Imágenes Sísmicas por Debajo de Intrusivos Mediante el Uso de

VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos
Simposio de Geofísica. Integración: acercando la ondícula al trépano
Imágenes sísmicas por debajo de intrusivos mediante
el uso de Walk-Away, en el área Resero
Eduardo L. Corti1, Ramiro Santibáñez2, María Inés Biocca, M. Trinidad Díaz, Raúl Czeplowodzki3
1: FCAG, UNLP.
2: SLB-DCS Argentina.
3: PAE
abstract
Resero area shows several zones with poor seismic quality data due to the presence of subsurface
intrusive bodies at 400 mseg. This noise makes difficult to do a more accurate interpretation of the
fault planes.
Based on the experience in Neuquén Basin with Borehole Seismic (BHS) to illuminate below surface
basalts[1], a Walk-away VSP (a BHS technique) was then proposed for this area. This work had two
objectives:
1. To use the 2D seismic image to adjust the water flooding network which is being implemented
since the beginning of this year.
2. To get background information for the feasibility analysis and design of a future far offset 3D
seismic acquisition, in order to minimize the effects of the subsurface intrusive.
The Walk-away vertical seismic profiling, based on locating the receptors below the intrusive bodies,
allows the upgoing reflected waves not to be affected by those bodies..
A North-South source line was proposed in order to illuminate the East-West faulting trend, but due to
topographic features it was moved to a NW-SE location, part of which was on a free intrusive zone.
The 2D image results were good enough to see minor faulting close to the well location and therefore
became a complement to the 3D seismic volume interpretation.
Introducción
Resero se encuentra hacia el Centro Este del área de concesión, a unos 27 km. al sureste del
Lago Colhué Huapí y a unos 85 km. al oeste de la ciudad de Comodoro Rivadavia (Figura 1).
Estructura
La estructura del área corresponde a un sistema de fallas directas sintéticas y antitéticas que
conforman el típico sistema extensional de la cuenca. En este sector el rumbo predominante de
dichas fallas es O – E. Las dos fallas principales del lugar específico de esta prueba son: Una falla
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Figura 1: ubicación del área de estudio.
principal al sur buzando hacia el norte y su antitética al norte buzando hacia el sur. Entre ambas se
pueden observar fallas menores de alivio de rumbo paralelo a estas dos, conformando un rollover.
Sobre toda esta estructura preexistente se presenta intrusiones terciarias en forma de diques, capas,
filones capa (algunos de ellos fluyeron en superficie por paleovalles) [1].
Estos mantos basálticos deterioran la imagen sísmica (Figuras 2, 3, 4) generando conos de
ruido que dificultan la interpretación tanto de horizontes como de fallas, siendo esto fundamental
en áreas con proyectos de Recuperación Secundaria en desarrollo.
Figura 2: Imagen sísmica en 200 y 400 msec y el ruido que deteriora la información.
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Figura 3: Time slice de Coherencia mostrando los basaltos y traza del walkaway.
Figura 4: Mapa de amplitudes zona de basaltos y traza del walkaway.
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Aspectos Sedimentarios
Los reservorios son areniscas tobáceas y tobas arenosas, de origen fluvial, con un incremento
del contenido tobáceo con la profundidad. Presentan geometría irregular, producto del amalgamamiento de canales individuales de baja sinuosidad y del apilamiento por migración lateral. La producción proviene de la Fm. Comodoro Rivadavia y sección superior de la Fm. Mina El Carmen.
La trampa la constituyen de esta manera factores estructurales y estratigráficos conjuntamente.
La participación de la estratigrafía en la trampa se manifiesta a través de la lenticularidad,
heterogeneidad composicional y presencia de fenómenos diagenéticos que en numerosos casos
pueden alterar la distribución de fluidos dentro de un reservorio.
Dado que en el área está en desarrollo un proyecto de recuperación secundaria se hace
necesario contar con una ajustada interpretación sísmica.
Figura 5: Sección que pasa por el pozo.
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Atendiendo a estas necesidades se solicitó la registración del Walk away en un pozo de interés,
abarcando área bajo los filones de basalto y áreas sin su interferencia.
Puede observarse una línea obtenida del volumen 3D que pasa por el pozo, en la dirección
coincidente con el diseño del W-VSP donde queda evidenciado el problema a resolver (ver Figura 5).
Definición de la
operación
La planificación del
proyecto mediante el modelado
es
determinante
para evaluar la factibilidad
de las soluciones alternativas. Los contrastes de velocidades producidos por
los intrusivos producen un
acercamiento de los puntos
de reflexión a la posición
del pozo, y es necesario verificar que el tamaño de la
imagen sea suficientemente
Figura 6a: Ejemplo para O-VSP (fuente a 1800 m.).
extenso como para iluminar
el área deseada. Esto condiciona la extensión de las posiciones de fuente, para una
profundidad de anclaje de
la herramienta multinivel.
