Source: https://es.scribd.com/document/324704879/Oilfield-Review-Verano-2007
Timestamp: 2019-04-20 04:22:03+00:00

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Oilfield Review - Verano 2007
Cargado por Jose Camara
Idea de Brigada de Emergencia (2)
Richard Harding. Houston. Con el incremento Alfaro en declinación. y Richard Salter. Patricia Mar~olla. 26 Oilfield Review . Río de Janeiro. imágenes energética y la producción sismicas y yacimientos sombrías. Francisco González Pineda Pemex Reynosa. Inglaterra Mike Howard BHP Billiton Houston. .óleo y gas están expandiendo a áreas cada vez más desafiantes. Texas Ed Kragh Cambridge. California. 11 . sin embargo..- EVA David HiII Gatwick. resultados aguas profundas. Andy Coutts. . de los campos maduros de petr. ahora puede proporcionar carbonatados. Inglaterra las compañias y basálticas. Kuala Lumpur. Raúl Terán y David Wilson. Estos ambientes la moderna de alta calidad tecnología para reducir sus actividades de debajo de estructuras a menudo producen de sísmica marina el riesgo en estos ambientes. Texas. Reducción del riesgo exploratorio JoséCamara Pemex Tampico. Ciudad de México. México Gary Hampson Chevron San Ramón. se agradece a Robert Balaguer y Mario Kieling.. Houston.. . Inglaterra Por su colaboración en la preparación de este articulo. BHP Billiton. salinas de la demanda I . Texas Jerry Kapoor Nick Moldoveanu Houston. EVA Kevin Davies Chevron Londres. . Alberto De Anda. México exploración Chris Corcoran Shell Exploration and Production Houston. . Q-Fin y Q-Marine son marcas de Schlumberger.
pdl (Se accedió el27 de lebrero de 2007).JO¡jos Green Tahiti .doe. en e! año 2006. ese índice llegó al 88%. los operadores aguardan avances tecnológicos adicionales para incrementar su probabilidad de éxito. She~zi Mad Oog Puma' se incrementó hasta alcanzar casi un 50% en el año 2005.r::.gov/emeu/aer/pdl/pages/sec4_13. http://www. de 119pozos de exploración perforados en aguas profundas del Golfo de México-con tirantes de agua (profundidad del lecho marino) de más de 300 m [1..La exploración en busca de petróleo y gas es un negocio riesgoso.eia.3D típico es efectuado con una embarcación que remolca una serie de fuentes sísmicas. "Oeepwater Gull 01 Mexico 2006: Interim Report gl 2005 Highlights. de las cuales sólo se perforó el 8%.antes de la utilización de loslevantamientos 3D. Región OCS del Gollo de Méxi c o. Puma. posibilitadas a través de la investigación de los objetivos sísmicos desde diversos ángulos y analizamos las nuevas configuraciones de fuentes y receptores. también han contribuido .ran cómo las mejoras en la t.eia. 9 ov/ho m e pg/wh ats new/ techann/2005/2005-023. no." Departamento del Interior de EUA. Este artículo explica cómo las nuevas Shet. c om/ di s P Ia y_a rti c Ie/283060/9/ offshore-ma undiscovered-reserves/ .lands. Servicio de Administración de Minerales.gov/homepg/whatsnew/ techann/2006/2006-022.doe. el Oest. probablemente. Shenzi y Tahiti son algunos de esos campos que en conjunto alojan varios miles de millones de barriles de petróleo-sólo una pequeña parte de esos recursos se encuentra en desarrollo (arriba). Región OCS del Gollo de M éxi c o. 2. no siempre son adecuados para la exploración en aguas profundas y en otras áreas problemáticas.html (Se accedió el 26 de lebrero de 20071. Entre 1996 y 2000.." Departamento del Interior de EUA.2Este índice de éxito del 10% es típico de las operaciones de perforación exploratoria en aguas profundas del Golfo de México de la última década. Los avances producidos en materia de representación del subsuelo también han ayudado a reubicar los pozos de desarrollo en un yacimiento carhonat. Si bien las aplicaciones de sísmica 3D condujeron a un mejoramiento del éxito general de las operaciones de perforación de pozos exploratorios. el ruido causado por los reflectores cercan'os a la superficie puede enmascarar las señales débiles que retornan desde las formaciones profundas. La geología compleja y la presencia de capas altamente refractivas producen el fenómeno de curvatura de rayos que hace que las ondas sísmicas no alcancen ciertas por- Verano de 2007 o O o E MÉXICO . o rg/sp e/j pt/j s p/j ptmo nthlyse cti o n/ 0.ecnología de sísmica marina est.mms. que están incremen- r-G o M . tales como perforación. Los levantamientos de sísmica 3D que tanto hicieron para mejorar los índices de éxito de las operaciones de perforación en tierra y en aguas someras. km . relerencia 2.ado marino y en un campo de petróleo pesado de aguas profundas. constituidas por cañog. Por ejemplo. Neptune. http://www.án reduciendo el riesgo de perforación.gomr. En algunos casos. los exploracionistas atribuyen el mayorimpacto a los métodos de sísmica 3D. y el área marina de México demuest. Selected Years (Años Seleccionados) 1949-2005. Selected Years IAños Seleccionados) 1949-2005. 3. prácticas sísmicos y el análisis de datos están mejorando la información obtenida de levantamientos marinos de sísmica 3D. con los levantamientos tando la calidad de la señal sísmica en áreas en las que resulta difícil obtener representaciones del subsuelo. Crude Oil and Natural Gas Exploratory and Oevelopment Wells IPozos Exploratorios y Pozos de Desarrollo de Petróleo Crudo y Gas Naturall. o debajo de capas salinas." Neptune Atlantis 150 millas 1~0 Descubrimientos subsalinos recientes en el Golfo de México. Paganie covered relacionadas http://www.1104_11 038_5742058_5742529.gov/ emeu/aer/pdl/pages/sec4_11.' Si bien los avances registrados en otras tecnologías. basálticas y carbonatadas. http://www. en EUAera de aproximadamente 25%. Mad Dog. O: "Oeepwater GoM Key with 50 Bboe 01 UndisReserves. Describimos las innovaciones en materia de iluminación sísmica. L\VD. En las décadas de los años 1970y 1980.' En virtud de que la gran demanda de equipos de perforación impedirá que los costos de perforación disminuyan en el futuro cercano.3Con un costo por pozo de aguas profundas de hasta US$ 100 millones.key-with-50- B b oe 01- (Se accedió el 29 de marzo de 2007). s p e. Crude Oil and Natural Gas Exploratory Wells IPozos Exploratorios de Petróleo Crudo y Gas Natural).mms." Offshore 67. no sorprende que las compañías de petróleo y gas procuren hallar maneras de reducir el número de pozos secos. http://www. alineados verticalmente.pdl (Se accedió el25 de lebrero de 20071.html (Se accedió el 27 de lebrero de 2007). llEnero de 2007): 46. tales como debajo de fondos marinos duros. Si bien en la última década se descubrieron numerosos campos petroleros en el Golfo de México utilizando tecnología de sísmica 3D-Atlantis. 1\ al logro de estos índices de éxito.000 conce- siones en el Golfo de México. la calidad de los datos sísmicos puede haber servido para los propósitos de exploración.e de las Islas AR C H I/n o ne/n o n e/O ee pwate Farris A: "Guest Editorial: Emerging Technology and Its Impact on the Industry.el índice de éxito delas operaciones de perforación de pozos explo. http://www. Cuando las compañías de E&P comenzaron a utilizar los levantamientos 3D en forma generalizada. 27 ." JPT Online 10ctubre de 2006). Los levantamientos de sísmica 3D.00. Las imágenes de áreas prospectivas subsalinas de aguas profundas han sido particularmente difíciles de generar correctamente. 1. Servicio de Administración de Minerales. 9 o m r. el índice de éxito de tos pozos exploratorios S A L real. incrementando la probabilidad de éxito de las operaciones de perforación. en ciertas situaciones el índice de éxito siguesiendobajo. Muchas compañías consideran inaceptable el nivelde riesgo actual. Las mejoras producidas recientemente en la adquisición y análisis de datos sísmicos pueden constituir la respuesta para el logro de imágenes sísmicas suficientemente buenas para reducir el riesgo de perforar pozos en estas áreas complejas. "Deepwater Gull 01 Mexico 2005: Interim Report 01 2004 Highlights.' 4. Levantamientos marinos típicos Un levantamiento marino de sísmica . visualización y envío de datos en tiempo Can yo n ciones del subsuelo. pero quizás no sea suficientemente buena para crear modelos precisos para el desarrollo de los yacimientos. Paganie.pdl (Se accedió el 25 de lebrero de 20071. que contienen miles de millones de barriles de petróleo. han hecho más aportes que cualquier otra tecnología moderna para mitigar esta realidad. y para los pozos de desarrollo. Además. Algunos ejemplos del Golfo de México.2440. las compañías operadoras adquirieron 3.000 pies]-sólo 11 fueron descubridores.
la suma de las trazas para formar un grupo antes de efectuar el registro mejora la . o la distancia entre la fuente y el receptor. El azimut (extrema superior) es el ángulo formado. La embarcación "navega" en una dirección predeterminada por encima de un objetivo del subsuelo. pero los parámetros de adquisición exactos variarán según el plan del levantamiento. Los estándares actuales de la adquisición de datos sísmicos han evolucionado. con tiempos de espera de 10 minutos entre los puntos de disparo con dinamita. la mayoría de los proyectos sísmicos marinos adquieren datos con una cobertura azimutal que depende del desplazamiento. Para la determinación de la profundidad de remolque de la fuente se deben tener en cuenta compensaciones similares.000 m + Fuente - Cable sísmico Hidrófono "'" ~ Brújula ~ Flotación <1 Giróscopo 1\ levantamiento marino de sísmica 3D típico. y cables sísmicos marinos o cables instrumentados con receptores. Los cables sísmicos están dar arrastran cientos de grupos de receptores de 12 a 24 hidrófonos. que equilibra los objetivos geofísicos con las restricciones económicas. Los conjuntos de cañones de aire son remolcados habitualmente a una profundidad de entre 5 y10 m [16 y 33 pies]. la mayoría de los rayos sísmicos viaja con un azimut pequeño o casi paralelo a la línea de navegación. hasta haber registrado el número de trazas sísmicas requeridas (abajo)."'&~--~- v 8.6 El plan del levantamiento especifica además la profundidad a la cual deberían remolcarse las fuentes y los cables sísmicos para minimizar el ruido y maximizar la señal. El hecho de remolcar los cables sísmicos a profundidad someramenos de 8 m [26 pies]-permite preservar" mejor el contenido de alta frecuencia de la señal sísmica. entre la línea de navegación y la dirección con respecto a un receptor dado. pero a expensas de sacrificar el contenido de alta frecuencia. en el conjunto de fuentes. las embarcaciones remolcan simultáneamente entre ocho y diez cables sísmicos. El remolque a mayor profundidad permite retener mejor el contenido de baja frecuencia. incrementando de ese modo la profundidjid de penetración. los cañones de aire emiten la energía sísmica y los receptores registran las señales que se propagan desde las fuentes hasta los reflectores del subsuelo y regresan a la superficie. El proceso se repite con incrementos espaciales definidos.3 pies I uno respecto del otro. espaciados entre 0. pasando del remolque de un solo cable -sísmicomarino en la década de 1970. la longitud de cada enlace incluye una distancia adicional para permitir que el cable sísmico se enderece después de cada viraje.5Ahora.6 Y 3. pero afecta el contenido de baja frecuencia y además incrementa el ruido producido por el oleaje y las condiciones climáticas. La profundidad 'de remolque habitual para los cables sísmicos marinos es de menos de 10 m [33 pies]. Cadacable sís- mico puede tener entre 6 y 8 km [4 Y5 millas] de longitud. los desplazamientos son cortos y los azimuts son grandes. que alimentan un canal de registro único.5 y 1 m [1. separados por una distancia de 50 a 150m [160 a 490pies]. Otro aspecto típico del proceso de adquisición de datos sísmicos marinos es la recolección de las señales de un grupo de receptores para formar una sola traza registrada. dependiendo de los requerimientos en términos de ancho de banda de frecuencias. Estos valores generales son válidos para muchos levantamientos 3D.nes de aire. pero dado que la longitud de los cables sísmicos es mucho más grande que el ancho cubierto por los cables. En principio. El objetivo se subdivide en "celdas" o áreas pequeñas que son tratadas como puntos de reflexión con el fin de procesar los datos. a las operaciones altamente eficientes de los levantamientos modernos. La fuente consiste de un conjunto de 12 a 18 cañones de aire y puede ser disparada cada 10 a 20 segundos. en una dirección especificada por el plan del levantamiento (extremo inferior). Una embarcación que remolca fuentes y cables receptores navega por encima del objetivo. Para algunos receptores cercanos a la parte delantera de los cables sísmicos. 28 OilfieldReview .
