Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestre
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Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestre La moderna tecnología de adquisición y procesamiento de datos sísmicos marinos ha llegado a tierra firme. Ahora se dispone de un sistema integrado de sensores unitarios, de alta resolución y alta fidelidad, que puede ser utilizado en tierra firme. Esta tecnología marca un significativo paso adelante en lo que respecta a exploración, desarrollo y producción de campos petroleros. Malik Ait-Messaoud Mohamed-Zerrouk Boulegroun Aziza Gribi Rachid Kasmi Mahieddine Touami Sonatrach Argel, Argelia Boff Anderson Peter Van Baaren WesternGeco Dubai, Emiratos Árabes Unidos Adel El-Emam Ghassan Rached Kuwait Oil Company Kuwait Andreas Laake Stephen Pickering WesternGeco Gatwick, Inglaterra Nick Moldoveanu WesternGeco Houston, Texas, EUA Ali Özbek Cambridge, Inglaterra Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Mark Daly, Jean-Michel Pascal Gehenn, Will Grace, Dominic Lowden y Tony McGlue, Gatwick, Inglaterra; Mark Egan y Norm Pedersen, Houston, Texas; Zied Ben Hamad, Lagos, Nigeria; Mahmoud Korba, Argel, Argelia; y Andrew Smart, Kuwait. DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar), Q-Borehole y VSI (herramienta de generación de Imágenes Sísmica Versátil) son marcas de Schlumberger. Omega2, Q-Land, Q-Marine, VIVID y Well-Driven Seismic son marcas de WesternGeco. 48 La tecnología sísmica ha logrado hazañas asombrosas en las actividades de exploración y producción de las últimas décadas. El avance hacia la adquisición sísmica y la representación del subsuelo en tres dimensiones (3D), introducido en la década de 1980, constituyó quizás el paso más importante.1 Otro paso, fue el desarrollo de los datos sísmicos de cuatro dimensiones (4D), o datos sísmicos de repetición, utilizados para vigilar rutinariamente (monitorear) cómo cambian las propiedades de los yacimientos, tales como distribución de fluidos, temperatura y presión durante la vida productiva de un campo petrolero.2 La introducción de la técnica de adquisición de datos sísmicos de componentes múltiples con el registro de las señales de ondas de corte, además de los datos de ondas compresionales, proporcionó una herramienta para la caracterización de rocas y la identificación de los tipos de fluidos alojados en los poros.3 Con el crecimiento continuo de la demanda mundial de petróleo y gas, el énfasis de la industria del petróleo y el gas se ha trasladado hacia la exploración de yacimientos más complejos y más profundos y el mejoramiento de la producción de los activos existentes. La vida productiva de un campo puede prolongarse mediante la delineación de las zonas de petróleo y gas pasadas por alto y a través de la colocación óptima de los pozos de producción e inyección. El monitoreo proactivo del comportamiento de los fluidos de yacimiento—saturación y presión— con el tiempo, permite la implementación de acciones correctivas antes de que se vea afectada la producción. Para todas estas aplicaciones, el geofísico, el geólogo y el ingeniero de yacimientos requieren datos confiables y repetibles de resolución excepcional, que puedan ajustarse con respecto a un objetivo de yacimiento específico. Contar con una resolución de datos excepcional significa disponer de datos con mayor contenido de frecuencia y un bajo nivel de ruido coherente y no coherente, preservando al mismo tiempo la fidelidad de la señal.4 Durante varias décadas, la batalla entre la señal y el ruido condujo a la industria sísmica a buscar alternativas para suprimir el ruido y mejorar la señal. La señal es una representación verdadera de la reflexión real que corresponde a cambios producidos en las características de las rocas, tales como litología, porosidad y estructura del subsuelo. Tanto el ruido, que puede ser coherente o no coherente, como la absorción de las frecuencias más altas en la Tierra oscurecen la verdadera naturaleza de la señal. Este artículo examina un nuevo sistema integrado de adquisición y procesamiento de la señal con sensores unitarios, que provee mediciones previamente imposibles de obtener con el sistema convencional de registración de datos sísmicos. Algunos ejemplos de activos productivos de Kuwait y Argelia ilustran la calidad superior de estos datos en términos de fidelidad de la señal y contenido de frecuencia, en comparación con los datos adquiridos con métodos convencionales. Oilfield Review Sarta de geófonos Suma de análogos Sensor unitario Sistema de adquisición de campo Formación de grupos digitales Sistema de adquisición de campo Disco rígido/ procesamiento Cinta de campo Datos convencionales Datos Q-Land Desafíos que plantea la adquisición terrestre convencional La técnica de registración sísmica con sensores unitarios ha estado disponible desde los primeros días de la exploración sísmica. El principio que la subyace es simple. Una fuente de impulsos, tal como la dinamita, o una fuente de frecuencia controlada, tal como una placa vibratoria en un camión, envía energía acústica hacia el interior de la Tierra.5 Esta energía se propaga en varias direcciones diferentes. La energía que viaja hacia abajo se refleja y se refracta cuando encuentra el límite entre dos materiales con propiedades acústicas diferentes. Los sensores o los geófonos colocados en la superficie miden la energía acústica reflejada, convirtiéndola en una señal eléctrica que se muestra como una traza sísmica.6 Una de las complicaciones que presenta la adquisición sísmica terrestre es que, a diferencia de los datos marinos, una línea sísmica raramente se registra en línea recta debido a la presencia de obstrucciones naturales y artificiales tales como lagos, edificios y caminos. Aún más importante es el hecho de que la variación de la cota topográfica hace que las ondas sonoras lleguen a los geófonos de registración con diferentes tiempos de tránsito. La capa superficial de la Tierra también puede variar considerablemente en lo que respecta a su composición, pasando de sedimentos aluviales blandos a rocas duras. Esto significa que la velocidad de las ondas sonoras transmitidas a través de esta capa de superficie puede ser altamente variable. Habitualmente, se utilizan correcciones estáticas—un corrimiento aparente en el 1. Beckett C, Brooks T, Parker G, Bjoroy R, Pajot D, Taylor P, Deitz D, Flaten T, Jaarvik J, Jack I, Nunn K, Strudley A y Walker R: “Reducing 3D Seismic Turnaround,” Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 23–37. 2. Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P: “Time Will Tell: “El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 6–17. 3. Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R, Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61. 