Cuando el problema también
requiere que el levantamiento se lleve a cabo en
un pozo, la solución es el VSP 3D.
22
Para un operador marino que buscaba una
imagen 3D de alta resolución en la cresta de un
descubrimiento en aguas profundas, el VSP 3D
resultó ser altamente exitoso. Los objetivos del
VSP 3D eran obtener una mejor definición de una
importante falla limítrofe identificada en los
datos de sísmica de superficie, para refinar la
interpretación de compartimentalización y variación estratigráfica en la cresta de la estructura, y
para optimizar el posicionamiento de costosos
pozos de desarrollo futuros.
El modelado previo a la adquisición determinó
que una adquisición siguiendo una trayectoria en
espiral, con la embarcación fuente navegando en
un patrón circular ajustado sobre el sitio del pozo,
generaría el máximo de datos, al mismo tiempo
que minimizaría el tiempo de equipo de perforación. Se adquiriría primero un VSP con desplazamiento lineal, de 16 km [10 millas] de extensión y
se analizaría a bordo de la embarcación para confirmar la validez de los parámetros del levantamiento programado para el levantamiento 3D. Se
modificó una herramienta VSI de 20 transportadores para aumentar el espaciamiento entre los
transportadores a 100 pies. El resultado fue un
arreglo de 627 m [2057 pies] de largo; el arreglo
de herramientas más largo que jamás se había
bajado con cable hasta ese momento. La herramienta permitió adquirir datos dentro de una
tubería de revestimiento de 18 pulgadas, a profundidades que se extendían de 11,725 a 9500
pies [3574 a 2896 m] de profundidad medida.
Las inquietudes acerca de la eficiencia operativa, en particular respecto de las velocidades de
despliegue de un arreglo de esa longitud, se disiparon cuando los operadores probaron que el
extenso arreglo pudo montarse en tan sólo 11⁄2
horas; casi la mitad del tiempo esperado por los
representantes de la compañía petrolera. El arreglo VSI permaneció en la misma posición para el
VSP con desplazamiento lineal y para el VSP 3D.
Se utilizó la embarcación Snapper de
WesternGeco como embarcación fuente para los
levantamientos combinados. Los parámetros de
adquisición de datos utilizados para programar el
levantamiento 3D incluyeron una separación
entre puntos de disparo de 120 m [394 pies], una
distancia entre los arcos de la trayectoria en
espiral de 240 m [787], y un radio máximo de
dicha trayectoria de 6 km [3.7 millas]. Estos
Oilfield Review
Adquisición del VSP 3D planificada
Adquisición del VSP 3D real
Localización
del equipo de
perforación
10,000 pies
10,000 pies
Localización
del equipo de
perforación
10,000 pies
10,000 pies
> Comparación entre la geometría planificada (izquierda) y la adquisición real (derecha) para levantamientos VSP con desplazamiento lineal y para un VSP
3D en espiral. Se utilizó una herramienta VSI con 20 transportadores espaciados 30 m [100 pies] entre sí para adquirir ambos conjuntos de datos. Los resultados del VSP con desplazamiento lineal, de 16 km [10 millas] de extensión (línea roja en figura izquierda), ayudaron a los geofísicos a convalidar los parámetros de adquisición para el levantamiento 3D. El centro de la trayectoria en espiral estaba alejado del equipo de perforación. La geometría real del levantamiento 3D coincidía bastante con la trayectoria en espiral planificada. En el levantamiento propiamente dicho, el color rojo denota la fuente de babor, y el
verde denota la fuente del estribor.
parámetros fueron seleccionados por los expertos
de la compañía petrolera para asegurar la calidad
de las imágenes.
Después del último disparo del VSP con desplazamiento lineal, la embarcación Snapper
navegó hacia el centro de la trayectoria en espiral, y adquirió un levantamiento 3D utilizando
una configuración de la fuente tipo flip-flop, disparando los cañones en forma alternativa desde
el lado izquierdo (babor) y el derecho (estribor)
de la embarcación. Comenzando en el centro de
la espiral, los datos más importantes podían
adquirirse primero, por si cambios imprevistos de
clima forzaran la cancelación del levantamiento.
La verdadera geometría de la adquisición siguió
el plan con un alto grado de precisión (arriba).
Los representantes de la compañía petrolera
determinaron los parámetros finales de adquisición del levantamiento en espiral, mediante el
análisis de los datos del VSP con desplazamiento
lineal procesados utilizando técnicas de procesamiento propias de la compañía petrolera.
En un VSP 3D, el sistema de adquisición no
sólo tiene que almacenar grandes cantidades de
datos sino que también debe estar listo para
Verano de 2003
registrar el disparo siguiente. El tiempo entre los
disparos se denomina tiempo de ciclo. En este
proyecto en aguas profundas, los ingenieros de
Schlumberger se propusieron adquirir los datos
con un tiempo de ciclo de 13 segundos utilizando
un muestreo de 2 ms, y obtuvieron exactamente
un tiempo de ciclo de 12 segundos. El tiempo
total no productivo fue sólo del 6% en 58 horas de
tiempo operativo.
La cobertura de las zonas de interés y el poder
de adquisición de imágenes de alta resolución de
los VSPs 3D y de otros complejos levantamientos
sísmicos de pozos de hoy en día, dependen de una
serie de desarrollos recientes: la ingeniosa herramienta VSI de multicomponentes y la tecnología
de adquisición de datos que la acompaña; la
mejor comprensión de la propagación de ondas
anisotrópicas; y la capacidad para predecir la
adquisición de datos de un levantamiento tridimensional con un modelo del subsuelo. Todos
ellos contribuyen a exitosos levantamientos sísmicos de pozos.
Sin embargo, aún se esperan mejoras en ciertas áreas. La caracterización de la fuente sísmica
es uno de los temas sobre los que se sigue traba-
jando. Algunos expertos en sísmica de pozo consideran que es necesario el registro digital de la
señal completa de la fuente en cada disparo, para
asegurar que el subsiguiente procesamiento de la
sísmica de pozo preserve totalmente las amplitudes. La vigilancia permanente de la respuesta de
la fuente en cada disparo permite al equipo de
adquisición de datos corregir cualquier variación
o falla de la fuente. Es particularmente deseable
la consistencia de la señal y la fuente para el procesamiento de levantamientos con desplazamiento lineal que se utilizarán como referencia
para la calibración AVO.
El tiempo dedicado a diseñar, adquirir y procesar correctamente un levantamiento sísmico
de pozo se compensa al alcanzar objetivos clave,
tales como la conversión precisa de tiempo a profundidad, imágenes de alta resolución, iluminación mejorada de detalles sutiles, cuantificación
confiable de la anisotropía, y una interpretación
más confiable del contenido de fluido y de la litología a partir de los datos AVO; todos con el objetivo de reducir los riesgos en la búsqueda de
aceite y gas.
–LS
23