lo que se traduce en diversas ventajas producen sombras detrás de las montañas y den- con respecto al método de adquisición convencional. Larsen L. no contribuyen demasiado a la imagen computada utilizando el procesamiento estándar. son fáciles de confundir con reflexiones prolundas. las áreas que se encontranan en somora se iluminan. Davis R y Svendsen M: "Elevación de los estándares de calidad de los datos sismicos. en comparación con la tecnología de formación de grupos analógicos. Dado que las múltiples poseen velocidades que pueden ser más lentas. 7. la desventaja de la iluminación con cobertura azimutal duales. lo que significa que el yacimiento es iluminado desde una dirección solamente." Las múltiples son reverberaciones presentes entre las interfaces con altos contrastes de impedancia acústica. Después de dejar la fuente.' El sistema de sísmica Q-Marine que incorpora sensores unitarios calibrados. 8. Aparecen en una sección sÍsmica como arribos posteriores y. Si se dirige un rayo de luz sobre un paisaje irregular se deseado. Si bien estos levantamientos se conocen como levantamientos con cobertura azimutal estrecha. Ozbek A. y por ende iluminan el objetivo esencialmente desde una dirección. o entre la superficie terrestre y la base de una capa de roca no consolidada (arriba). son dificiles de suprimir'a través del filtrado y el apilamiento. y la capacidad para posicionar y orientar los cables sísmicos con alta precisión y repetibilidad. Por lo tanto. los objetivos del subsuelo y de los estratos de sobrecarga rara vez son planos y uniformes. Para algunos desplazamientos cortos. Christie P. El ruido generado condiciones contaminar veles. puede el registro sísmico en todos los nicomplicar aún más las cosas. el sistema Q-Marine registra señales de receptores indivi- interés de la industria de E&P. incluso en condiciones climáticas adversas. la energía sismica se puede 'reflejar varias veces antes de arribar al receptor. 29 . 10. Verano de 2007 desde una dirección diferente. Las dos ventajas principales de este conjunto de fuentes y receptores son la eficiencia de adquisición de datos en la mayoría de los objeti- Reflexión primaria Reflexión fantasma Múltiples cercanas a la superficie . ha superado varias de estas limitaciones. 6. pero para la mayoría de los desplazamientos. habitualmente de 25 m por 25 m [82 pies por 82 pies]. Vermeer GJD: 3-D Seismic Survey Design. introducido en el año 2000. Strudley A. el rango de azimut puede ser amplio. El ruido del cable sísmico puede muestrearse adecuadamente. como sucede entre la superficie del mar y el fondo del mar. Apilamiento Istackingl es la suma de las señales sísmicas y se realiza para mejorar la relación señal-ruido. La energía de las múltiples agrega ruido a los registros sísmicos. 2 (Otoño de 20011: 16-31. no. Una celda Ibinl es el área de la superficie del objetivo.'o Los esfuerzos significativos realizados para eliminar múltiples 5. Tulsa: Sociedad de Geofísicos de Exploración. es posible mejorar la relación señal-ruido. aún se requieren mejoras adicionales. si la luz es dirigida sin dañar el ancho de banda de la señal.a En lugar de registrar señales provenientes r--'- -- A Reflexiones múltiples o múltiples. Las imágenes pueden ser tenues o imposibles de interpretar. lo que genera una relación señal-ruido deficiente y una resolución sísmica subóptima. Esta característica mejora el muestreo espacial tanto del ruido como del campo de onda estrecha puede demostrarse por analogía." Oilfield Review 13. No obstante. en ciertas áreas. Múltiple de trayectó largo vos del subsuelo-Ia industria sísmica marina se ha erigido en torno a este método--y la capacidad para obtener imágenes adecuadas a través de los pasos de procesamiento estándar. Y la alineación estrecha entre los conjuntos de fuentes y receptores limita la cobertura azimutal. Las mejoras adicionales. o más rápidas que la de la señal deseada. incrementando de este modo la resolución de las imágenes sísmicas. En estos casos. reduciendo de este modo el tiempo inactivo relacionado con el clima. por ende. La mayoría de los diseños de levantamientos con cobertura azimutal estrecha intentan compensar la falta de cobertura azimutal a través del muestreo redundante del mismo punto del subsuelo o celda. los levantamientos con cobertura azimutal estrecha proporcionarían imágenes adecuadas. A diferencia de las otras.relación señal-ruido. los azimuts caen dentro de un rango estrecho. Pero. Nuevas direcciones en I~vantanúentos marinos La mayoría de los levantamientos marinos de sísmica-incluyendo los levantamientos Q-Marineadquieren datos a lo largo de corredores que incluyen una cobertura azimutal estrecha. en las áreas de de la formación de grupos analógicos.9 Incrementando el número de trazas por celda. Azimut es el rumbo entre la fuente y el receptor. de aproximadamente 10~ a ambos lados de la línea de navegación. Pero este proceso puede dañar de manera irreparable la fidelidad de la señal y reducir la eficacia de los pasos de procesamiento destinados a atenuar el ruido. Para plataformas en los cables sísmicos por las climáticas y el estado del mar. iguales. Dado que las trazas con cobertura azimutal amplia y desplazamientos cortos no son adquiridas en gran número. Nichols D. creando discontinuidad es en la cobertura que deben ser compensadas con disparos y tiempo de levantamiento adicionales. a la que se asignan las trazas sismicas de acuerdo con su punto medio común ICMPI. un objetivo cubierto con un levantamiento de este tipo es iluminado básicamente por los rayos provenientes de una cobertura azimutal estrecha. Los levantamientos Q-Marine han ampliado el anc'no ue nanua en un valor promeuio uel <\\)'%. la mayoría de los levantamientos marinos adquieren datos sísmicos con rangos de azimut que dependen del desplazamiento o distancia entre fuentes y receptores. No obstante." First Break 24 (Diciembre de 20061:11-14. Un tipo especial de ruido que invade todos los levantamientos de sísmica se conoce con el nombre de "múltiple. Esto permite adquirir datos sísmicos de alta calidad. Las desventajas se tornan claras cuando se realizan levantamientos en áreas problemáticas o bajo circunstancias no tan óptimas. "Why Norwegian Seismic Is Still Running in Anders Farestveit's Direction. la múltiple fantasma viaja en forma ascendente antes de reflejarse. Si todas las capas del subsuelo fueran planas y uniformes. 9. 2002. tales como la disponibilidad de fuentes repetíbles y calibradas. las y demás estructuras marinas pueden obstruir el trayecto de las embarcaciones sísmicas. Curtis T. se han traducido en representaciones del subsuelo de mayor resolución. permitiendo que las técnicas de procesamiento de señales sísmicas lo supriman tro de las depresiones.
es investigado mediante levantamientos embarcaciones múltiples." La cobertura azimutal de un levantamiento puede incrementarse de distintas maneras.razado de rayos básico. en los estudios de iluminación se utilizan técnicas de modelado de la ecuación de onda y por diferencias finitas. situado por debajo de una estructura salina compleja.'5 El área prospectiva se encuentra en un tirante de agua de 1. y algunos pueden adquirirse con embarcaciones múltiples para mejorar la eficiencia de la adquisición. y el azimut al ángulo con respecto a la parte superior del circulo. es en todas partes menor que en el caso de los levantamientos con cober- En el año 2006. total de 8. Los levantamientos con cobertura azimutal rica combinan los conceptos y las ventajas de los levantamientos con cobertura azimutal múltiple y con cobertura azimutal amplia. BP efectuó el primer levantamiento WAZ del Golfo de México y amplia (pró- con la contratista de servicios de sísmica Veritas. en uno o más azimuts.160 m [3. Los levantamientos con cobertura azimutal amplia requieren al menos dos embarcaciones fuente. y el pozo la energía. El logro de estos objetivos requería una cobertura azimutal amplia para iluminar los objetivos situa- dos por debajo de \a sal. Un levantamiento de este tipo ha sido adquirido en el Delta del Nilo. la minimización de las Oilfield Review . Una forma es a través de un "diagrama de roseta. Los colores varian del púrpura y el azul oscuro para un número escaso de trazas.965 m [29." El número de trazas registradas en una pareja de azimutde graficar la distribución por azimut y desplazamiento desplazamiento en particular se grafica en color. referencia 21. De izquierda a derecha: los levantamientos marinos tradicionales se adquieren en un azimut y producen datos con una distribución por azimut y desplazamiento estrecha. además de la embarcación 30 que remolca el o los cables sísmicos. en el Mar Mediterráneo.'2 Levantamientos con cobertura azimutal amplia Otra forma de incrementar la cobertura azimutal en un corredor más amplio por encima del objetivo.800 pies]. (Adaptado de Kapoor et al. algunas porciones del objetivo nunca son alcanzadas por México.14 xima página). 1\ Geometrías de adquisición tradicionales y nuevas (extremo inferior') y gráficas de distribución por azimut y desplazamiento (extremo superiod. incluyendo un apilamiento alto y utilizando descubridor fue perforado hasta una profundidad . Además de este método de t. el amarillo y el rojo para un número de trazas considerable. El propósito del diseño del levantamiento era satisfacer diversos objetivos aparentemente incompatibles: iluminación completa. el método creció en complejidad y halló aplicación práctica. Los levantamientos con cobertura azimutal amplia se adquieren en una sola dirección pero con embarcaciones fuente adicionales. lo que incrementa el azimut para muchos desplazamientos.Cobertura azimutal estrecha Cobertura azimutal múltiple Cobertura azimutal amplia Cobertura azimutal rica 300 90 270 270 270 180 90 270 180 180 180 I . consiste en desplazar la fuente sísmica con respecto a la línea de navegación de la embarcación que remolca los cables sísmicos. esto se conoce como levantamiento con cobertura azimutal amplia (WAZ).. en el Campo Mad Dog.'3 Los resultados del levantamiento de 2001 indicaron un mejoramiento de la atenuación del ruido con el incremento de la cobertura azimuta!. El mejoramiento que aportan los levantamientos WAZ a la iluminación de las estructuras sub salinas puede verse en un ejemplo de modelado en el que un objetivo horizontal plano. En ambos casos. al verde.- . el número de aciertos o veces que la energía sísmica alcanza un punto en el objetivo. En el caso del levantamiento con cobertura azimutal estrecha. Una forma es repetir un levantamiento estándar.414 pies].) relacionadas con la superficie (SRME) se tradujeron en técnicas de procesamiento que mejoran la calidad demostrado riores en la incremento de los datos. Los levantamientos con cobertura azimutal múltiple se adquieren en múltiples direcciones. en los levantamientos previos se habían adquirido datos en direcciones múltiples. creando un levantamiento con cobertura azimutal múltiple (arriba). correspondiendo el desplazamiento a la distancia desde el centro. supresión óptima con cobertura azimutal estrecha del ruido y procesamiento fácil y económico. Desde entonces. pero se observan menos desaciertos en el caso de los levantamientos con cobertura azimutal amplia. En el año 2001. Los levantamientos con cobertura azimutal múltiple adquiridos de esta forma incrementan tanto el apilamiento ifold) como la cobertura azimuta!. pero el modelado ha que se pueden lograr mejoras supeatenuación de múltiples mediante el de la cobertura azimuta!. Shell Exploration adquirió con WesternGeco un levantamiento WAZ con cable sísmico remolcado en un objetivo profundo ubicado por debajo de una estructura salina compleja en un área de aguas profundas del Golfo de tura azimutal amplia. en los años 2004 y 2005. BP y Petroleum Geo-Services (PGS) probaron el concepto de cobertura azimutal amplia.- . un proceso de muestreo relativamente uniforme. y poseen distribuciones por azimut y desplazamiento agruPrdas a lo largo de los azimuts asociados con las líneas de navegación del levantamiento. en el sector noruego del Mar del Norte.