Se plantearon alternativas ante los problemas en
superficie, con el objetivo
de contar con posiciones de
fuente que sobrepasen el límite del intrusivo. Esto fue
una condición que llevó a
integrar la información sísmica existente y las limitaciones operativas. Se descar-
Figura 6b: Ejemplo W-VSP (fuentes entre -1400 y 1800 m.).
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tó la alternativa de adquirir un Offset VSP (O-VSP) y se opto por un Walk-away VSP (W-VSP). Una
de las razones es el área cubierta en el subsuelo, siendo más extensa en el W-VSP y ampliándose
para profundidades crecientes (Figura 5).
Parámetros de la operación
Se decidió optimizar el tiempo de operación mediante el empleo de una herramienta
multinivel (VSI) que permitió adquirir los datos del W-VSP con un solo viaje de la fuente.
Se emplearon dos vibros simultáneos para asegurar una fuente más eficiente en términos de
energía inyectada.
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Secuencia de procesamiento
Dada la geometría de adquisición se realizó un procesamiento triaxial de los datos adquiridos,
usando las componentes Z, X e Y. La secuencia de procesamiento esquemática es la siguiente:
Esta secuencia permitió separar las ondas ascendentes (Up) y descendentes (D) de ondas
compresionales (P) y de ondas transversales (S) generadas por conversión de las ondas P. En las
Figuras 7a y 7b pueden verse los campos de ondas separados.
Figura 7a: Separación de ondas compresionales (P), D y Up.
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Figura 7b: Separación de ondas de corte (S), D y Up.
El modelo de velocidades inicial fue generado para el procesamiento de las ondas P, a partir
del los tiempos medidos en el VSP, que permitieron ajustar las velocidades hasta el fondo del
pozo. Luego, considerando la topografía, se invirtieron los tiempos de tránsito medidos en el
W-VSP. Esto permite un ajuste del modelo desde la superficie hasta la posición de los receptores.
El modelo ajustado, empleado en la migración, puede verse en la Figura 8.
Figura 8: Modelo de velocidades y orientación relativa de W-VSP.
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La migración de ondas P, se realizó preservando las amplitudes, luego para ajustar las amplitudes
a las del cubo 3D se balancearon con una ganancia adicional a partir de los 1600mseg (Figura 9).
Figura 9: Imagen sísmica en el acimut del W-VSP sin y con balance de amplitudes.
La imagen generada por el W-VSP resulta de mejor calidad y provee un complemento muy
valioso para realizar una interpretación más segura en el entorno del pozo (Figura 10).
Figura 10: Imagen del volumen 3D en la acimut del W-VSP, original y con superposición de la imagen generada.
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Interpretación
En la interpretación se pudieron resolver imágenes de fallas menores que completaron la
interpretación original en el cubo 3d (Figura 11).
Figura 11: Interpretación integrada entre el volumen 3D y el W-VSP. En gris las fallas interpretadas
sobre la línea del W-VSP.
Conclusiones
Se verifica que hay energía reflejada suficiente para generar una imagen sísmica por debajo
del intrusivo. La sísmica de pozo aporta la ventaja de tener los receptores por debajo del intrusivo
y una adquisición multi-componente (3C). Con estos dos factores a favor se pudo definir con
mayor precisión el sistema de fallas cercano al pozo en estudio. La limitación con que se cuenta
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es la extensión máxima de la imagen, que restringe su uso a los alrededores del pozo, en este caso
hasta un radio de unos 700 m. de la vertical del mismo.
En el caso de un nuevo diseño de parámetros de adquisición 3D, sería conveniente usar offsets
máximos superiores a los usados anteriormente en el área, previendo la ocurrencia de refracciones.
En función de los resultados en esta posición, se puede repetir esta metodología en otras áreas
en idéntica situación respecto a estos filones.
Agradecimientos
Agradecemos a PAE por la autorización para presentar este trabajo, y al Ing. Eduardo Breda
(PAE) por su apoyo y supervisión durante la operación.
bibliografía
[1] “Seismic Imaging Bellow Basalts”, E. Corti, L.
Argentina”, C. A. Sylwan, J. F. Rodríguez and
Pianelli, A. Bottero, E. Sánchez y F. Croce. 7mo
E. E. Strelkov, 2008, Sistemas Petroleros de las
Congreso de Geofisica de la Soc. Brasileña de
Cuencas Andinas, ISBN 978-987-9139-50-9.
Geofísica (SBGf), en Salvador de Bahia-Brasil
Lecturas sugeridas:
(2001).
“Vertical Seismic Profiling”, Bob A. Hardage, 1985,
[2] “Petroleum Systems of the Golfo San Jorge Basin,
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Geophysical Press.
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