4. El ruido coherente es la energía sísmica indeseada que muestra una fase consistente entre una traza sísmica y otra. Esta energía puede consistir en ondas que viajan a través del aire a velocidades muy bajas, tales como las ondas aéreas o el chorro de aire, y la onda superficial ground-roll que viaja a través del tope de la capa superficial, también denominada capa meteorizada. La energía confinada en una capa, también conocida como múltiples, es otra forma de energía coherente. La energía no coherente corresponde típicamente a ruido generado por fuentes no sísmicas, tales como el ruido del viento, el ruido producido por el movimiento de vehículos, la interferencia de las líneas eléctricas aéreas o de las líneas de alta tensión, las antorchas de gas y las plantas de inyección de agua. 5. Una fuente de vibración envía un barrido de frecuencia controlada hacia el interior de la Tierra. Los datos registrados son convolucionados posteriormente con el barrido original para producir una señal útil. 6. Cada traza consiste de un registro que corresponde a un solo par fuente-receptor. En la práctica, las trazas provenientes de una fuente son registradas simultáneamente en varios receptores. Luego, las fuentes y receptores se desplazan a lo largo de la línea del levantamiento y se realiza otra serie de registros. Cuando una onda sísmica viaja desde una fuente hasta un reflector y de vuelta al receptor, el tiempo transcurrido es el tiempo de tránsito doble (ida y vuelta). El punto común de reflexión (CDP, por sus siglas en inglés) es el punto ubicado en el medio de la trayectoria; está situado verticalmente debajo del punto medio común. La selección de las trazas a través de la recolección de aquellas que poseen el mismo punto medio en el subsuelo se denomina colección de trazas de punto medio común (CMP, por sus siglas en inglés). El número de trazas sumadas o apiladas se denomina apilamiento nominal. Por ejemplo, en los datos de apilamiento nominal de 24, cada traza apilada representa el promedio de 24 trazas. En el caso de las capas inclinadas, no existe ningún punto común de reflexión compartido por fuentes y receptores múltiples de manera que es necesario proceder al procesamiento DMO (delta-t debido al echado (dip-moveout) para reducir la dispersión o la mezcla desordenada de datos. Para más información sobre registros sísmicos, consulte: Farmer P, Gray S, Whitmore D, Hodgkiss G, Pieprzak A, Ratcliff D y Whitcombe D: “Structural Imaging: Toward a Sharper Subsurface View,” Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 28–41. Ashton CP, Bacon B, Mann A, Moldoveanu N, Déplanté C, Ireson D, Sinclair T y Redekop G: “3D Seismic Survey Design,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 19–32. Invierno de 2005/2006 49 tiempo, aplicado a una traza sísmica—en el procesamiento sísmico para compensar estas diferencias en las elevaciones de las fuentes y los receptores y las variaciones de la velocidad de superficie.7 Otro problema importante en la adquisición de datos terrestres es que las fuentes terrestres típicamente generan energía que viaja horizontalmente cerca de la superficie, lo que también se conoce como ondas aéreas y ruido de superficie. Fuente sísmica Arreglo de receptores Longitud del arreglo de receptores: 45.76 m 7m Geófono 2.08 m 4.16 m > Adquisición convencional en tierra firme. La energía sísmica registrada en los receptores arriba a diferentes tiempos debido a las diferencias de elevación y a las variaciones de la velocidad de superficie (extremo superior). En los procesos de adquisición convencionales, varias sartas de geófonos cableadas entre sí promedian las mediciones de los sensores individuales y proporcionan una traza de salida, cuya posición es denotada por el centro de gravedad del arreglo, indicado con el punto rojo (extremo inferior). La traza de salida resultante posee una frecuencia generalmente más baja que cada una de las señales de entrada y la amplitud es más pequeña que la suma de las amplitudes individuales, fenómeno que se conoce como efecto del arreglo. ∆t Intervalo de muestreo Señal sísmica muestreada en forma insuficiente Señal sísmica muestreada correctamente > Efecto de desdoblamiento del espectro (aliasing). El muestreo a una frecuencia inferior a la frecuencia más alta presente en la señal (curva roja) se traduce en muestras insuficientes para captar todos los picos y valles presentes en los datos. El muestreo inadecuado no sólo hará que se pierda la información de las frecuencias más altas, sino que también la señal será definida incorrectamente (curva azul). 50 Los arreglos de sensores convencionales, consistentes en sartas (ristras) de geófonos, se basan en el supuesto de que la energía que viaja en sentido ascendente, o la onda reflejada, arriba al arreglo esencialmente en forma vertical y simultánea, mientras que el ruido superficial arriba principalmente en forma horizontal y secuencial. Para cancelar este ruido generado por la fuente, se suman los grupos de receptores—arreglos— distribuidos en forma espacial.8 En condiciones ideales, este proceso produce una atenuación del ruido y un mejoramiento de la señal. No obstante, los arreglos convencionales presentan sus propios inconvenientes. En la realidad, el arreglo de sensores a menudo no está ubicado en un terreno llano y homogéneo, de manera que los cambios locales en la elevación y la geología de superficie producen fluctuaciones en el tiempo de arribo de la señal (izquierda). Estas fluctuaciones se conocen como perturbaciones intra-arreglo. El arreglo de sensores cableados suma instantáneamente todas las trazas y, en el caso de las perturbaciones intra-arreglo, esto conduciría a una cancelación parcial de la señal. La traza de salida resultante se encontraría a una frecuencia más baja que cada una de las señales de entrada y la amplitud sería menor que la suma de las amplitudes individuales, fenómeno que se conoce como efecto del arreglo. El fenómeno de desdoblamiento del espectro (aliasing) constituye un problema muy conocido que surge cuando el intervalo de muestreo de una señal es inadecuado para captar las frecuencias más altas de la señal.9 No sólo se pierde la información contenida en las frecuencias más altas, sino que además es representada incorrectamente (izquierda). El fenómeno de aliasing constituye una consideración para el muestreo espacial también, no sólo para el muestreo temporal. La onda superficial ground-roll típicamente contiene varias longitudes de onda diferentes—relacionadas con la distancia existente entre los picos sucesivos de una forma de onda—que son más cortas que el intervalo entre grupos típico o la distancia que existe entre los centros de gravedad del arreglo de receptores en un levantamiento convencional. Debido al muestreo insuficiente de la energía de la onda superficial ground-roll, esta energía es muestreada en forma deficiente y se la inserta dentro del ancho de banda de la señal, produciendo ambigüedad entre la señal y el ruido. Las pruebas de longitudes de arreglos variables han demostrado la degradación de la calidad de la señal, causada por el incremento del tamaño del arreglo (próxima página). Para los arreglos de receptores con desplazamientos más largos, el tiempo de arribo de la señal puede Oilfield Review 0.0 Prim er q uie Arreglo de 16 m Arreglo de 32 m bre 0.5 Ondas refle jada s da On 1.0 icia er f l gr 1.5 oll d-r oun Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s sup Invierno de 2005/2006 Sensores puntuales con un espaciamiento de 2 m en inglés). Un análisis de la variación de las amplitudes de las reflexiones con la distancia fuente-geófono, o desplazamiento, proporciona ciertos conocimientos valiosos de las propiedades de los yacimientos, tales como litología, porosidad y fluidos alojados en los poros.11 2.0 2.5 érea 7. Ongkiehong L y Askin HJ: “Towards the Universal Seismic Acquisition Technique,” First Break 6, no. 2 (1988): 46–63. 8. Newman P y Mahoney JT: “Patterns—With a Pinch of Salt,” Geophysical Prospecting 21, no. 2 (1973): 197–219. 