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Timestamp: 2017-07-24 16:04:21+00:00

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REDUCCION RIEZGO EXPLORACION PETROLEO OILFIELD REVIEW schlumbergerUploaded by Julian De Bedout OrdoñezRelated InterestsReflection (Physics)MexicoPetroleumEarthquakesWavesRating and Stats0.0 (0)Document ActionsDownloadShare or Embed DocumentEmbedDescription: ARTICULO QUE ENSEÑA COMO REDUCIR EL RIEZGO EXPLORATORIO EN LA BUSQUEDA DE PETROLEO PUBLICADO POR LA EMPRESA schlumbergerView MoreARTICULO QUE ENSEÑA COMO REDUCIR EL RIEZGO EXPLORATORIO EN LA BUSQUEDA DE PETROLEO PUBLICADO POR LA EMPRESA schlumbergerCopyright: Attribution Non-Commercial (BY-NC)Download as PDF, TXT or read online from ScribdFlag for inappropriate contentReducción del riesgo exploratorioJosé Camara Alfaro Pemex Tampico, México Chris Corcoran Shell Exploration and Production Houston, Texas, EUA Kevin Davies Chevron Londres, Inglaterra Francisco González Pineda Pemex Reynosa, México Gary Hampson Chevron San Ramón, California, EUA David Hill Gatwick, Inglaterra Mike Howard BHP Billiton Houston, Texas Jerry Kapoor Nick Moldoveanu Houston, Texas Ed Kragh Cambridge, Inglaterra
Con el incremento de la demanda energética y la producción de los campos maduros en declinación, las compañías de petróleo y gas están expandiendo sus actividades de exploración a áreas cada vez más desaﬁantes; aguas profundas, debajo de estructuras salinas y basaltos, y yacimientos carbonatados. Estos ambientes a menudo producen imágenes sísmicas sombrías; sin embargo, la moderna tecnología de sísmica marina ahora puede proporcionar resultados de alta calidad para reducir el riesgo en estos ambientes.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Robert Balaguer y Mario Kieling, Río de Janeiro; Andy Coutts, Patricia Marçolla, Raúl Terán y David Wilson, Houston; Alberto De Anda, Ciudad de México; Richard Harding, BHP Billiton, Houston; y Richard Salter, Kuala Lumpur. Q-Fin y Q-Marine son marcas de Schlumberger.
La exploración en busca de petróleo y gas es un negocio riesgoso. Los levantamientos de sísmica 3D, probablemente, han hecho más aportes que cualquier otra tecnología moderna para mitigar esta realidad, incrementando la probabilidad de éxito de las operaciones de perforación. En las décadas de los años 1970 y 1980, antes de la utilización de los levantamientos 3D, el índice de éxito de las operaciones de perforación de pozos exploratorios en EUA era de aproximadamente 25%. Cuando las compañías de E&P comenzaron a utilizar los levantamientos 3D en forma generalizada, el índice de éxito de los pozos exploratorios se incrementó hasta alcanzar casi un 50% en el año 2005, y para los pozos de desarrollo, ese índice llegó al 88%.1 Si bien los avances registrados en otras tecnologías, tales como perforación, LWD, visualización y envío de datos en tiempo real, también han contribuido al logro de estos índices de éxito, los exploracionistas atribuyen el mayor impacto a los métodos de sísmica 3D. Si bien las aplicaciones de sísmica 3D condujeron a un mejoramiento del éxito general de las operaciones de perforación de pozos exploratorios, en ciertas situaciones el índice de éxito sigue siendo bajo. Por ejemplo, en el año 2006, de 119 pozos de exploración perforados en aguas profundas del Golfo de México—a profundidades de agua de más de 300 m [1,000 pies]—sólo 11 fueron descubridores.2 Este índice de éxito del 10% es típico de las operaciones de perforación exploratoria en aguas profundas del Golfo de México de la última década.3 Con un costo por pozo de aguas profundas de hasta US$ 100 millones, no sorprende que las compañías de petróleo y gas procuren hallar maneras de reducir el número de pozos secos. Muchas compañías consideran inaceptable el nivel de riesgo actual. Entre 1996 y 2000, las compañías operadoras adquirieron 3,000 concesiones en el Golfo de México, de las cuales sólo se perforó el 8%.4 En virtud de que la gran demanda de equipos de perforación impedirá que los costos de perforación disminuyan en el futuro cercano, los operadores aguardan avances tecnológicos adicionales para incrementar su probabilidad de éxito. 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, no siempre son adecuados para la exploración en aguas profundas y en otras áreas problemáticas, tales como debajo de fondos marinos duros, o debajo de capas salinas, basálticas y carbonatadas. 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-
Tahiti S A L
Shenzi Mad Dog Puma
150 millas 150
> Descubrimientos subsalinos recientes en el Golfo de México, que contienen miles de millones de barriles de petróleo.