tales como el número de embarcaciones disponibles para el levantamiento yel número de pasadas del cable sísmico. Keggin J. Cattermole P. Reitveld W y Manning T: "Multi-Azimuth and Wide Azimuth Towed Streamer Acquisition lar Subsalt Imaging in the Gull 01 Mexico and Egypt. Puntos de dispam o Existen cuatro parámetros críticos para el diseño de un levantamiento WAZ." Resúmenes Expandidos. Cook R y Moldoveanu N: "A Wide-Azimuth Streamer Acquisition Pilot Project in the Gull 01 Mexico. El primero es . Rietveld W. Why and Mostly How 01WATS in Southern Green Canyon. lee O. 12. 30 de abril al 3 de mayo de 2007. sobreyace un horizonte al que se apunta como objetivo (púrpura). Hegna S y Kios E: "The Use 01 Multi-Azimuth Streamer Acquisition lor Attenuation 01 Diffracted Multiples." artículo OTC 18829.. Summers T. Barley B. Las estructuras salinas se muestran en verde. Houllevigue H.""\:. Cook R. Utah.km 40 30 20 60 70 80 ~90 .Threadgold 1M.km es el intervalo entre las líneas emisoras. . Cattermole P. Regone C. 75a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG." Resúmenes Expandidos.86314 de diciembre de 19841. Helsinki. 14.000 de aciertos 1\ Efecto de los levantamientos con cobertura ~zimutal estrecha y amplia sobre la iluminación de las estructuras subsalinas. Un cuerpo salino complejo pero realista (extremo superior'¡. 76a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG.486. 13. Corcoran C. El tercero y el cuarto son las dimensiones y el número de embarcadel levantamiento ciones. 41Abril de 2007): 460-468. dirección del cable sísmico (inline). Nueva Orleáns 11' al 6 de octubre de 2006): 2901-2904." First Break 251Marzo de 20071: 47-53. Finlandia 17all1 de junio de 1999). Cook P y Page C: "Multi-Azimuth 3D Provides Rbbust Improvements in Nile Delta Seismic Imaging.:: 10 ""c o ~10 O 40 30 20 50 80 70 60 90 100 X. Keggin J. no. que es la distancia entre las líneas emisoras adyacentes.ineficiencias-tales como sobre-redundancia en el muestreo-y la consideración de las limitaciones prácticas. Fontana PM.500 3. Etgen J.Widmaier M.125 3.750 4. Hite O y Boone WE: "Implementing a Wide Azimuth Towed Streamer Field Trial: The What." The Leading Edge 26. EUA 16 al 10 de octubre de 2002): 89-93." liesúmenes Expandidos. Perkins C." artículo OTC 19071." Resúmenes expandidos. Lee O. Aas PG.\. Benson M. lee O.Keggin J. Benson M. Salt lake City. Kapoor J y Moldoveanu N: "Wide-Azimuth Streamer Acquisition tor Gull 01 Mexico Subsalt Imaging.11" al 6 de octubre de 20061: 2896-2900. 10 I . Shoshitaishvili E. El mapa de aciertos de la adquisición del levantamiento con cobertura azimutal estrecha (centro) muestra el número de trazas que alcanzan el horizonte objetivo. 61a Conlerencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geociéntilicos e Ingenieras.km 45 40 35 30 E 25 -"" >-' 20 15 \ . 31 . 45 40 35 del modela30 de los datos sintéticos. Michell S. 72a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG. French WS: "Circular Seismic Acquisition System. definido por su tope (dorado) y su base (rosa). 100 . Zembeck-England K." Resúmenes Expandidos. 30 de abril al 3 de mayo de 2007. Nueva Orleáns. Nueva Orleáns 11' al 6 de octubre de 2006): 2910--2914. con menos áreas sin iluminación (blanco).'6 ~ 11.~. Corcoran C. Perkins C.375 5. El desplazamiento máximo en la dirección crossline y el intervalo entre las líneas emisoras son determinados 40 El segundo 25 >-' 20 15 :. presentado en la Conlerencia de Tecnologia Marina. 4. '" oO 10 50 X..Regone C: "Using 3D Finite-Difference Modeling to Design Wide Azimuth Surveys lar Improved Subsalt Imaging. Delesalle H y de Bazelaire E: "Enhanced Composite 3D Cube Derived lram Multi-azimuth 3D Marine Acquisition. 15. presentado en la Conlerencia de Tecnología Marina. pero la 20 do sintético y la migración a partir 80 100 . Houston. Los puntos de disparo para ambos levantamientos se encuentran en el rectángulo negro. Verano de 2007 60 X. 625 1. Manning T. Houston. Cook R y Moldoveanu N: "Wide-Azimuth Streamer Acquisition lar Gull 01 Mexico Subsalt Imaging. Corcoran C.875 Número 2.250 1. 76a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG. Perkins C. El mapa de aciertos del levantamiento con cobertura azimutal amplia (extremo inferior'¡ muestra más trazas sísmicas que llegan al horizonte objetivo.§ -ci ro el máximo desplazamiento perpendicular a la dirección => o C: (crossline offset). en la dirección de la adquisición ~<:: 8 16 que es la mayor separación entre la fuente y el receptor en la dirección pendicular a la dirección de la adquisición." US Patent No. 16.
.-~- Pasada 2 :- - de la imagen causado por las discontinuidades creadas cuando los cables sísmicos evitan obstrucciones de superficie. las embarcaciones pasaron a la línea emisora siguiente... procesados en forma más completa y obtenidos de un levantamiento de múltiples clientes que cubría la misma área (próxima página. fue comparado con los datos de levantamientos con cobertura azimutal estrecha de WesternGeco. el proceso en- levantamiento WAZ.Pasada 1 :.. y se reiteró.600 m [4.. causada por la intensidad de las corrientes... al que sólo se le aplic9 el mientras que la segunda embarcación fuente lo hizo detrás de los cables sísmicos.400 m con respecto a la línea emisora original y una tercera pasada con un desplazamiento de 2...-:~ :. la embarcación que remolcaba los cables realizaba pasadas adicionales con desplazamientos de 1. Oilfield Review L .. mientras que la embarcación que remolcaba los cables navegó con el cable sísmico más cercano a una distancia de 100 m. El objetivo es redistribuir la energia sísmica reflejada desde su posición asumida en el punto medio entre la fuente y el receptor hasta su posíción verdadera.. Cada línea emisora fue adquirida seis veces.\ - :-- . La gráfica de dis- levantamiento.20 Los datos WAZ convencieron a los intérpretes acerca de la presencia de eventos 17.'9 El procesamiento del levantamiento con cobertura: azimutal estrecha incluyó la atenuación del ruido coherente.937 pies]. el levantamiento WAZprodujo una imagen más clara de la estructura subsalina que el levantamiento con cobertura azimutal tero se desplazó 900 m [2. . para este levantamiento con cobertura azimutal amplia.Pasada 5 exi- son los criterios principales de los resultados del mode- lado..Pasada ------- . Un estructura salina de tipo quilla es lo que queda de la raíz de un cuerpo salino intrusivo.600 m." Una embarcación navegó al costado de la embarcación que remolcaba los cables.Pasada 6 La iluminación del objetivo y la atenuación . estrecha. donde los sedimentos se truncan contra la estriIctura salina de tipo quilla (salt keel). con un desplazamiento de 900 m (extremo inferior izquierdol. la 32 T embarcaciones que actúan como fuentes duales.....- :- A Pasada 5 T .. que describen la propagación de las ondas a través de la roca. Con dos 8..emisora 1 -:..Línea . Carearan et al. Shell seleccionó un programa consistente en dos embarcaciones que operan como' fuentes duales y una embarcación sísmica que remolca ocho cables receptores espaciados 150 m uno con respecto al otro... zando un modelo de velocidad preexistente. Los datos de este levantamiento piloto con cobertura azimutal amplia fueron sometidos a un procesamiento inicial. utili- embarcaciones fuente repetían las mismas líneas emisoras.. Las embarcaciones repitieron luego el patrón.Pasada 3 Pasada 3 Pasada 2 . después de que la raiz se separa de la capa salina madre.400 m y 2.. 19.-:~ Pasada 1 Pasada3 . mientras las procesamiento básico. y una embarcación que remolca ochos cables receptores. y por la estela. Aún sin la supresión adicional de múltiples. Parte de los fondos para estos levantamientos puede ser prOliista por una o más compañías de E&P. Los levantamientos de múltiples clientes son levantamientos efectuados por contratistas de servicios de sismica en áreas aún no dadas en concesión.. Luego.. o desviación del cable sísmico.200 m [3. se realizaron seis pasadas con desplazamientos variables para cada línea emisora (extremo superior). referencia 16. Para la primera pasada.530 pies] respecto de la línea emisora original. La embarcación fuente posterior navegó a 450 m de la línea emisora... pero a una distancia de 100 m [328 pies] respecto del cable sísmico externo. Pasada 5 y Pasada 61..Pasada 4 tosa de múltiples para la evaluación Pasada 4 . las embarcaciones fuente repitieron la misma línea emisora._ :- - - Levantamiento con cobertura azimutal amplia de Shell. Después de evaluar diversas geometrías de . abajo).952pies] hasta la línea emisora siguiente... La combinación de esas seis carreras constituyó la adquisición de una línea emisora. en la porción central de la sección. que luego se ponen a disposición de múltiples clientes. que deben incluir además el deterioro 4 Pasada 5 Pasada6 . al supresión de múltiples SRME y la misma migración utilizando la ecuación de onda que el otro lado de la línea emisora. desplazada 450 m [1. Después de la adquisición de esa línea emisora. la embarcación fuente anterior navegó a lo largo de la línea emisora.Pasada 2 :_ . al otro lado de la línea emisora (Pasada 4.-:~ . Para la segunda pasada. 20. para lograr un corredor efectivo de 1. exhibe una distribución mucho más amplia que la correspondiente a un levantamiento con cobertura azimutal estrecha (próxima página. Una vez finalizada esta cobertura para una línea emisora... y la embarcación que remolcaba los cables realizó otra pasada con un desplazamiento de 1. que consistió únicamente en la atenuación del ruido coherente y la migración de registro de fuente común.476 pies] con respecto a la primera embarcación fuente (arriba). arriba)." Este coI\junto de datos.. La migración por ecuación de onda utiliza un modelo de velocidad y varias soluciones de la ecuación de onda.Pasada 1 Línea emisora ~ - . repitiendo nuevamente esos desplazamientos.. lo que se tradujo en una conclusión más segura de que las reflexiones provenían de capas subsalinas en lugar de tratarse de múltiples. 18. :-- Línea emisora 1 .. El mejoramiento de la claridad es más obvio en el lado izquierdo de la sección..593 pies y :- Pasada 6 ..-. tribución por azimut y desplazamiento..