9. El fenómeno de desdoblamiento del espectro (aliasing) es la ambigüedad que surge como resultado de un muestreo insuficiente. Este fenómeno tiene lugar cuando la señal es muestreada a un intervalo de muestreo menor que el doble del ciclo. La frecuencia más alta definida por un intervalo de muestreo se denomina frecuencia de Nyquist y es igual a la inversa de 2∆t, donde ∆t es el intervalo de muestreo. Las frecuencias más altas que la frecuencia de Nyquist se “replegarán” o se “cerrarán.” Esta situación se puede observar en los videos o en las películas cinematográficas: las ruedas de rayos de las carretas tiradas por caballos a veces parecen estar retrocediendo en lugar de ir hacia adelante. El fenómeno de aliasing puede evitarse a través de un muestreo espacial más fino, que sea como mínimo el doble de la frecuencia de Nyquist de la forma de onda. 10. El-Emam A, Moore I y Shabrawi A: “Interbed Multiple Prediction and Attenuation: Case History from Kuwait,” presentado en la Exposición Internacional y 75ª Reunión Anual de la SEG 2005, Houston, (6 al 11 de noviembre de 2005). 11. Roden R y Latimer R: “An Introduction—Rock Geophysics/AVO,” The Leading Edge 22, no. 10 (Octubre de 2003): 987. crucial en todas las facetas de la interpretación estratigráfica, incluyendo la inversión sísmica antes de apilar, la variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO, por sus siglas en inglés) y la interpretación de la variación de la amplitud con el ángulo de incidencia (AVA, por sus siglas Onda a variar significativamente en cualquiera de los dos extremos del arreglo, reduciendo las frecuencias más altas cuando se suman dentro del grupo. En consecuencia, así como es necesario el muestreo temporal adecuado de la traza registrada para registrar con éxito una frecuencia dada, también se requiere un intervalo entre grupos suficientemente pequeño para registrar una frecuencia espacial en particular. Un problema común a todo el proceso de adquisición sísmica es la energía confinada entre las capas del subsuelo, que se conoce como múltiples internas y que son causadas por la existencia de un fuerte contraste de velocidad de transmisión del sonido entre las capas. Esto tiene lugar cuando la energía proveniente de la fuente se refleja más de una vez en su trayectoria. Las múltiples internas se asemejan a una pelota que rebota y queda atrapada entre dos capas, que continúa rebotando hasta que pierde su energía. Los datos sísmicos de pozos que se adquieren cuando las fuentes están emplazadas en la superficie y los receptores están anclados en un pozo, ayudan a identificar las interfaces que generan estas múltiples internas. Los desarrollos que han tenido lugar recientemente en los métodos guiados por datos y el empleo de datos de perfiles sísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés) para guiar el proceso de atenuación de múltiples sísmicas de superficie, tales como el método de Predicción de Múltiples Internas (IMP, por sus siglas en inglés), se muestran promisorios.10 La calidad del conjunto de datos sísmicos sin procesar es fundamental para el logro de una resolución de frecuencia superior y una alta relación señal-ruido. La preservación de la amplitud y la fase de las señales de entrada es 3.0 3.5 4.0 0 200 400 Desplazamiento, m 0 200 400 Desplazamiento, m 0 400 200 Desplazamiento, m Primer arreglo Segundo arreglo Tercer arreglo Intervalo entre grupos Canal 1 Canal 2 Canal 3 > Degradación de la señal con un incremento del tamaño del arreglo. Se llevó a cabo una prueba de fuentes puntuales y receptores puntuales con sensores unitarios, con un espaciamiento de 2 m [6.6 pies] entre sí y una fuente de vibración unitaria. Se formó un arreglo de 16 m [53 pies] mediante la suma de grupos de nueve geófonos consecutivos y la asignación de la señal sumada a un canal ubicado en el centro de gravedad del arreglo (extremo inferior). El intervalo entre grupos es la distancia existente entre canales consecutivos. De un modo similar, se formó un arreglo de 32 m [105 pies] sumando grupos de 17 geófonos consecutivos. Mediante el empleo de un espaciamiento de 2 m entre los sensores, los tipos de ondas se registraron sin que se produjera aliasing (extremo superior izquierdo). Cuando los sensores se agruparon en arreglos de longitud creciente de 16 m (extremo superior central) y 32 m (extremo superior derecho), primero la onda aérea, luego la onda superficial ground-roll y finalmente los primeros quiebres se desdoblaron hacia las frecuencias más bajas, lo que se puso de manifiesto como áreas de señales de bandas cruzadas en el dominio de los puntos de tiro. El fenómeno de aliasing también se manifiesta como un repliegue de la energía acústica en el dominio del número de onda de frecuencia, que no se muestra en esta gráfica. (Cortesía de Shell). 51 Dado que los datos terrestres a menudo exhiben relaciones señal-ruido pobres, como resultado de la existencia de geometrías irregulares y la contaminación por ruido, era necesario un cambio fundamental en los métodos de adquisición y procesamiento de datos sísmicos. Un cambio en la filosofía de adquisición A comienzos de la década de 1990, WesternGeco puso en marcha un extensivo proyecto de investigación de la sensibilidad de las ondas compresionales (Ondas P), que produjo un cambio fundamental en la filosofía de adquisición. Los experimentos llevados a cabo sobre las señales sintéticas revelaron los efectos de las correcciones estáticas de fuentes y receptores, de las especificaciones de los dispositivos electrónicos de registración, de la distorsión de fase de la fuente y de la sensibilidad de los receptores sobre las ondas P (abajo). Excluyendo el ruido coherente generado por la fuente, el ruido ambiente y el barrido de frecuencia de la fuente, los efectos predominantes sobre la relación señal-ruido se deben a la presencia de perturbaciones que no pudieron corregirse dentro de un arreglo analógico. Factores tales como las correcciones estáticas de fuentes y receptores, el acoplamiento del geófono al terreno, la posición e inclinación de los geófonos, el posicionamiento de la fuente y la Perturbación Sistema Distorsión Tolerancia de ganancia Sincronización Receptor Distorsión de harmónicas Sensibilidad del geófono Frecuencia natural Temperatura Acoplamiento Inclinación Posición del sensor Fuente Distorsión de harmónicas Amplitud Fase Posición de la fuente Estáticas 0 Estáticas de receptores Estáticas de fuentes 100 -10 31.6 -20 10 -30 3.16 distorsión de amplitud y fase en las fuentes fueron más importantes que los cambios de hardware realizados en el geófono o en el sistema de registración en sí. Un error pequeño de 1 ms en las correcciones estáticas de los receptores se traduce en la introducción de -29 dB de ruido respecto de la señal. Dichos errores estáticos se observan comúnmente en un grupo de receptores analógicos convencionales. El conocimiento adquirido a partir de estos experimentos se utilizó con el fin de diseñar y construir el sistema sísmico terrestre de sensores unitarios Q-Land para reducir los efectos de estas perturbaciones, encarando al mismo tiempo el tema de la eliminación del ruido coherente, tal como el ruido de superficie. Un espaciamiento entre receptores equivalente a la mitad (o menos de la mitad) de la longitud de onda de la onda superficial ground-roll resultaría adecuado para muestrear el ruido de superficie sin que se produzca aliasing. Así como el fenómeno de aliasing temporal surge del muestreo insuficiente en el dominio del tiempo, un intervalo grande entre receptores conduce a un fenómeno de aliasing espacial. El nuevo sistema Q-Land digitaliza cada uno de los sensores en la ubicación de registración (próxima página, extremo superior). Para lograr este muestreo espacial fino, el sistema de registración requiere un incremento masivo del Error de señal en dB -60 -40 -50 1 0.32 0.1 -70 0.03 -80 0.01 -90 -100 0.003 Error de señal, %, intervalo de confidencia, 95% > Tabla de sensibilidad de las ondas P para la adquisición terrestre. Se realizaron experimentos en señales sintéticas para comprender el efecto de las perturbaciones tales como las correcciones estáticas de las fuentes y los receptores, los dispositivos electrónicos de registración, la distorsión de fase de la fuente y la sensibilidad de los receptores. La tabla indica que los cambios de hardware realizados en el receptor o en el sistema de registración poseen un error de señal bajo, en comparación con otros factores que producen un error de señal significativamente mayor. La capacidad de efectuar correcciones por estas perturbaciones de orden superior permite la preservación de la fidelidad de la señal y del ancho de banda en los datos sísmicos. 