ciones del subsuelo. Además, el ruido causado por los reﬂectores cercanos a la superﬁcie puede enmascarar las señales débiles que retornan desde las formaciones profundas. Las imágenes de áreas prospectivas subsalinas de aguas profundas han sido particularmente difíciles de generar correctamente. Si bien en la última década se descubrieron numerosos campos petroleros en el Golfo de México utilizando tecnología de sísmica 3D—Atlantis, Mad Dog, Neptune, Puma, 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). En algunos casos, la calidad de los datos sísmicos puede haber servido para los propósitos de exploración, pero quizás no sea suﬁcientemente buena para crear modelos precisos para el desarrollo de los yacimientos. 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. Este artículo explica cómo las nuevas
1. Crude Oil and Natural Gas Exploratory Wells (Pozos Exploratorios de Petróleo Crudo y Gas Natural), Selected Years (Años Seleccionados) 1949–2005, http://www.eia.doe.gov/emeu/aer/pdf/pages/sec4_13.pdf (Se accedió el 25 de febrero de 2007). Crude Oil and Natural Gas Exploratory and Development Wells (Pozos Exploratorios y Pozos de Desarrollo de Petróleo Crudo y Gas Natural), Selected Years (Años Seleccionados) 1949–2005, http://www.eia.doe.gov/ emeu/aer/pdf/pages/sec4_11.pdf (Se accedió el 25 de febrero de 2007). Farris A: “Guest Editorial: Emerging Technology and Its Impact on the Industry,” JPT Online (Octubre de 2006), http://www.spe.org/spe/jpt/jsp/jptmonthlysection/ 0,2440,1104_11038_5742058_5742529,00.html (Se accedió el 26 de febrero de 2007). 2. Paganie D: “Deepwater GoM Key with 50 Bboe of Undiscovered Reserves,” Offshore 67, no. 1 (Enero de 2007): 46,
prácticas relacionadas con la adquisición de levantamientos y el análisis de datos están mejorando la información obtenida con los levantamientos marinos de sísmica 3D. Describimos las innovaciones en materia de iluminación sísmica, posibilitadas a través de la investigación de los objetivos sísmicos desde diversos ángulos y analizamos las nuevas conﬁguraciones de fuentes y receptores, alineadas verticalmente, que están incrementando la calidad de la señal sísmica en áreas en las que resulta difícil obtener representaciones del subsuelo. Los avances producidos en materia de representación del subsuelo también han ayudado a reubicar los pozos de desarrollo en un yacimiento carbonatado marino y en un campo de petróleo pesado de aguas profundas. Algunos ejemplos del Golfo de México, el Oeste de las Islas Shetlands, y el área marina de México demuestran cómo las mejoras en la tecnología de sísmica marina están reduciendo el riesgo de perforación. Levantamientos marinos de sísmica típicos Un levantamiento marino de sísmica 3D típico es adquirido con una embarcación que remolca una serie de fuentes sísmicas, constituidas por cañohttp://www.offshore-mag.com/display_article/283060/9/ ARCHI/none/none/Deepwater-GoM-key-with-50-Bboeofundiscovered-reserves/ (Se accedió el 29 de marzo de 2007). 3. “Deepwater Gulf of Mexico 2006: Interim Report of 2005 Highlights,” Departamento del Interior de EUA, Servicio de Administración de Minerales, Región OCS del Golfo de México, http://www.gomr.mms.gov/homepg/whatsnew/ techann/2006/2006-022.pdf (Se accedió el 27 de febrero de 2007). “Deepwater Gulf of Mexico 2005: Interim Report of 2004 Highlights,” Departamento del Interior de EUA, Servicio de Administración de Minerales, Región OCS del Golfo de México, http://www.gomr.mms.gov/homepg/whatsnew/ techann/2005/2005-023.html (Se accedió el 27 de febrero de 2007). 4. Paganie, referencia 2.