161 10. -10. se realizó con una cobertura azimutal más 'amplia que el correspondiente a los levantamientos con cobertura Comparación entre las imágenes adquiridas con cobertura azimutal estrecha (izquierda) y con cobertura azimutal amplia (derecha). y parámetros de levantamiento (derecha) para el levantamiento con cobertura azimutal amplia de Shell. y que no son múltiples.os con cobertura azimutal amplia sólo fueron migrados. El levantamiento azimutal estrecha.074 ". hacia la estructura salina de tipo quilla.000 Z. consistente en dos fases. Los dat.Desplazamiento.5 m Número de fuentes en la embarcación fuente anterior 2 Número de fuentes en la embarcación fuente posterior 2 Intervalo entre puntos de disparo 37. especialmente en ellado izquierdo de la sección. Estas pruebas indicaron además que los datos adquiridos de las fuentes situadas frente a los cables sísmicos proporcionaban mejores imágenes de las estructuras sub salinas que los datos provenientes de las fuentes situadas detrás de la embarcación.] 1\ subsalinos significativos que continúan echado (buzamiento) arriba. referencia 15 (Abril de 2007). WAZfuturos. Las pruebas de despoblación. en cuanto a la representación del subsuelo mediante imágenes sísmicas. El levantamiento con cobertura azimutal amplia. indicaron Verano de 2007 para ade- que en las áreas subsalinas profundas.150 m Número de pasadas 6 Relación de anamorfosis (formal 044 Distribución por azimut y desplazamiento (izquierda!.000 180 de adquisición del levantamiento Número de cables sísmicos por embarcación 8 Longitud del cable sísmico 9. La conclusión de Shell fue que si bien no se iluminaban todas las áreas por deb~o de la sal. La imagen correspondiente al levantamiento con cobertura azimutal amplia muestra reflexiones de estructuras subsalinas más claras.5 m Intervalo entre líneas emisoras 900 m Muestreo de puntos de disparo 150mx450m Desplazamiento máximo en la dirección inline 9. supresión de múltiples y migración. fue diseñado para demostrar el valor de la tecnología WAZ 'en la exploración de ambientes subsalinos complejos. 90 270 o'"'" -5.000 676 55 1\ -10.000 -5. donde la desviación del cable sísmico posee un mayor impacto negativo.297 E 6 c: '"E ro N ro Q.000 Parámetros 3. Luego de los resultados exitosos de la primera fase.000 '" "E 2. Esta información podría asistir en el diseño de los levantamientos . el levantamiento WAZ mejoraba la imagen de la estructura sedimentaria sub salina en la mayoría de los lugares. 33 .300 m Desplazamiento máximo en la dirección crossline 4.643 5.' ro N ro 'C "o Q¡ E z'0 1.000 10. las imágenes adquiri- das mediante la remoción de líneas de emisión alternadas eran casi tan buenas como el conjunto de datos completo. [Adaptado de Corcoran et al.000 m o 5.000 m Separación entre cables sísmicos 150m Intervalo entre receptores 12. Las múltiples dominantes fueron removidas sin ningún procesamiento específico. determinar si podían obtenerse realizadas resultados cuados con menos datos. la segunda fase se canceló y Shell Exploration propuso asegurar la ejecución de un levantamiento de exploración WAZpara múltiples clientes en el Golfo de México. y tratados con el mismo modelo de velocidad que los datos con azimut estrecho. Los datos del levantamiento con cobertura azimutal estrecha fueron procesados completamente con atenuación de ruido.
. I I I .::' embarcaciones fuente en el extremo anterior.__ Green Canyon . mientras que el levantamiento con cobertura azimutal múltiple (derecha) fue sometido a un procesamiento básico de migración.. mejor atenuación mejor iluminación... WesternGeco ha diseñado y ejecutado dos levantamientos WKl grandes para ser utilizados por múltiples clientes (izquierda). . cada embarcación remolcadora de cables transportaba además una fuente unitaria.. Estos levanta- 2006 __~__~.. --. El primer levantamiento WKl para múltiples clientes provee imágenes mejoradas. tales como reciprocidad en la dirección crosslinelíneas de navegación en direcciones opuestas-y _.. ~~_~___~~_~ m. y las líneas de navegación se corrieron en direcciones recíprocas.. El segundo levantamiento..936 pies] de ancho. terminado en el año 2007.---. El levantamiento con cobertura azimutal estrecha (izquierda) fue sometido a un procesamiento completo con supresión de múltiples.----- wo__ :::: mientos incorporaron mejoras de diseño. concluida en 2007.... finalizado en el año 2006.. y desplegó cuatro embarcaciones que operaron como fuentes unitarias... en comparación con los levantamientos con cobertura azimutal estrecha adquiridos en la misma área.~ Fase 1: julio a diciembre de Utilizando el conocimiento adquirido del modelado y de los levantamientos WKl previos. Tanto en la Fase 1 como en la Fase 2. Cobertura azimutal estrecha V procesamiento completo doras de cables sísmicos. en vez del extremo posterior de los cables sísmicos.. con intercalaciones en dos direcciones opuestas. utilizó dos embarcaciones fuente y dos embarcaciones para remolcar los cables (extremo inferior).895 km2 [2. fue realizado con dos embarcaciones fuente y una embarcación para remolcar los cables (extremo superior). La imagen del levantamiento con cobertura azimutal múltiple muestra mejor iluminación por debajo de las estructuras salinas y en los sedimentos profundos.002 mi2]. Estos levantamientos incorporan las lecciones aprendidas en levantamientos previos. La Fase 2. ! ~~__ ~m ' -------Garden Banks'u. especialmente en las áreas situadas por debajo de las estructuras salinas (abajo).200 m [3. o 5.967 pies] en un tendido de 1..GOlfO ._______ __m n. concluido en 2006. efectuados por WesternGeco en el Golfo de México. DE MÉXICO ! Fase 2: diciembre de 2006 a abril de 2007 de múltiples y El primer levantamiento.000 m [22..183 km2 [2. El levantamiento correspondiente a la Fase 1.278 mi2].'m.21 Además utilizan desplazamientos más grandes en la dirección crossline para una mejor relación señal-ruido. cubrió 252 bloques... Con un procesamiento mínimo.. Cobertura azimutal amplia V procesamiento básico de migración A Comparación entre el primer levantamiento con cobertura azimutal amplia para múltiples clientes y un levantamiento con cobertura azimutal estrecha. o 5.--.. incluyendo las fuentes unitarias de dos embarcaciones remolca- A Doslevantamientos grandes para múltiples clientes con cobertura azimutal amplia. --. y desplegó tres embarcaciones que operaron como fuente unitaria. 34 Oilfield Review . --.. las nuevas imágenes muestran mayor claridad y mejor iluminación. cubrió 222 bloques del Golfo de México. Se utilizaron diez cablessísmicos de 7.