52 número de canales activos. Un canal activo significa que los receptores están conectados para registrar en forma simultánea. Comparado con un sistema convencional típico con un alto número de canales, que puede constar de 4,000 a 5,000 canales que registran en vivo, el nuevo sistema de adquisición con receptores puntuales posee 20,000 o más canales activos. El sistema Q-Land es el primero en implementar una metodología integrada de adquisición y procesamiento de la señal con receptores puntuales. El mismo concepto es aplicable a las fuentes sísmicas. El arreglo de fuentes puede ser reemplazado por fuentes puntuales. Además, para evitar el fenómeno de aliasing en el dominio de punto medio común, el intervalo entre fuentes debería ser pequeño y, como ideal, igual al intervalo entre receptores. La nueva técnica de registración con fuentes puntuales y receptores puntuales reemplaza al método convencional que emplea arreglos de sensores y fuentes, para atenuar el ruido y mejorar la relación señalruido.12 El registro de datos sísmicos a través de receptores puntuales en lugar de arreglos de receptores analógicos posee diversas ventajas potenciales, incluyendo mejores soluciones estáticas, estimación de la velocidad, preservación de la amplitud, retención del ancho de banda y atenuación del ruido. Esta metodología de fuentes puntuales y receptores puntuales incrementa el volumen de datos en más de un orden de magnitud. Los avances en términos de transmisión de datos y poder computacional han posibilitado el desarrollo y despliegue de este sistema de registración que posee un alto número de canales y resulta eficaz desde el punto de vista de sus costos. Un nuevo sistema de adquisición y procesamiento integrado El nuevo sistema Q-Land corresponde a una tecnología de adquisición y procesamiento sísmicos con 20,000 canales activos. El intervalo de muestreo típico para el sistema es de 2 ms. No obstante, el sistema Q-Land puede registrar con 30,000 canales activos si el intervalo de muestreo se cambia a 4 ms. El registro digital del campo de ondas entrante, en las posiciones de los receptores densamente espaciados, asegura que la señal y el ruido registrados sean muestreados correctamente y por lo tanto no se desdoblen hacia las bajas frecuencias. En la geometría de adquisición del sistema Q-Land, una línea fuente y una línea receptora que son ortogonales entre sí forman un tendido cruzado. Luego, estas líneas se repiten espacial12. Ongkiehong y Askin, referencia 7. Oilfield Review mente dentro del área de adquisición. Cada par de fuente-receptor genera una traza que corresponde a un punto medio del subsuelo. Si los puntos medios que corresponden a todos los pares de fuentes-receptores se representan en celdas (bins), siendo el tamaño de una celda igual a la mitad del intervalo entre receptores por la mitad del intervalo entre fuentes, cada celda será un punto medio correspondiente a una cobertura de apilamiento nominal simple (apilamiento o número de reflexiones en el mismo punto = 1). De este modo, los tendidos cruzados proveen subconjuntos de apilamiento nominal simple del campo de ondas continuo, muestreado en forma suficientemente fina como para prevenir el fenómeno de aliasing del ruido coherente, a través del cual se genera un volumen de tendido cruzado (abajo). > Sistema de adquisición y procesamiento Q-Land. Una línea de receptores se tiende en forma perpendicular a una línea de fuentes y cada punto fuente es registrado por cada punto receptor. El ejemplo muestra 10 líneas receptoras con una separación de 200 m [656 pies], con 1,824 receptores puntuales por línea receptora, lo que resulta en 18,240 receptores activos (extremo superior). En la técnica de formación de grupos digitales que utiliza el sistema de procesamiento del programa Omega2, las trazas sísmicas de los geófonos individuales poseen correcciones por perturbaciones efectuadas en cada geófono (extremo inferior). Luego se aplican filtros adaptivos en varias trazas para suprimir el ruido coherente. A continuación, puede producirse una traza de salida desde varios sensores con el intervalo de muestreo espacial que se desee. 1,824 receptores por línea Línea fuente Líneas receptoras con 200 m de separación Sensores Fuentes Línea receptora Señales digitales provenientes de sensores individuales Sistema de adquisición de campo Formación de grupos digitales Disco rígido/ procesamiento Línea re Línea fuente ceptora Tiempo Área de cobertura de punto medio común Línea fuente Línea receptora > Una visualización tridimensional (3D) del volumen del tendido cruzado. Una configuración de tendido cruzado se obtiene mediante el despliegue de los receptores a lo largo de una línea orientada en una dirección y la colocación de las fuentes a lo largo de una línea ortogonal (derecha). Cada par fuentereceptor genera información desde un punto del subsuelo que, para una superficie plana, se encuentra ubicado en el punto medio entre la fuente y el receptor (área gris). En este ejemplo de configuración de tendido cruzado, en el que el receptor muestrea a 5 m [16 pies] y la fuente a 20 m [66 pies], la cobertura del subsuelo es de apilamiento nominal simple. Una vista tridimensional del volumen del tendido cruzado muestra que el ruido de superficie está confinado dentro de un volumen de forma cónica, lo que hace que su remoción o atenuación mediante filtros 3D en el dominio del número de onda de frecuencia resulte más efectiva (izquierda). Invierno de 2005/2006 53 las ondas aéreas y del ruido inducido por las antorchas. Existen distintas maneras de atenuar el ruido mediante el empleo de técnicas de filtrado digital. No obstante, el diseño de filtros digitales 3D óptimos es importante para explotar el potencial del registro con receptores puntuales. Un filtro ideal pasaría todas las frecuencias deseadas del filtro pasa banda sin ninguna distorsión y rechazaría completamente todas las frecuencias que se encuentran fuera del rango de interés, lo que se denomina banda de frecuencias suprimidas. La respuesta ideal del filtro espacial antialias también sería azimutalmente isotrópica; es decir, que la respuesta del arreglo sería igual para la energía que arriba desde todos los ángulos. Existen dos problemas asociados con el desempeño del filtro antialias para la adquisición de datos convencionales: el rechazo imperfecto de los niveles de ruido azimutalmente variables en la banda de frecuencias suprimidas y una respuesta plana imperfecta en el filtro pasa 0 -10 Magnitud, dB 0 -10 -20 -30 -40 0.10 -50 -0.06 -0.08 - 0.10 0.02 /m ,1 0 kx a d -0.02 on de -0.04 o r e -0.06 úm N -0.08 -0.10 -30 -40 0.10 0.08 0.06 0.08 0.04 0.06 Nú 0.04 me 0.02 ro de 0 on da k , -0.02 y 1 /m -0.04 -20 0.10 0.06 0.08 banda (abajo). La técnica Q-Land consistente en convertir una geometría de adquisición ortogonal en tendidos cruzados, se adecua particularmente a la aplicación de filtros antialias tridimensionales. Una técnica de filtrado basada en el método APOCS—método de proyecciones alternas sobre conjuntos convexos—constituye un enfoque efectivo que resulta óptimo en la geometría de tendidos cruzados.14 El último paso es el muestreo espacial reiterado de los datos de salida, de acuerdo con el intervalo entre grupos deseado. Los arreglos analógicos, una vez tendidos en el campo, carecen prácticamente de flexibilidad para ajustar el intervalo de muestreo de salida, mientras que con la técnica de formación de grupos digitales, es posible cualquier muestreo de salida hasta la granularidad de los sensores individuales. Mientras que los datos de los arreglos convencionales pueden proveer resultados razonables para la interpretación estructural, el análisis de -50 0.08 0.10 dB Magnitud, dB Luego se aplican algoritmos sofisticados en una técnica de procesamiento que se denomina formación de grupos digitales (DGF, por sus siglas en inglés). La técnica DGF comprende tres pasos principales. El primero es la corrección de cada geófono por las perturbaciones intra-arreglo, tales como diferencias de amplitud y elevación y variaciones de la velocidad de superficie. Después de agrupar las salidas de los geófonos, el resultado es una señal con un contenido de frecuencia similar al de las trazas individuales y una amplitud casi idéntica a la suma de las amplitudes individuales. Este paso es similar al aplicado en el sistema de sísmica marina con sensores unitarios Q-Marine.13 El segundo paso aplica filtros adaptivos para la supresión del ruido. La atenuación del ruido puede incluir, sin que implique limitación, atenuación del ruido coherente y ambiente, cancelación de la interferencia producida por las líneas eléctricas de alto voltaje y atenuación de 0 -10 -20 -30 -40 -50 0.04 0.06 Nú 0.04 me 0.02 ro de 0 on da k , -0.02 y 1 /m -0.04 -0.06 -0.08 - 0.10 0.02 /m ,1 0 kx a d -0.02 on de -0.04 o r e -0.06 úm N -0.08 -0.10 > Respuesta tridimensional del filtro espacial antialias. Se ilustra el problema del ruido indeseado que contamina el área del ancho de banda de la señal. La respuesta del filtro espacial antialias muestra la amplitud en el eje vertical y los números de onda a lo largo de los dos ejes horizontales, kx y ky, en las direcciones x e y. El color representa la magnitud en dB. Un filtro eficiente pasaría la señal que se encuentra alrededor de k=0, y suprimiría o rechazaría cualquier ruido para todas las demás direcciones para k 0. En lo que respecta a un arreglo de receptores de 16 m convencional, el ruido se filtra en la señal desde casi todos los azimuts (izquierda). Contrariamente, para los datos de receptores puntuales, el filtro antialias que utiliza la técnica de diseño de filtros APOCS muestra la efectividad del filtro en cuanto al rechazo del ruido (derecha). 13. Christie P, Nichols D, Özbek A, Curtis T, Larsen L, Strudley A, Davis R y Svendsen M: “Raising the Standards of Seismic Data Quality,” Oilfield Review 13, no. 2 (Verano de 2001): 16–31. 14. Una conocida técnica matemática, denominada APOCS, es una técnica iterativa que obtiene parámetros de filtro para eliminar el ruido coherente. El algoritmo, que opera en el espacio 3D, cambia constantemente entre el dominio del muestreo—con el tiempo en un eje, y las direcciones x e y en los otros dos ejes—y el dominio de la transformada de frecuencia—con la frecuencia en un eje y el número de onda en las direcciones x e y, kx y ky, en los otros dos. El número de onda es la inversa de la longitud de onda y representa la frecuencia de la onda 54 en el espacio. Para más información sobre la técnica APOCS, consulte: Özbek A, Hoteit L y Dumitru G: “3-D Filter Design on a Hexagonal Grid for Point-Receiver Land Acquisition,” Taller de Investigación de la EAGE, Avances en la Tecnología de Adquisición Sísmica, Rodas, Grecia, 20 al 23 de septiembre de 2004. Quigley J: “An Integrated 3D Acquisition and Processing Technique Using Point Sources and Point Receivers,” Resúmenes Expandidos, Exposición Internacional y 74a Reunión Anual de la SEG 2004, Denver, (10 al 15 de octubre de 2004): 17–20. 15. Shabrawi A, Smart A, Anderson B, Rached G y El-Emam A: “How Single-Sensor Seismic Improved Image of Kuwait’s Minagish Field,” First Break 23, no. 2 (Febrero de 2005): 63–69. 16. El sistema Q-Borehole optimiza todos los aspectos de los servicios de sísmica de pozo, desde la planeación de las operaciones hasta la adquisición, procesamiento e interpretación de los datos. Los datos de registros de pozos, datos VSP y datos sísmicos de superficie se combinan para construir un modelo de propiedades de las velocidades verticales, los factores de atenuación de frecuencia, la anisotropía relacionada con las variaciones verticales de las velocidades de intervalo y el campo de ondas de múltiples. El modelo se utiliza luego para lograr un mejoramiento del procesamiento y la calibración de los datos sísmicos de superficie en el proceso Well-Driven Seismic. Oilfield Review Invierno de 2005/2006 miento del yacimiento, era obvio que se necesitaba un cambio escalonado en la metodología de adquisición para reducir la señal no coherente y el ruido coherente. Cuatro vibradores agrupados estrechamente para formar un rectángulo de 12.5 m [41 pies] por 5 m [16.4 pies] vibraban en forma sincrónica, a un 60% de su capacidad de potencia máxima de 80,000 lbf [356 kN]. El hecho de operar con una potencia inferior a la potencia de pico proporcionaba una baja distorsión en la fuente sísmica. Los vibradores se instalaron lo más cerca posible entre sí para simular una fuente puntual, maximizando al mismo tiempo la entrada de energía en la Tierra. El sistema QLand registró 14,904 canales, con un intervalo de muestreo de 2 ms.15 Antes de la suma en el proceso DGF, se efectuaron correcciones por perturbaciones en cada uno de los receptores y en cada una de las fuentes. Además, se planificó un estudio integrado de sísmica de pozo Q-Borehole, al comienzo del programa piloto Q-Land. 16 Un VSP sin desplazamiento de la fuente y dos VSPs con desplazamiento sucesivo de la fuente registraron los datos en torno a la porción central del área Sensores puntuales con un espaciamiento de 2 m Arreglo de 16 m 60 40 30 20 40 30 20 10 0 -30 50 Ancho de banda utilizable 50 Frecuencia, Hz Ruido por desdoblamiento del espectro (Aliased noise) 60 Ancho de banda utilizable Promoción de nuevas tecnologías en Kuwait El Campo Minagish, situado en el sudoeste de Kuwait, fue seleccionado en el año 2004 para la ejecución de un estudio piloto con tecnología QLand, con el fin de encarar diversos objetivos de exploración y desarrollo. Una de las metas era proporcionar una imagen detallada de múltiples intervalos prospectivos dentro del Cretácico para el monitoreo del frente de fluido. Descubierto en 1959, el Campo Minagish es uno de los principales productores del país y su producción proviene fundamentalmente de las rocas carbonatadas, incluyendo las oolitas Minagish. Como resultado de la implementación de un programa de inyección de agua, el influjo de agua preponderó sobre el de petróleo en las capas de alta permeabilidad. Un levantamiento sísmico 3D previo, realizado en 1996 utilizando arreglos de fuentes y receptores con espaciamientos de 50 m [165 pies], proporcionó representaciones pobres de las áreas prospectivas más profundas y limitó la resolución vertical y lateral