~evantamientos di con cobertura Campo Shenzi 8 ún combinando los conceptos GOLFO de cobertura azi- DE MÉXICO O con cobertura en tirantesde agua de hasta 1. 23. Kapoor S. el primer levantamiento de este tipo en el mundo.000 180 1\ Plan para el primer levantamiento con cobertura azimutal rica del mundo. 76a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG. la actividad de los equipos de perforación y de las plataformas. Era necesario disponer de datos Líneas de navegación 10 y parámetros de adquisición para el en el un descubrimiento efectuado en el año 2002 ( derecha). y dos embarcaciones fuente que disparaban del levantamiento permitió que cada localización de disparo se repitiera al menos tres veces.154 ~ite 10.000 o Distribución del Campo Shenzi -10.747 5. con mejores valores de la relación señal-ruido y de la resolución. fue efectuado con una embarcación de remolque de los cables sísmicos. '" o'" '" 90 270 -5.: .000 -5.320 855 '" '5. El plan (Se accedió Io pS he nzi D iIAn d G a sFiel d In el 2 de marzo de 20071.000 429 41 -10. Verano de 2007 35 . Resúmenes Expandidos. por azimut y desplazamiento Desplazamiento." 1. BHP Billiton to Develop Shenzi Dil and Gas Field in Gull 01 M exico. Un e~tudio de diseño y evaluación de levantamientos ayudó a los geofísicos de BHP BiIliton y WesternGeco a decidir que un levantamiento con cobertura azimutal rica era la mejor opción para el yacimiento Shenzi.000 10. Desta D. Entre los factores importantes que intervinieron en esta decisión se encuentran la complejidad Corporation y Repsol YPF. WKl del del levantamiento 21.com/bb/investorsM ed ial news/2006/bh p B ill ito n T o D eve GulfOlMexico. sísmicos Separación entre cables sismicos Localización del levantamiento del Campo Shenzi (izquierda) levantamiento con cobertura azimutal rica (derecha).300 pies]. El levantamiento RAZ. El objetivo de adquisición Parámetros clientes mi2] volumen de vista rápida. San Antonio. BHP BilIiton implementó por primera vez este tipo de levantamiento km O utal múltiple y cobertura azimutal amplia en lo levantamiento del Campo Shenzi Longitud del cable sismico azimutal rica cobertura azimutal puede ser mejorada más quese denomina dellevantami. El pozo descubridor del Campo Shenzi fue perforado hasta un objetivo identificado con sísmica 3D.300 m [4. 22.5 m x 600 m Embarcaciones 1 embarcación para remolcar los cables. Nueva Orleáns 11' al6 de octubre de 20061: 2915-2919. adquirido en el Campo Shenzi (izquierda). 610. Las operaciones de perforación de pozos de desarrollo evaluarán las reservas recuperables. para construir un modelo del subsuelo más confiable que reduciría el riesgo de las operaciones de perforación futuras. el primer pozo de evaluación encontró capas a profundidades inesperadas. Howard MS y Moldoveanu N: "Marine Survey Design lar Rich-Azimuth Seismic Using Surface estructural del yacimiento. 23 al 28 de septiembre de 2007. http://wwwbhpbilíiton.000 Número es producir migrado ~uación de onda mediante utilizando el procesamiento bordo. 90° y 150° (abqjo). de Luisiana de cables 1\ azimutal rica (RAZ).000 '" '" 'E ui '" '" -o '" D Q¡ E z.isp Streamers:' a lo largo de tres valores de azimut: 30°.13Los socios del proyecto son Hess 7. que se estiman en el ordende 350 a 400 millones de bbl [56 a 64 millonesde m3]. año 2006 en el Campo Shenzi del Golfo de México. O'Briain M. Durante el levantamiento se adquirieron los datos con una distribución por azimut rico y desplazamiento (derecha). provista de una fuente. a aproximadamente190 km [120 millas] de la costa 22 El campo abarca los Bloques 609. Atakishiyev I y Tomida M: "Subsalt Imaging-The RAZ/WAZ Experience. sísmicos nuevos. y el hexágono negro representa la cobertura de fuente desde tres direcciones.000 1.000 km2 [4. la intensidad de las corrientes. Se dibujan las líneas de navegación y las obstrucciones de las plataformas (puntos rosas) para ilustrar el concepto general. permitiendo que los clientes cumplan n los plazos de venta de sus concesiones.ha tercera y cuarta fase del proyecto de México para múltiples de 10. pies 5. El cuadrado violeta representa la cobertura de fuente desde las líneas E-O.ento cubrirán y se pusieron en cha en mayo de 2007. sin embargo. 2 embarcaciones fuente 150 milíá'S'.000 2." presentado en la 77a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG.000 m 120 m Profundidad del cable sísmico 12 m Profundidad de la fuente 10m Intervalo entre puntos de disparo 38. difiriendo del levantamiento real. '" 6 c:: '" E '" C.5 m Muestreo de puntos de disparo 115. 653 Y 654del área de Green Canyon. Texas.
el levantamiento RAZhabría insumido 105 días. En los levantamientos tradicionales (extremo superior izquierdol. Radio de 1. los cables sísmicos pueden posicionarse y orientarse de manera que mantengan su espaciamiento a lo largo de todo el viraje. lo que impide utilidad... demostró que el levantamiento Q-Marine con cobertura azimutal rica. la adquisición de datos de suprimir el ruido producido por el viraje. 36 los cables sísmicos fueron remolcados profundamente.. Los geofísicos de BHP Billiton ahora pueden interpretar las estructuras iluminadas. dos horas extra por viraje (abajo). redujo las transformaciones artificiales ocasionadas por el ruido y produjo una iluminación más clara de la base de la sal y de las reflexiones de las estructuras subsalinas. el remolque a través de una curva genera demasiado caciones extienden sus líneas de navegación y viran bien lejos del límite del levantamiento. más 12 días de movilización. Los datos adquiridos en los virajes contribuyen a la imagen global de los reflectores del subsuelo y se ajustan sin problemas a los datos adquiridos con los cables sísmicos rectos (extremo inferior). En la forma en que se registró. el hecho de registrar los datos uti- bra de viraje no se adquieren datos porque los cables sísmicos no se mantienen alineados en torno al viraje y las posiciones de los receptores lizando hidrófonos individuales. suma horas al tiempo de viraje. de manera que los cables sísmicos se mantienen derechos y con la separación correcta en el mo- ruido. El ahorro de tiempo generado por diversos factores. No obstante. y proporcionó seis veces más datos que un levantamiento convencional. cada línea de navegación (línea de guionesl se extiende para asegurar que los cables sísmicos se mantengan derechos durante todos los disparos. la mejora más importante tuvo lugar en las reflexiones situadas muy por debajo de la sal. El sistema Q-Marine permite que los cables sísmicos permanezcan en su posición a lo largo de toda la maniobra de viraje (línea verde). . < 0/1 . fue disde eli- minó los disparos por debajo de los obstáculos y minimizó el tiempo requerido para registrar las líneas de relleno. durante la manio- Con el sistema Q-Marine... en zonas que están mejor De acuerdo con el plan del levantamiento. arriba). Normalmente. la embarcación de remolque de los cables sísmicos continuó efectuando el registro durante los virajes cerrados de la embarcación. Estas características fomentan la adquisición de datos valiosos durante períodos que normalmente serían no productivos. en comparación con un levantamiento convencional que habría requerido 72 días para cubrir la misma zona. Las tripulaciones de las embarcaciones prácticamente no tuvieron tiempo inactivo por inclemencias climáticas puesto que /1.-.. < 11 / Inicio de los disparos / ' de datos adicionales sobre los bordes del levantamiento Shenzi incrementó el área que podía representarse efectivamente y mejoró las imágenes del objetivo cerca del límite del área del levantamiento. totalmente procesado. el levantamiento RAZ del Campo Shenzi in sumió solamente 88 días.La calidad de los datos adquiridos durante el viraje es comparable con la de los datos adquiridos a lo largo de las líneas de navegación (extremo superior derecho). Habitualmente. las embar- mento en que la embarcación vuelve a traspasar el límite. Esta práctica suma tiempo a la ejecución del levantamiento. El hecho de parar en tres direcciones con el método adquisición con cobertura azimutal amplia. Las operaciones de disparo y registro durante el viraje mejoran la eficiencia operacional y reducen el tiempo no productivo. que se asemeja al ruido generado por las inclemencias climáticas. de manera que es posible la adquisición de datos durante su ejecución. sometido a procesamiento básico. Este largo de línea adicional. La adquisición Vista tipo pista de carrera Análisis de cambios de lineas para la opción con una sola embarcación Fin de los disparos ~/ / / . en vez de formar grupos antes de efectuar el registro..500 m \ \ \ I . Luego del éxito del primer levantamiento RAZ. también primero en el mundo.En otro levantamiento.Operaciones de disparo y registro durante el viraje para incrementar la eficiencia operacional." Las reflexiones pudieron identificarse incluso dentro de la estructura salina. La comparación con un levantamiento con cobertura azimutal estrecha convencional. Oilfield Review . BHP Billiton se está preparando para efectuar otro levantamiento. que el levantamiento con cobertura azimutal estrecha totalmente procesado (próxima página. Además. y el sistema de registro con sensores unitarios muestrear adecuadamente Q-Marine cualquier permitió ruido rela- cionado con las condiciones climáticas. Además. al comienzo y al final de cada viraje. a 12 m [39 pies]. permite no se calculan con precisión..
profundidades requiere diversos factores. el modo en que las múltiples y. Como se expuso a grandes ras- para muestrear / / limitador de las profundidades de las fuentes y los receptores sobre el contenido de formas diferentes / La energía que se propaga en forma ascendente desde la fuente se refleja en la superficie del mar con un cambio de polaridad e interfiere destructivamente con la energía que emana desde la fuente en sentido descendente. 4 (Abril de 2007): 48(}-493. de impe- que se produce en la es necesario que se examíne la forma en que se propaga la energía desde la fuente remolcada a la superficie hasta el cable receptor. en en más completa tanto el ruido como los campos de frecuencia de la energía gos precedentemente. \ del de los disparos en hace altamente de migración. mientos Q-Marine 3D convencionales.no. y la repetibilidad profundidad ¡'\ / \\ / / \ ~ provee una mejor de rayos desde diferentes muts producen adquisición con amplia y cobertura cobertura azimutal Las trayectorias los diversos levantamientos de es el agregan ruido y reducen la senal . no sólo hacia abajo sino también El contraste hacia dancia acústica arriba. referencia 24. pero la imagen con cobertura azimutal rica (derecha) ilumina las capas subsalinas claramente. la energía reflejada que se propaga en forma ascendente desde el subsuelo puede reflejarse en la superficie del mar antes de ser registrada en el cable sismico como un receptor fantasma. (arriba). (Adaptado de Howard. en cercanas 24." The Leading Edge 26.azimutal estrecha y procesamiento completo Cobertura Cobertura rica y procesamiento azimutal básico .. Estas reflexiones también interfieren destructivamente con la energía reflejada en la dirección ascendente. Las configuraciones correspondientes a cada levantamiento se encuentran contiguas a las imágenes sismicas. registrarse. negativo.. El levantamiento con cobertura azimutal estrecha (izquierda! muestra algunas indicaciones de la presencia de capas inclinadas por debajo de la sal. especial. Para comprender la adquisición de manera de datos efecto sísmica que puede marinos implica habitualmente el remolque de las fuentes y los cables receptores a la manera en que la geometría de las fuentes y receptores afecta el nivel de la relación señal-ruido y del conte- profundidades nido de frecuencia. La energía se irradia desde la fuente sísmica en todas las direcciones.! La experiencia de WesternGeco. De un modo similar.. mejoramiento \ la de datos durante el viraje increy constituye una práctica Un enfoque completamente \ / / \ menta la eficiencia que WesternGeco espera extender / / / / eficiente Además. yacimiento. Verano de 2007 especificadas en el La selección de las la consideración Uno de estos factores Fondo marino / \ energía deseados. 37 .Howard M: "Marine Seismic Surveys with Enhanced Azimuth Coverage: Lessons in Survey Design and Acquisition. / Cable receptor ~---------\ azi- iluminación / Fuente de los eventos del subsuelo. con los WAZ y RAZ demostró levantamientos beneficios de efectuar rica. diseño del levantamiento. que muestra la claridad mejorada de los eventos subsalinos con respecto a un levantamiento con cobertura azimutal estrecha procesado en forma más completa. 1\ a los levanta- Compensaciones por la de remolque diferente para el de la señal sísmica consiste desplegar las fuentes y los cables sísmicos \ \ \ / \ I \ I / \ I Múltiples o reflexiones fantasmas en la cara inferior de la superficie del mar. La atenuación mejorada otro tipo de ruido coherente relación señal-ruido Receptor fantasma azimutal de múltiples y de /\ / una mejor fantasma \ \ la misma localización el procesamiento .A Una imagen del levantamiento con cobertura azimutal rica del Campo Shenzi. sísmicos constantes. lo que hace que la amplitud registrada caiga a cero en ciertas frecuencias que dependen de las profundidades de la fuente y del receptor.
que es habitualmente de 3 Hz. deteriora la resolución general de la imagen. y extiende el ancho de banda hasta las frecuencias más bqjas. El viento. o viceversa. La combinación de reflexiones fantasmas superficiales perdidas y de reflexiones fantasmas de cable perdidas conduce a un espectro de amplitud complejo que produce discontinuidades en la señal sísmica disponible.Remolcar los cables sísmicos a una profundidad somera. las amplitudes se cancelan. No obstante. la falta de bqjas frecuencias limita la profundidad hasta la que se propaga la energía sísmica. o a alguna profundidad intermedia. Esto permite la generación de imágenes a mayor profundidad. produce señales de hasta 93 Hz antes de que la primera reflexión fantasma superficial perdida distinta de cero reduzca la amplitud de la señal a cero. Esta interferencia produce reflexiones fantasmas de cable perdidas (cable-ghost notches) a distintas frecuencias (arriba a la derecha). Dado que la profundidad de penetración está relacionada con la longitud de onda sísmica. una tecnología resurgente. Se remolcó un par de cables sísmicos y otro a 25. Cuanto mayor es la profundidad de la fuente. de 8 m (línea de guiones rojos).2 m de profundidad. la energía que retorna desde un reflector profundo se propaga en forma ascendente. pero reduce la frecuencia máxima de los datos que pueden registrarse y. produce señales de hasta 25 Hz antes de que la primera reflexión perdida reduzca la amplitud de la señal a cero. a ambos lados a una profundidad de 18 m. una técnica de procesamiento que extrae la impedancia acústica y otras propiedades de las rocas a partir de los datos sísmicos. la onda reflejada en la superficie del mar. junto con los separados verticalmente (azul más oscuro). (Adaptado de Moldoveanu et al. referencia 27. el remolque a profundidades someras plantea ciertas desventajas. 8 m ---- cc -o -g' Ci E <1: 25 75 50 Frecuencia. cuya energía es deficiente en ciertas frecuencias.) xión fantasma de cable perdida y la frecuencia mínima está limitada por el filtro de adquisición. el oleaje y las corrientes someras agregan ruido a la señal adquirida y la necesidad de minimizar el nivel de ruido puede restringir el proceso de adquisición a las estaciones con buenas condiciones climáticas.25Los levantamientos con cobertura azimutal múltiple efectuados de esta forma incrementan tanto el apilamiento ifold) como la cobertura azimutal.29 Un beneficio clave del método de adquisición por encima y por debqjo es el incremento del ancho Oilfield Review .damente. menor es la primera reflexión fantasma perdida distinta de cero. denominada reflexión fantasma superficial (source ghost). y la onda directa descendente. Debido a esta inversión de polaridad.existe desde hace más de 50 años.superficie del mar. La frecuencia máxima utilizada en el procesamiento normalmente está limitada a la frecuencia correspondiente a la primera refle- Profundidad del cable sísmico. El incremento de la profundidad de remolque posibilita la adquisición de datos en un ambiente más calmo. y también se refleja fuera de la superficie del mar interfiriendo destructivamente con la ~nergía que se propaga directamente desde el reflector profundo hasta el receptor. yy un 10 m.28La aplicación práctica del método se intentó en la década de 1980 para reducir el ruido y el tiempo inactivo relacionados con las condiciones climáticas. hacia el cable receptor. la fuente y el cable sísmico suelen ser remolcados a profundidad somera. prolonga la etapa de adquisición. en consecuencia. sismico para control experimental a 7. Estaban obligados a optar entre remolcar a profundidad somera. el remolque a profundidades someras atenúa las frecuencias extremadamente bajas necesarias para la inversión sísmica. Dado que el objetivo es adquirir datos del mayor ancho de banda y la frecuencia más alta posibles. Las frecuencias en las que se producen estas deficiencias-yen las que la amplitud decae a cero--se conocen como reflexiones fantasmas superficiales perdidas (source-ghost notches) y están relacionadas con la profundidad de la fuente. que se conoce como tecnología de adquisición "por encima Y por debqjo" (over/under). El resultado es un campo de ondas que se propaga en sentido descendente.27 Configuración de los cables sísmicos en un levantamiento tipo "por encima y por debajo" para la adquisición de datos 20 de Chevron en el Golfo de México. en ciertas frecuencias. a 30 m (verde). uno a 18 m y cable cables sismicos de monitoreo de la posición. Además. permite que las compañías disfruten de las ventqjas del remolque tanto somero como profundo sin inconvenientes. Hasta hace poco. No obstante. Remolcar los cables sísmicos profun. 30 m Profundidad del cable sísmíco.26 Otra desventaja de la falta de bajas frecuencias es la reducción de la capacidad de investigación de las ondas sísmicas. a profundidad profunda. De un modo similar.2 m de profundídad. los responsables de la planeación de los levantamientos debían sacrificar resolución y altas frecuencias por profundidad de penetración y un ambiente de adquisición calmo. lo que hace más alta la primera frecuencia perdida distinta de cero. Las fuentes se desplegaron a 5 A 38 Por encima y por debajo La idea de remolcar un cable sísmico marino somero junto con un cable sísmico marino profundo--uno por encima y otro por debqjo-. 1100 125 Hz 93 Hz A Modelado del efecto de la profundidad del cable sísmico sobre el contenido de frecuencia de la señal registrada/. interfieren destructivamente al punto que. hace que el campo de onda ascendente se refleje en sentido descendente con una polaridad inversa.
para calcular Verano de 2007 las posiciones de los receptores con exactitud.encima y por debajo. 1 (Enero de 20071: 41-42. A pesar de estas limitaciones prácticas. Combee L. 48. Eidsvig P. 3 27. Las amplitudes negativas y positivas poseen polaridad opuesta. Para demostrar la factibilidad y la esperanza que ofrece el método. No obstante.2 m era en promedio inferior a 10 cm [4 pulgadas]. 31.3D No obstante. 32.757. Hampson G. 28. La comparación entre el coJ1junto de datos de control y el campo de onda ascendente de la línea de adquisición por encima y por debajo. Además." Resúmenes Expandidos.6 pies]. presentes en las cuencas limitadas por fallas y diapiros salinos. constituye el punto de partida a partir del cual varían los datos de alta frecuencia. a la vez que se mantiene el beneficio de captar las bajas frecuencias derivado de remol- car los cables sísmicos a profundidad. en teoría. Durante todo el proceso de adquisición. no. Haggerty PE. Reunión y Exposición Nueva Drleáns 111 al15 de octubre de 19871: 184--187. Dado que la inversión sísmica requiere una combinación de datos sismicos y datos de pozos.) de banda obtenido gracias a la capacidad para suplantar las frecuencias fantasmas perdidas distintas de cero. 50-54. 29." The Leading Edge 26. facilitando la supresión de múltiples relacionadas con la superficie.2 m [23. la separación vertical de dos arreglos lineales de receptores permite que. 27.el campo de onda sísmico ascendente se separe de las ondas descendentes. El análisis espectral de los datos adquiridos con los tres cables sísmicos centrales demuestra que el campo de onda ascendente también posee mejor respuesta de alta frecuencia que los datos 25. Sydora L y Abriel W: "Dver/Under Towed-Streamer Acquisition: A Method to Extend Seismic Bandwidth to Both Higher and Lower Frequencies. referencia 27.2 m [59 y 82. Houston (2 al6 de noviembre de 19861: 516-519. tal como cambios relativos en la retlectividad o en la impedancia acústica en cada borde de capa. La información de baia frecuencia. por lo que la idea no se puso en práctica durante muchos años. No obstante.356. en el año 2004 Chevron y WesternGeco realizaron un experimento 2D en el Campo México.5 y 200 Hz para incluir la respuesta en baja frecuencia anticipada. 21 de julio de 1956. si los datos sismicos pudieran adquirirse con el contenido de baja frecuencia intacto. era de menos de 6 m [20 pies]. normalmente no puede realizarse en forma confiable en ausencia de pozos. 26. Egan M. obtenida habitualmente de los tiros de pruebas de velocidad o los registros sónicos integrados. 44-46. Brink M y Svendsen M: "Marine Seismic Exploration Using Vertical Receiver Arrays: A Means for Red¡Jction of Weather Downtime. Berg LE. valor que se consideraba adecuado para la separación de los campos de ondas ascendente y descendente. la tecnología de adquisición logró ponerse a la par de los avances de procesamiento. directamente arriba del par por encima y por debajo para adquirir datos Q-Marine convencionales como control experimental. Posthumus BJ: "Deghosting Configuration:' Geophysical (Abril de"19931: 267-286.6 c:l. el éxito de esta geometría de adquisición para remover las frecuencias fantasmas de los datos sísmicos consiste en mantener un cable sísmico directamente debajo del otro. se desplegaron otros dos cables sísmicos. Los cinco cables sísmicos estaban provistos de los dispositivos de direccionamiento del cable sísmico marino Q-Fin y de una red acústica completa para permitir el posicionamiento exacto de los cables sísmicos centrales. o en la dirección cross- line. Moldoveanu et al. Haugen R. El sistema Q-Marine es capaz de orientar los pares de cables sísmicos en un plano vertical. (Adaptado de Moldoveanu et al. a través de la combinación de cables sísmicos colocados por encima y por debajo. en un plano vertical. La extensión del ancho de banda hasta las frecuencias más bajas permite una penetración de la línea por en las señales más profunda de la energía sísmica y la generación de mejores imágenes de las reflexiones profundas. 30. La polaridad de una señal sísmica se refiere a la dirección de su amplitud en una traza sismica registrada. referencia Using a Twin Streamer Prospecting 41. Los datos migrados del campo de onda ascendente encima y por debajo muestran mejores imágenes de las interfaces de inclinación pronunciada y un contenido de baja frecuencia mejorado provenientes de las capas de sedimentos profundos. La concreción de esta configuración no era factible con la tecnología de cables sísmicos remolcados de la década de 1980. con precisión suficiente para garantizar el éxito del método de adquisición por encima y por debajo." Patente de EUA No. se remolcó un cable sísmico adicional a 7. 56a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG. a lo largo de toda la longitud del cable sísmico. no. y que la separación horizontal. 57a Internacional Anual de la SEG. 39 . la inversión podria realizarse en más áreas. el monitoreo de las separaciones verticales y horizontales de los cables sísmicos demostró que la variación de la separación vertical de 7. La información de baja frecuencia es necesaria para la inversión de los datos sísmicos porque habitualmente los datos sísmicos en sí proveen sólo información de alta frecuencia. abajo). Q) E f= 4 6 A Contenido de baja frecuencia mejorado y penetración de la señal de los datos obtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo (derecha). son mucho más claros en la línea de adquisición por encima y por debajo. que en el caso del cOl'\iunto de datos de control. 2. a una profundidad de 18 m (página anterior. uno a cada lado de los cables sísmicos del par por . muestra un mejoramiento de la respuesta en baja frecuencia y una relación señal-ruido más alta para los datos obtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo (arribq). El ancho de banda de registro se incrementó con el fin de registrar entre 1.7 pies] de profundidad. Sonneland L. Mediante la combinación de la información de baja y alta frecuencia.32 Génesis del Golfo de El plan de adquisición para la línea 2D exigía que los cables sísmicos fueran remolcados a 18 y 25. es posible calcular los cambios absolutos producidos en las propiedades de las rocas. Además. Los sedimentos profundos. al igual que los flancos casi verticales de la sal y los rasgos intensamente inclinados a lo largo de toda la sección. 56-58. "Method and Apparatus for Canceling Reverberations in Water Layers. Moldoveanu N. comparado con un levantamiento de control ejecutado en forma tradicional (izquierda). los científicos continuaron desarrollando técnicas de separación del campo de onda para una aplicación futura? Recientemente. Fotland B y Vestby J: Using Vertical Receiver "2-D Deghosting Arrays:' Resúmenes Expandidos.