en las zonas prospectivas principales. La caracterización de la densidad y orientación de las fracturas, necesaria para el emplazamiento óptimo de los pozos horizontales y la maximización de la producción, también resultó problemática. El ruido proveniente de las antorchas de gas y de las plantas de inyección de agua, sumado al ruido generado por la sísmica, tal como chorros de aire, ruido superficial y múltiples, provocaba distorsiones extremas en los datos sísmicos. Además, el Campo Minagish planteaba un riesgo operacional inusual. El área se encontraba salpicada de bombas de dispersión y minas sin explotar, que habían quedado como resultado de las actividades militares llevadas a cabo previamente. Un conocimiento detallado de la estructura interna del yacimiento era esencial para que funcionara un esquema de inyección de agua planificado. El modelado sísmico directo realizado mediante la utilización de propiedades de rocas obtenidas de muestras de núcleos y registros de pozos demostró que una modificación del 5 al 95% en la saturación de agua podía traducirse en una diferencia del 5% en la impedancia acústica—un producto de la velocidad de transmisión del sonido por la densidad de la roca. No obstante, un estudio 4D previo realizado en 1998, puso de manifiesto la incapacidad de detectar estos cambios pequeños debido al nivel de ruido de fondo presente en los datos sísmicos convencionales. Entre los factores limitantes se encontraban la resolución de frecuencia, la atenuación de ruido inferior y una baja relación señal-ruido. Para permitir el monitoreo de los cambios mínimos producidos en el comporta- Frecuencia, Hz yacimientos detallado que utiliza técnicas de inversión sísmica o técnicas AVO, se limita a una banda de frecuencia estrecha debido al repliegue del ruido desdoblado hacia las bajas frecuencias en el rango de frecuencia de interés (abajo, a la derecha). Con un ancho de banda tan reducido, es poco probable que las técnicas de inversión o las técnicas AVO produzcan resultados válidos. Los receptores puntuales densamente espaciados empleados por la metodología Q-Land proveen datos libres de desdoblamiento hacia las bajas frecuencias y, por ende, un ancho de banda más completo para la interpretación AVO. En ambientes geológicos complejos en los que los datos de arreglos convencionales no pueden producir los resultados requeridos, los datos de sensores unitarios proveen mejoras significativas en lo que respecta a la fidelidad de la señal y el contenido de frecuencia. Este mejoramiento posibilita la interpretación de rasgos estratigráficos sutiles y un incremento de la resolución vertical y lateral de la respuesta sísmica, como lo demuestran los dos ejemplos de Kuwait y Argelia que se presentan a continuación. -20 -10 0 10 20 Número de onda, 1/km 30 10 0 -200 -100 0 100 Número de onda, 1/km 200 > Impacto del fenómeno de aliasing sobre el contenido de frecuencia. Una prueba realizada con un arreglo de receptores de 16 m muestra el desdoblamiento del espectro de la onda superficial ground roll y de la onda aérea debido al efecto de repliegue observado en el dominio del número de onda de frecuencia (fk) (izquierda). La onda aérea (línea negra sólida) se encuentra completamente desdoblada hacia las bajas frecuencias. Sin embargo, el ruido de superficie (línea negra de guiones) está replegado en la banda de frecuencia de la señal por encima de la frecuencia donde se intersectan las líneas de guiones. La señal, respecto de la cual se espera que domine el área central de la gráfica fk conforme k se aproxima a cero, se contamina. Esto significa que el filtrado espacial adaptativo ya no puede eliminar el ruido coherente sin dañar la señal. El contenido de frecuencia utilizable para el procesamiento AVO, por ejemplo, se reduce sustancialmente para los datos de arreglos convencionales porque el fenómeno de aliasing distorsiona las altas frecuencias tanto en amplitud como en fase. Contrariamente, los datos de los receptores puntuales muestran claramente una respuesta sin desdoblamiento hacia las bajas frecuencias que permite el procesamiento de todo el rango de frecuencia útil sin que se produzca contaminación por ruido coherente (derecha). (Cortesía de Shell). 55 Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), ms Datos 3D convencionales Datos Q-Land 1,400 1,500 1,600 1,700 1,800 > Comparación de los datos sísmicos 3D convencionales con los datos Q-Land en el Campo Minagish, situado en Kuwait. Los datos Q-Land (derecha) muestran una resolución lateral y vertical mucho más alta que los datos sísmicos convencionales (izquierda). El yacimiento objetivo del Campo Minagish aparece a aproximadamente 1,500 ms. del levantamiento.17 La integración de datos sísmicos de superficie y datos geofísicos de pozos resultó vital para garantizar que todos los pasos de la secuencia de procesamiento, desde la formación de grupos digitales hasta el apilado migrado final, fueran calibrados en forma óptima utilizando algunos de los desarrollos más recientes del proceso Well-Driven Seismic.18 La restitución de la amplitud verdadera y la fase, la supresión efectiva de múltiples y la compensación por la absorción de frecuencias con la profundidad proporcionaron un nivel superior de representación y resolución (arriba). Los VSPs sin desplazamiento de la fuente en dos pozos de control, un inyector y un productor, resolvieron siete zonas intra-yacimiento. Los datos sísmicos convencionales, con un contenido de frecuencia de 10 a 45 Hz, mostraron sólo tres de estos eventos, lo que condujo a una interpretación imperfecta conforme a la cual no existía ninguna obstrucción entre los dos pozos y los fluidos inyectados podían fluir libremente entre ambos. El volumen Q-Land representó las mismas siete zonas intra-yacimiento, vistas en los VSPs. La mejor resolución de los datos Q-Land, con un contenido de frecuencia de 6 a 70 Hz, permitió que los intérpretes sísmicos mapearan los rasgos estratigráficos. También se identificaron acumulaciones delgadas de brea en el pozo inyector, que actúan como deflectores e inhiben el movimiento de los fluidos. Además, en esta oportunidad pudieron detectarse fallas secundarias y objetivos de gas más profundos, oscurecidos por la energía de las múltiples internas.19 Incentivado por los resultados de este estudio piloto Q-Land, el operador está planificando un levantamiento del campo completo utilizando el sistema Q-Land. También se están considerando algunos planes para reevaluar la presión de poro y la caracterización de fracturas incorporando los nuevos datos Q-Land. 17. Un VSP sin desplazamiento de la fuente se adquiere cuando una fuente sísmica se emplaza en la superficie, cerca de la boca de pozo, y los receptores se colocan a distintas profundidades en el pozo. En un VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente, un arreglo de receptores recolecta datos para posiciones de la fuente múltiples ubicadas a lo largo de una línea que se extiende desde la boca de pozo. Para más información sobre VSP y VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente, consulte: Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R, Hope R, Hornby B, Williams M, Jiménez RR, Lastennet T, Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C, Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes datos sísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003): 2–23. 18. El proceso Well-Driven Seismic utiliza los datos de sísmica de pozo para la recuperación de la amplitud verdadera y la fase, el análisis de velocidad, la atenuación de múltiples, la migración anisotrópica y el borrado (muting) basado en los ángulos de incidencia. 56 El desafío sísmico en Argelia Un campo petrolero de Argelia, conocido por ser uno de los campos más desafiantes del mundo desde el punto de vista sísmico, fue seleccionado para la ejecución de un estudio Q-Land. Desde el descubrimiento de este campo en la década de 1950, se han perforado numerosos pozos. La producción de petróleo y gas proviene fundamentalmente de los yacimientos clásticos fluviomarinos de edad Cambro-Ordovícico. A pesar del gran número de pozos perforados, los cambios abruptos producidos en la litología y la compartimentalización por fallas han dificultado la caracterización de yacimientos de todo el campo mediante la utilización de datos de pozos solamente. En el pasado, se intentaron pocos levantamientos sísmicos debido a la obtención de una pobre respuesta sísmica y la imposibilidad de detectar zonas prospectivas. Como resultado, las zonas prospectivas se identificaron a partir de datos petrofísicos y datos de presión. Por otra parte, la débil correlación existente entre la permeabilidad derivada de los registros de pozos y la obtenida en los núcleos indicó que las fracturas podían incidir significativamente en la permeabilidad. Los desafíos geofísicos y geológicos existentes son varios. El principal yacimiento productivo, un sistema fluvial de canales entrelazados (anastomosados), posee una distribución altamente heterogénea de areniscas y lutitas. Además, el campo petrolero ha sido afectado por episodios de deformación y reactivación de fallas múltiples, que se tradujeron en distribuciones de fallas y fracturas difíciles de detectar. Sumado a estos problemas, un pequeño contraste de velocidad y densidad en el tope del yacimiento y dentro de las unidades prospectivas dificulta la detección de éstas últimas. Por otra parte, la influencia de las fuertes múltiples internas oscurece la señal y la presencia de una capa de evaporitas de gran espesor por encima del yacimiento produce una atenuación severa de las frecuencias más altas, lo que se traduce en una pobre relación señal-ruido. Todos estos Para más información sobre la técnica Well-Driven Seismic, consulte: Morice SP, Anderson J, Boulegroun M y Decombes O: “Integrated Borehole and Surface Seismic: New Technologies for Acquisition, Processing and Reservoir Characterization; Hassi Messaoud Field,” presentado en la 13a Exposición y Conferencia de Petróleo y Gas de Medio Oriente (MEOS), Bahrain, 9 al 12 de junio de 2003. 19. El-Emam et al, referencia 10. Oilfield Review datos sísmicos finales con los pozos. El ancho de banda, o contenido de frecuencia, obtenido osciló entre 6 Hz y 80 Hz; aproximadamente el doble que los resultados sísmicos 2D de alta resolución registrados previamente. Por primera vez, la resolución de frecuencia obtenida a partir de los datos sísmicos de superficie se equiparó con la obtenida con un VSP, lo que proporcionó un excelente ajuste con los pozos (abajo). pozo y mediciones sónicas obtenidas mediante la utilización de la herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar DSI. El sistema sísmico Q-Borehole ayudó en el procesamiento Well-Driven Seismic. Los resultados del procesamiento sísmico de superficie fueron comparados con los datos de pozos en las fases clave de la secuencia de procesamiento, de manera que los parámetros de procesamiento se optimizaron para ajustar los Datos 2D de alta resolución Datos Q-Land Distancia Distancia X,500 Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), ms problemas conducen a un ajuste deficiente con los pozos, lo que hace extremadamente difícil el mapeo de la región entre pozos. Típicamente, la máxima frecuencia utilizable obtenida a partir del yacimiento objetivo ha oscilado entre 35 y 40 Hz. Esto se traduce en una resolución vertical máxima de 40 m [131 pies]. No obstante, para mapear las unidades prospectivas con cierto grado de certidumbre se requiere una resolución vertical de menos de 20 m y niveles de ruido mucho más bajos. Para encarar estos desafíos geofísicos y geológicos, se realizó un levantamiento piloto con el sistema Q-Land. La integración de los datos de sísmica de pozo y de sísmica de superficie se planificó al comienzo del proyecto y los parámetros de adquisición fueron optimizados a través de la planeación y ejecución de pruebas previas al levantamiento. Los datos sísmicos Q-Land fueron adquiridos sobre un área de 44 km2 [17 mi2] de extensión con una cuadrícula de sensores densa equivalente a una densidad de 20,000 sensores por km 2. Los datos geofísicos de pozo incluyeron mediciones de VSP sin desplazamiento de la fuente, un VSP bidimensional (2D) con desplazamiento sucesivo de la fuente utilizando la herramienta de generación de Imágenes Sísmica Versátil VSI con 154 posiciones de geófonos en el X,600 X,700 X,800 X,900 Y,000 Y,100 VSP X.5 X.6 X.7 X.8 Distancia Potencia, dB Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s X.4 0 -5 -10 -15 -20 -25 -30 -35 -40 Señal 0 20 40 60 80 Frecuencia, Hz 100 120 > Ejemplo Q-Land de Argelia. Se obtuvo un nivel de resolución excepcional con el levantamiento Q-Land (extremo superior derecho), en el que el contenido de frecuencia prácticamente se ha duplicado en comparación con un levantamiento 2D de alta resolución (extremo superior izquierdo). Además, el excelente ajuste existente entre los datos del perfil sísmico vertical (VSP, por sus siglas en inglés) (mostrado en el recuadro rojo, extremo inferior) y los datos Q-Land permitirá la ejecución de estudios de caracterización de yacimientos de avanzada. (Cortesía de Sonatrach). Invierno de 2005/2006 57 Impedancia acústica en los pozos Profundidad, pies XX,000 Y.0 Alto 33 a 49 pies Y.1 Sección yacimiento Tiempo de tránsito doble, s Impedancia acústica normalizada Bajo X.9 XY,000 Distancia > Sección transversal de impedancia acústica (IA). La discordancia Herciniana forma el tope de la zona prospectiva (línea de guiones). El espesor vertical del intervalo de baja IA dentro de la sección yacimiento indica un espesor que oscila entre 10 y 15 m [33 y 49 pies]. (Cortesía de Sonatrach). La amplitud sísmica se invirtió para computar el volumen de impedancia acústica (IA) absoluta (arriba). Un valor de IA bajo se correlaciona razonablemente bien con las areniscas de alta porosidad. A una frecuencia de 80 Hz, para una velocidad de intervalo de aproximadamente 4,500 m/s [14,765 pies/s], esta zona que posee un valor de IA bajo equivale a una resolución de espesor de aproximadamente 14 m [46 pies]. Este grado de resolución nunca antes se había alcanzado en este ambiente geológico. Para evaluar la relación existente entre permeabilidad y proximidad de las fallas, que generalmente se asocia con una mayor densidad de fracturas, se computaron diversos atributos sísmicos. La extracción de las fracturas y las fallas de los datos sísmicos implicó una serie de pasos. Se computaron varios cubos de atributos sísmicos que realzan las discontinuidades en los datos, también conocidos como atributos que realzan los bordes. Los volúmenes sísmicos de detección de bordes incluyen la varianza, el echado (buza- miento) y la desviación. Luego se aplicó el algoritmo Ant Tracking (algoritmo de seguimiento de la huella de hormigas) al cubo de detección de bordes para resaltar las discontinuidades existentes en los datos sísmicos y mapear las fallas y fracturas.20 A continuación se generaron atributos de distancia hasta la falla (DTF, por sus siglas en inglés), a partir de los conjuntos de fallas filtrados del cubo de