] 40 Oilfield Review L. referencia 34 (Junio de 2006). lo que obstaculiza la penetración profunda de la energía sísmica.'/ ti' k'.a. Otra innovación que se probó en este levanta- conjuntos emisores de cañones de aire se remolcaron a profundidades de 5 y 10 m. 'O o Cl. El tope del basalto se indica con la flecha amarilla. . o o 'O'" c: 'O C) o ::J . <1) c: '" 'C'C--=:' . <1) c: '" 'co--=:. referencia. descubriendo petróleo en los Campos Clair. 'O ::J o > Cl.) de cualquiera de los cables sísmicos individuales. con tirantes de agua de más de 1.\ -" 20 40 60 80 100 Frecuencia.¡. . muestran un ancho de banda más amplio que los datos de referencia provenientes del cable sísmico somero {verde!. Diversas compañías han tenido éxitos exploratorios en esta región... como se observa en una vista de primer planQ (en los cuadros amarillos) de una sección y por debajo (extremo inferior derecho) somera por encima del basalto.. Islas Shetlands. Muchas áreas de formaciones petrolíferas potenciales yacen por debajo de estructuras basálticas. y que la respuesta de b¡ija frecuencia es similar a la del cable sísmico más profundo (arriba).000 m.<1) ::J > >ro 'O ¡.. I! Islas Shetland Clair ---.4 A entre Orkney :¡:. Después de procesar los datos adquiridos por encima y por deb¡ijo para separar el campo de onda ascendente del campo fuentes colocadas de onda descendente.0 <1) <1) :¡:. 20 2. al Oeste de las Islas Shetland..¡g <1)a. E <1) 7. La sección somera de la imagen obtenida con el método de adquisición por encima muestra un contenido de alta frecuencia similar al observado en la sección somera de la imagen adquirida en forma convencional (extremo inferior ilquierdo~. Los espectros de amplitud del campo de onda ascendente.. A ESCOCIA lo km lo millas 1001 60 La región marína del Reino Unido. entre otros (verde y rojo). y el conjunto de datos de referencia obtenido con el cable sísmico somero. y sus señales fueron registradas con el cable sísmico remolcado miento realizado por el método' de adquisición por encima y por debajo fue el concepto de las a una profundidad de 7.27. ~ro . Este levantamiento efectuado con el método de adquisición por encima La imagen producida a partir del campo de onda ascendente resultante (extremo superior derecho) muestra mucha más información de baja frecuencia por debajo del basalto que la imagen convencional (extremo superior ilquierdo~. o o 'O'" c: 'O ::J o C) ..Islas A Comparación de los espectros de amplitud entre los datos obtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo.:::.4 Imágenes obtenidas con el método de adquisición por encima y por debajo e imágenes convencionales del levantamiento de Chevron en el Oeste de las y por debajo remolcó pares de fuentes y pares de cables sísmicos. una región petrolífera ubicada en aguas profundas. [Adaptado de Hill et al.> .2 m..=:. La generación de bajas frecuencias no reduce el contenido de alta frecuencia de la señal. por encima y por deb¡ijo. (Adaptado de Moldoveanu et al. >E ro <1) ¡.- Profundidad del cable sísmico: 7 m - Profundidad del cable sísmico: 18 m Profundidad del cable sísmico: 25 m Campo de onda ascendente con el método de adquisición por encima y por debajo ID -o TI ::J Schiehallion Foinaven q.¡. que los datos obtenidos con el cable sísmico ubicado "por encima" (rojo) y que los datos provenientes del cable sísmico ubicado "por debaio" (azul}.33 Los la comparación la - . 120 140 160 180 200 :)0 Hz :. derivados de los datos adquiridos con el método de adquisición por encima y por debajo (negrb!.=. El campo de onda ascendente posee además una mejor respuesta en alta frecuencia que cualquiera de los cables sísmicos individuales y su respuesta en baja frecuencia es similar a la del cable sísmico más profundo. Schiehallion y Foinaven.~ ~~.=~ 'O 7.
70a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG. mostró un mejoramiento del contenido de baja frecuencia y de la relación señal-ruido en los reflectores profundos. abajo). que oscila entre '2 y 60 Hz. EI'mejoramiento del ancM de banda asociado con la adquisición por encima y por debajo puede observarse en una comparación de los espectros de amplitud.] 41 . 7 (Julio de 20041: 35-39. En la ventana somera por encima del 63 Hz. de 2.961. Bastia R y Guha D: "Prospect Hunting Below Verano de 2007 70 O 10 20 30 40 50 Frecuencia. no.7 a 5. por debajo del basalto.35 Su alta velocidad sísmica curva Ventana de análisis profunda. [Adaptado de Hill et al. de 4. podía incrementarse una ventana profunda de los col'\iuntos de datos con el método de adquisición por encima y por debajo para obtener un ancho de banda de 2 a obtenidos con el método por encima y por debajo (abajo). arriba a la derecha).7 segundos O 20 dB los rayos e impide la penetración de toda la energía sísmica salvo la de frecuencia más baja. 1° de noviembre and Data Processing: The Next Quantum Leap in Seismic Technology?" Firsl Break 24. mientras que el ancho de banda de los datos convencionales varía de 5 a 37 Hz. en muchas ápeas sigue siendo un obstáculo para la exploración de hidrocarburos. Combe e L y Bacon J: "Imaging Beneath Basalt Deccan Basal!: Imaging Challenges and Solutions. en el Oeste de las Islas Shetlands. 37. con respecto a la imagen que podía producirse a partir de una configuración de adquisición con una sola fuente y un solo cable sísmico. Combee L y Bacon J: "Over/Under Acquisition 36. Esto permite la interpretación de nidos con el método por encima y por debajo poseen una frecuencia pico más baja que los la estructura sub-basáltica con un mayor grado de seguridad. Hill et al. por debajo del basalto. 30 40 50 Frecuencia. Luego del éxito de estas pruebas.imagen ascendente migrada. en una ventana que abarca de 2. Elmayor ancho de banda y la mayor separación existente entre la señal (azully los niveles de ruido (negro! ayudan a producir imágenes de mayor resolución con una penetración más profunda. los datos obte- sultados igualmente positivos. 20 Firsl de los datos obtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo (extremo superior izquierdo) con respecto a los datos del levantamiento convencional (extremo inferior izquierdo!.0 segundos nes a través del mismo. También conocida como el Oeste de las Shetlands. 35. 5 (Mayo de 20061: 55-61. Las dos profundidades de la fuente fueron de 12 y 20 m [39 y 66 pies]. El basalto es un medio altamente atenuante y. referencia 34 (Junio de 2006). no. En el año 2005. y las condiciones climáticas pueden ser rigurosas. Hz 70 Comparación de los espectros de amplitud de la señal y el ruido derivados de los datos obtenidos con la técnica de adquisición por encima y por debajo (extremo superiod y los datos adquiridos en' forma convencional (extremo inferiod. En general. al Este de las Islas Faroe. En la ventana profunda.0segundos. Moldoveanu et al. extraídos de uJ¡laventana somera y dan una mejor delineación con la tecnología de imágenes sísmicas que pueden ver a través de las capas de basalto que oscurecen la estructura subyacente. Calgary (6 al11 de agosto de 2000): 53-56. la imagen obtenida con el método por encima y por debajo muestra una informaéión de baja frecuencia mucho más rica por debajo del basalto (página anterior. Una comparación de las imágenes someras muestra que el método de adquisición por encima y por debajo produce fre- banda y más separación entre la señal y el ruido. los datos obtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo (extremo superior derecho! muestran un pico en una frecuencia más baja que los datos convencionales (extremo inferiorderecho). obtenible con la adquisición convencional. no." Resúmenes Expandidos.34 El tirante de agua en el Canal Faroe-Shetlandexcede los 1.300 pies]. 6. Kumar D. algunas áreas prospectivas aguar- En comparación con la imagen obtenida con el levantamiento convencional. con re- cuencias suficientemente altas como para crear imágenes de los objetivos más someros. se efectuó un levantamiento de 173 km2 [67 mi2] con cuatro pares de cables sísmicos colocados por encima y por debajo. y el cable sísmico ubicado "por encima. Comparando el contenido de la señal a mayor profundidad.9 a 4. Moldoveanu N: "Source Array for Use in Marine Seismic Exploration." World 0i/227. si bien se han propuesto numerosos métodos basalto. las frecuencias bajas de pene- datos adquiridos en forma convencional. 34. esta región marina del Reino Unido ha experimentado un nivel significativo de éxito exploratorio (página anterior. estos datos exhiben un ancho de banda de la señal. Elanálisis espectral de los datos someros. Además. Los datos obtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo exhiben un ancho de banda de la señal que abarca de 2 a 60 Hz. estos datos poseen mayor ancho de tración profunda no se generan a expensas de las frecuencias altas. Las imágenes migradas resultantes demostraron que la extensión aparentemente pequeña geofísicos para mejorar la generación de imáge- Ventana de análisis somera. la combinación de fuentes colocadas por encima y por debajo y de la imagen migrada desde la fuente superior sola.36 El objetivo del levanta- -40 miento era mejorar la imagen de la estructura sub-basáltica. 20 y 30 m [66 y 98 pies]. Hz 1\ Moldoveanu N: "Vertical Source Array in Marine Seismic Exploration. donde puede verse la eliminación de las frecuencias.284. mientras que los datos convencionales contienen una señal de 5 a 37 Hz. y al Oeste de las Islas Shetland.9a 4. La técnica de adquisición por encima y por (lebajo también ha sido probada en 3D. Chevron decidió aplicar la tecnología de cables sísmicos y fuentes colocados por encíma y por debajo en un proyecto grande implementado en el Noreste del Atlántico.000m [3. de 2005. referencia 34 (Mayo de 20061. Hill D. Hill D." a 12 m.3) En este caso. la embarcación WesternPride concluyó en esta área un levantamiento regional 2D adquirido con el método de adquisición por encima y por debajo. El experimento 3D demostró que el ancho de banda de 3 a 55 Hz. referencia 27. Sin embargo. en un play subsalino del Golfo de México. y las dos profundidades del cable sísmico. demuestra el mayor ancho de banda Using an Dver/Under Towed-Streamer Configuration. obtenida a partir de fue considerada equivalente a lo que se habría registrado en el levantamiento convencional. 6 (Junio de 20061: 81-95." a 20 m. tanto para la señal como para el ruido." Patente de EUA No." Break 22. La combinación de la fuente colocada "por encima. -40 10 33.
Luego del descubrimiento del Campo Lobina. o al11 de noviembre de 2005. la eje- ción en los campos Lobina y Arenque (arriba. Estos resultados indicaron que la localización propuesta para el Pozo S. tales como el área marina de África Occidental.. Pemex necesitaba un levanta- somero.Correlación entre el producto de la porosidad por la altura. Mediciones obtenidas de los registros Mediciones sísmicas 20 15 o 10 el. La porosidad de los carbonatos como objetivo Los carbonatos plantean otro desafío para las imágenes sísmicas 3D. referencia 38. Al igual que los basaltos. Moldoveanu N. La volumetría de porosidad derivada de la sísmica mostró la arquitectura interna de las mejores unidades prospectivas y permitió a Pemex optimizar las localizaciones de perfora- la izquierda). Salter R. El método de adquisición por encima y por debajo se muestra prometedor para crear imágenes por debajo y en el interior de los carbonatos y en otras regiones potencialmente salinas." World Oi1227. en el Campo Arenque. Gillespie D. Gillespie D. por motiws similares.apas y de alta velocidad. Los nombres de los horizontes guía se exhiben a la izquierda. en primer lugar. más en sí son c. El Campo Lobina se encuentra adyacente al Campo Arenque. La baja resolución traza. Offshore Mexico:' presentado en la Exposición Internacional y en la 75a Reunión Anual de la SEG. referencia 38. Shelander D. traza por miento 3D de alta resolución 42 para evaluar acústica se convirtieron en secciones de porosidad. En el Mar de Barents. Los otros pozos se indican con líneas negras..30 25 E "i::. 3 (Marzo de 2000): 57-oo. Las capas carbonatadas término. un objetivo carbonatado Cretácico. Por lo tanto. Beller M. Estos resultados aumentan la confiabilidad en los valores de porosidad obtenidos por métodos sísmicos. La inversión de los datos sísmicos apilados permitió a los geofísicos obtener una medida cuantitativa de la impedancia acústica. con el producto de la porosidád por la 38. Flack B. Pineda F y Camara J: "The Impact of High-Resolution Seismic Data on Carbonate Reservoir Description. (Adaptado de Salter et al. utilizando el sistema Q-Marine. ro -o"ro -o . encontraría altas porosidades en el carbonato inferior. la sal que aflara en el fondo marino crea un alto contraste de impedancia acústica que atenúa la energía sísmica. lo que permite que Pemex optimice las localizaciones de los pozos de desarrollo. tes para mapear las capas prospectivas clave. derivada de los pozos. (Adaptado de Salter et al. La codificación en color destaca las zonas de alta porosidad en dos yacimientos carbonatados. Shelander D. computado en diversos pozos. ubicadas entre 30 y 80 m [100 y 260 pies] de profundidad. a preservar las amplitudes verdaderas para obtener cución del levantamiento de 320 km2 [124 mi2] fue concluida en sólo dos meses. El objetivo era identificar zonas de alta porosidad en dos capas carbonatadas. Beller M. frente al valor máximo de 30 Hz registrado en 1996. las secciones sísmicas de impedancia las propiedades de los yacimientos por inversión. la alta porosidad produce una reducción marcada de la clasificar las localizaciones de perforación potenciales. se implementó un nuevo levantamiento. En el área marina de la India. registrando hasta 60 Hz. Oilfield Review .) mejorada de los yacimientos. el fondo marino duro y el basalto profundo dificultaron en el pasado la generación de imágenes. planteaban desafíos de diseño. y el obtenido de la interpretación de mediciones efectuadas en los pozos. Salter R. una caliza de edad Jurásico. o . elevando la prioridad de este pozo. no. un descubrimiento de 1968 que también se beneficiaría con la descripción velocidad sísmica. El incremento del contenido de frecuencia mejoró significativamente la capacidad de los intérpre- sus altas velocidades sísmicas curvan los rayos. sin embargo. González Pineda F y Camara Alfara J: "Using High-Resolution Seismic for Carbonate Reservoir Description.. Más recientemente. lo que oculta tanto su propia estructura interna como la estructura interna de las formaciones subyacentes. I A. comparado con el levantamiento de 1996. El mapeo de la porosidad máxima entre el tope y la base del yacimiento permitió a Pemex calcular el volumen de puntos óptimos. y en segundo ocurrido en el año 2003 en el área marina del Noreste de México. 39. derivado de la inversión de los datos sísmicos. En este ejemplo. En general.39Después de la calibración con las impedan- causada por el contenido de frecuencia insuficiente limitaba la utilidad de un levantamiento 3D de 1996. utilizando una relación entre la impedancia acústica y la porosidad.38 Las obstrucciones y las aguas someras. A Sección de porosidad producida mediante la inversión calibrada con datos del pozo de los datos sísmicos Q-Marine en los campos Arenque y Lobina del área marina de México. el producto de la porosidad por la altura derivado de las mediciones sísmicas (púrpura) se ajusta con el calculado de los registros (azul!. la alta porosidad del yacimiento inferior hizo que éste fuera un objetivo de alta prioridad.¡.) del ancho de banda produjo resultados significativos en las imágenes de las reflexiones presentes por debajo y en el interior de la sal. Houston. se efectuaron levantamientos con el método por encima y por debajo en otros lugares. El procesamiento inicial indicó que el nuevo levantamiento duplicaba la frecuencia registrada máxima. en la localización propuesta para el Pozo B del Campo Arenque. pero en ciertas zonas. La comparación del producto de la porosidad por la altura. a la derecha). Flack B. Moldoveanu N. Otra forma de priorizar las localizaciones de perforación potenciales es a través de la comparación del producto de la porosidad por la altura total de los intervalos prospectivos (arriba. diseñado para captar un mayor ancho de banda y cias acústicas obtenidas de los registros sónicos y de densidad de 40 pozos del área del levantamiento.
ha ayudado a iluminar las estructuras profundas que previamente permanecían ocultas. han sido caracterizados ulteriormente mediante levantamientos 3D adicionales diseñados para identificar localizaciones de pozos de desarrollo óptimas. muestra una buena correlación. El procesamiento completo de los datos de cobertura azimutal amplia está avanzando y se espera que mejore significativamente los resultados. los geofísicos esperan extraer más beneficios de los levantamientos WAZy RAZ. Los resultados de porosidad. y la generación de imágenes de los datos de entrada óptimos para las rutinas de inversión sísmica diseñadas para obtener las propiedades de los yacimientos. tales como los levantamientos con cobertura azimutal amplia y con cobertura azimutal rica. Estos levantamientos producen un incremento de la relación señal-ruido y una iluminación mejorada del yacimiento. optimizar la ubicación de pozos y acelerar los programas de desarrollo. produjo petróleo a razón de 2. con la porosidad La reducción medida en el pozo del riesgo en las operaciones de perforación de desarrollo constituye cación en la que los datos sísmicos calidad desempeñan un rol esencial. muestran una excelente correlación (derecha).) 1\ ción y experimentación posteriores. La capacidad de adquirir datos sísmicos de alta fidelidad con la tecnología de sensores unitarios garantiza que las compañías cuenten con existe anisotropía. y muestra buena correlación con los valores de porosidad derivada de la sísmica en ambos yacimientos. ubicada justo por debajo del horizonte guia Jsa (punto azul-verde). Otros beneficios potenciales son los modelos de velocidad mejorados para la generación de imágenes. especialmente donde investigadores están investigando incluso otras formas de disposición de los cabJes sísmicos para la tecnología de adquisición por encima y por debajo de próxima generación. a medida que los métodos de adquisición sísmica de superficie-tales como la técnica de adquisición por encima y por debajo-incrementan el contenido de baja frecuencia de la señal. Utilizando el atributo de porosidad por altura y los mapas de porosidad máxima. la inversión sísmica podrá resultar de utilidad en áreas alejadas de los pozos existentes. por encima y por debajo. desafío futuro para el método de adquisición por encima y por debajo. la mejor caracterización de los yacimientos fracturados. mediante la aplicación de procesos de atenuación de múltiples y un modelo de velocidad optimizado para la generación de imágenes. Los ejemplos de este artículo demuestran las mejoras que posibilita el procesamiento básico solamente. El Pozo B apuntó como opjetivo a la zona de alta porosidad del carbonato inferior (naranja y amarillo). A través de la aplica- Verano de 2007 Resultados de los registros corridos en el Pozo B del Campo Arenque. terísticas de las rocas y los fluidos. que revolucionó la exploración en la década de 1990. referencia 38. La codificación en color indica la porosidad derivada de los datos sísmicos en dos yacimientos carbonatados. Un. (Adaptado de Salter et al.000 bbVd [318 m3/d] en las pruebas. los estudios geomecánicos en torno a las localizaciones de pozos de aguas profundas. Pemex redujo la prioridad de dos localizaciones asignó mayor prioridad de perforación y a otras dos localizaciones. en las localizaciones de pozos. descubrirán no sólo más petróleo y gas sino cómo utilizar los datos sísmicos para reducir el riesgo. es el remolque de más cables sísmicos. reemplazar las reservas. Esto permite que los intérpretes observen el interior de los ya- de los peligros de perforación El mejoramiento del ancho de banda de la señal y la tasa de penetración que trae aparejado el método de remolque de cables sísmicos y fuentes alineados verticalmente. Los nuevos métodos de adquisición que mejoran la cobertura azimutal. tales como la extensión a la exploración de carbonatos y estructuras sub-basálticas. Cuando los datos 3D son de calidad superior. La porosidad calculada de los registros de pozos se proyecta a lo largo de la trayectoria del pozo.r I altura computado a partir de los datos sísmicos. Los resultados sísmicos estuvieron disponibles a tiempo para que un equipo de perforación que se dirigía a una localización fuera desviado hacia otra localización preferida. constituyen una mejora radical en los ambientes sub salinos complejos. -LS 43 . campos que fueron descubiertos con la una aplide alta Muchos ayuda de levantamientos 2D o 3D de exploración. reducir los costos de descubrimiento. de Unfuturo rico El Jevantamiento marino de sísmica 3D básico. A medida que más compañías obtenga'n el fruto de los avances producidos recientemente en la tecnología de sísmica marina.000 bbl/d. pueden utilizarse para mapear las propiedades presentes en los yacimientos. No obstante. algunas embarcaciones de WesternGeco pueden remolcar ocho pares. Los impedancia acústica. incrementando la seguridad en los planes perforación de pozos de relleno. el pozo produjo petróleo a un régimen de 2. obtenidos por métodos sísmicos. El Pozo B del Campo Arenque. la porosidad y otras carac- cimientos y determinen dónde ubicar los pozos de desarrollo con más seguridad. pero esto aún no se ha intentado. tales como la alta resolución someros. las embarcaciones han remolcado cuatro pares de cables sísmicos. La técnica constituye una solución geofísica viable para incrementar la resolución y el contenido de baja frecuencia en las áreas en las que los métodos sísmicos convencionales fallan. Teóricamente. por lo que la comparación constituye una prueba excelente de la capacidad cualitativa de la inversión. Estos pozos no se utilizaron en la inversión de los datos sísmicos para obtener la porosidad. En levantamientos recientes. perforado con los resultados de porosidad derivados de la sísmica como guía. ha avanzado en muchos sentidos. Durante las pruebas. perforado para explotar la zona de alta porosidad identificada mediante la inversión de los datos sísmicos. disminuir el número de pozos de desarrollo.
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