seguimiento de la huella de hormigas y se mapearon en la cuadrícula geocelular 3D (próxima página). El atributo DTF ayuda a identificar zonas intensamente fracturadas. Una gráfica de interrelación entre la permeabilidad y el atributo DTF confirma la tendencia: la permeabilidad derivada de los registros de pozos es más alta cerca de las fallas. Se observó una fuerte relación inversa entre la permeabilidad derivada de los núcleos y el atributo DTF en aproximadamente un 70% de los pozos. Sin embargo, para responder a los interrogantes acerca de si esas fracturas y fallas de pequeña escala mejoran o degradan la permea- 20. El algoritmo Ant Tracking delinea las discontinuidades existentes, en un cubo sísmico y mapea las fallas y fracturas. El algoritmo localiza las discontinuidades basadas en conocimientos previos, imitando el comportamiento de las hormigas cuando encuentran el camino más corto entre su nido y su fuente de alimentación. Las hormigas se comunican entre sí mediante las feromonas, una sustancia química que atrae a otras hormigas. En consecuencia, el camino más corto hasta la fuente de alimentación estará marcado con más feromonas que el trayecto más largo, de manera que existen más probabilidades de que la hormiga que sigue en el recorrido elija la ruta más corta y así sucesivamente. La idea es distribuir una cantidad sustancial de estas “hormigas” electrónicas en un volumen sísmico. Las hormigas desplegadas a lo largo de una falla deberían poder rastrear la superficie de falla a lo largo de una cierta distancia antes de terminarse. Luego, el algoritmo extrae automáticamente el resultado como un conjunto de áreas de fallas, obteniéndose un mapeo altamente detallado de las discontinuidades. La discriminación de las fallas se basa en el tamaño de la falla, su orientación y la amplitud del desplazamiento vertical. Para más información sobre este tema, consulte: Pedersen SI, Randen T, Sønneland L y Steen Ø: “Automatic Fault Extraction Using Artificial Ants,” Resúmenes Expandidos, Exposición Internacional y 72a Reunión Anual de la SEG 2002, Salt Lake City, Utah, EUA (6 al 11 de octubre de 2002): 512–515. 58 bilidad, se extrajeron mallas en las proximidades de las fallas sísmicas de mayor longitud, es decir, aquellas que intersectan tanto al basamento como a la discordancia Herciniana sobreyacente. Luego se mapeó la impedancia acústica sísmica en estas celdas para discriminar entre fallas que actúan como sello y fallas de drenaje. La existencia de un valor medio de impedancia acústica alto en las celdas, en las proximidades de una falla, sugiere que las fracturas actúan como barreras al flujo porque fueron cementadas con pirita o lutita. Contrariamente, un valor de impedancia acústica bajo en las proximidades de una falla sugiere una mayor proporción de fracturas abiertas, saturadas de fluido, que poseen menor densidad que las rocas. Esto puede indicar que las fracturas inducidas tectónicamente mejoran el drenaje de los hidrocarburos. En esta área se perforan pozos en forma continua y para el año 2006 está prevista la perforación de pozos adicionales, guiada por los resultados de la interpretación de los datos Q-Land. Hacia datos sísmicos adecuados con fines específicos Las mejores mediciones que ofrece la tecnología Q-Land expanden radicalmente el potencial de los datos sísmicos. Dado el menor nivel de ruido asociado con la adquisición y procesamiento de la señal con sensores unitarios, y la capacidad de realizar correcciones por las perturbaciones presentes dentro de un grupo, el diseño del arreglo y el apilamiento nominal han dejado de ser factores dominantes en lo que respecta al mejoramiento de la relación señal-ruido. Por el contrario, el espaciamiento entre los sensores y la necesidad de muestrear correctamente el ruido coherente se han convertido en los controladores del diseño de la geometría de adquisición. Dado que ahora es posible recuperar una señal en forma más fidedigna, la fuente de vibración también puede ser reevaluada, lo que hace factible el registro de barridos de frecuencia simples, más cortos, con un mejor muestreo del campo de ondas. Estas consideraciones de diseño ahora ofrecen la posibilidad de adquirir levantamientos de exploración con fuentes puntuales y receptores puntuales, con menos esfuerzo de campo, en comparación con los levantamientos equivalentes que emplean arreglos de fuentes y receptores convencionales. Los levantamientos Q-Land adquiridos hasta la fecha indican que el empleo de grupos de vibradores más pequeños permite proveer datos que son iguales o mejores que los de los arreglos de vibradores y geófonos más grandes. Los grupos de vibradores más pequeños posibilitan una operación más eficiente. Oilfield Review Atributos combinados de impedancia acústica y distancia hasta la falla Alta impedancia acústica a lo largo de las fallas Baja impedancia acústica a lo largo de las fallas Barreras al flujo Fracturas que mejoran la permeabilidad > Relación entre impedancia acústica sísmica y permeabilidad. Los atributos de impedancia acústica (IA) sísmica y distancia hasta la falla (DTF, por sus siglas en inglés) se combinan y mapean en un volumen geocelular (extremo superior). Al volumen se le aplica un filtro dual basado en la proximidad con respecto a la falla y en el valor umbral de IA sísmica. El filtrado asume que las fracturas abiertas y saturadas de fluido poseen menor velocidad y densidad y, en consecuencia, un valor de IA más bajo (extremo inferior derecho). Estas fracturas se diferencian de las fallas que están cementadas, resultando los valores de IA más elevados de los procesos de silicificación o piritización (extremo inferior izquierdo). (Cortesía de Sonatrach). Los servicios de representación del subsuelo Q-Land VIVID realzan el valor de los datos sísmicos registrados a lo largo de la vida productiva de un campo petrolero. En la etapa de exploración, los datos Q-Land de bajo nivel de ruido posibilitan la adquisición de levantamientos sísmicos de alta calidad con un mayor espaciamiento entre líneas y un menor apilamiento nominal que un levantamiento adquirido con tecnología convencional, satisfaciendo o excediendo al mismo tiempo las expectativas existentes en cuanto a representación del subsuelo. En levantamientos subsiguientes con fines de evaluación o desarrollo, es posible adquirir los datos mediante la Invierno de 2005/2006 intercalación de las líneas entre los levantamientos previos para incrementar el apilamiento nominal. Los datos provenientes de los levantamientos originales y del levantamiento en curso se procesan en conjunto utilizando el intervalo entre grupos requerido para representar el objetivo correctamente. Éste es el concepto de datos símicos no comprometidos para la vida productiva de un campo petrolero. Se pueden buscar leads de exploración durante el mismo levantamiento. Esto se traduce en una huella ambiental acumulada más reducida del programa sísmico global y en una reducción del tiempo de desarrollo. Dado que poseen una alta relación señal-ruido y alta fidelidad, los datos pueden reutilizarse en cada una de las etapas del desarrollo de un campo petrolero, lo que garantiza que no se pierda la inversión realizada en exploración. Con datos sísmicos de calidad sin precedentes, un enfoque versátil de la geometría de adquisición y las innovaciones introducidas en el procesamiento, el sistema de adquisición y procesamiento Q-Land tendrá un impacto significativo sobre la vida productiva del campo, en lo que respecta a exploración, desarrollo y monitoreo de los yacimientos. —RG 59