nes de aire, y cables sísmicos marinos o cables instrumentados con receptores. La embarcación “navega” en una dirección predeterminada por encima de un objetivo del subsuelo, 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, hasta haber registrado el número de trazas sísmicas requeridas (abajo). Los estándares actuales de la adquisición sísmica han evolucionado, pasando del remolque de un solo cable sísmico marino en la década de 1970, con tiempos de espera de 10 minutos entre los puntos de disparo con dinamita, a las operaciones altamente eﬁcientes de los levantamientos modernos.5 Ahora, las embarcaciones remolcan simultáneamente entre ocho y diez cables sísmicos, separados por una distancia de 50 a 150 m [160 a 490 pies]. Cada cable sísmico puede tener
entre 6 y 8 km [4 y 5 millas] de longitud. La fuente consiste de un conjunto de 12 a 18 cañones de aire y puede ser disparada cada 10 a 20 segundos. Estos valores generales son válidos para muchos levantamientos 3D, pero los parámetros de adquisición exactos variarán según el plan del levantamiento, que equilibra los objetivos geofísicos con las restricciones económicas.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 somera— menos de 8 m [26 pies]—permite preservar mejor el contenido de alta frecuencia de la señal sísmica, pero afecta el contenido de baja frecuencia y además incrementa el ruido producido por el oleaje y las condiciones climáticas. El remolque a mayor profundidad permite retener mejor el contenido de baja frecuencia, incrementando de ese modo la profundidad de penetración, pero
a expensas de sacriﬁcar el contenido de alta frecuencia. La profundidad de remolque habitual para los cables sísmicos marinos es de menos de 10 m [33 pies]. Para la determinación de la profundidad de remolque de la fuente se deben tener en cuenta compensaciones similares. Los conjuntos de cañones de aire son remolcados habitualmente a una profundidad de entre 5 y 10 m [16 y 33 pies], dependiendo del ancho de banda de frecuencias requerido. Otro aspecto del proceso de adquisición sísmica marina típico es la recolección de las señales de un grupo de receptores para formar una sola traza registrada. Los cables sísmicos estándar arrastran cientos de grupos de receptores de 12 a 24 hidrófonos, espaciados entre 0.5 y 1 m [1.6 y 3.3 pies] uno respecto del otro, que alimentan un canal de registro único. En principio, la suma de las trazas para formar un grupo antes de efectuar el registro mejora la relación
Red posterior
Fuente Cable sísmico Hidrófono Brújula Flotación Giróscopo
> Adquisición de un levantamiento marino de sísmica 3D típico. Una embarcación que remolca fuentes y cables receptores navega por encima del objetivo, en una dirección especiﬁcada por el plan del levantamiento (extremo inferior). La longitud de cada enlace incluye una distancia adicional para permitir que el cable sísmico se enderece después de cada viraje. El objetivo se subdivide en “celdas” o áreas pequeñas que son tratadas como puntos de reﬂexión con el ﬁn de procesar los datos. La mayoría de los proyectos sísmicos marinos adquieren datos con una cobertura azimutal que depende del desplazamiento, o la distancia entre la fuente y el receptor. El azimut (extremo superior) es el ángulo formado, en el conjunto de fuente, entre la línea de navegación y la dirección con respecto a un receptor dado. Para algunos receptores cercanos a la parte delantera de los cables sísmicos, los desplazamientos son cortos y los azimuts son grandes, pero dado que la longitud de los cables sísmicos es mucho más grande que el ancho cubierto por los cables, la mayoría de los rayos sísmicos viaja con un azimut pequeño o casi paralelo a la línea de navegación.
señal-ruido. 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. Las dos ventajas principales de este conjunto de fuentes y receptores son la eﬁciencia de adquisición de datos en la mayoría de los objetivos del subsuelo—la 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. Las desventajas se vuelven claras cuando se realizan levantamientos en áreas problemáticas o bajo circunstancias no tan óptimas. Las imágenes pueden ser tenues o imposibles de interpretar. El ruido generado en los cables sísmicos por las condiciones climáticas y el estado del mar, puede contaminar el registro sísmico en todos los niveles . Para complicar aún más las cosas, las plataformas y demás estructuras marinas pueden obstruir el trayecto de las embarcaciones sísmicas, creando discontinuidades en la cobertura que deben ser compensadas con disparos y tiempo de levantamiento adicionales. Y la alineación estrecha entre los conjuntos de fuentes y receptores limita la cobertura azimutal, lo que signiﬁca que el yacimiento es iluminado desde una dirección solamente.7 El sistema de sísmica Q-Marine que incorpora sensores unitarios calibrados, introducido en el año 2000, ha superado varias de estas limitaciones.8 En lugar de registrar señales provenientes de la formación de grupos analógicos, el sistema Q-Marine registra señales de receptores individuales. Esta característica mejora el muestreo espacial tanto del ruido como del campo de onda deseado, lo que se traduce en diversas ventajas con respecto al método de adquisición convencional. Los levantamientos Q-Marine han ampliado el ancho de banda en un valor promedio del 40%, en comparación con la tecnología de formación de grupos analógicos, incrementando de este modo la resolución de las imágenes sísmicas. El ruido del cable sísmico puede muestrearse adecuadamente, permitiendo que las técnicas de procesamiento de señales sísmicas lo supriman sin dañar el ancho de banda de la señal. Esto permite adquirir datos sísmicos de alta calidad, incluso en condiciones climáticas adversas, reduciendo de este modo el tiempo inactivo relacionado con el clima. Las mejoras adicionales, tales como la disponibilidad de fuentes repetibles y calibradas, y la capacidad para posicionar y orientar los cables sísmicos con alta precisión y repetibilidad, se han traducido en representaciones de subsuelo de mayor resolución. No obstante, en ciertas áreas, aún se requieren mejoras adicionales.
Reflexión primaria
Reflexión fantasma
Múltiples cercanas a la superficie
Múltiple de trayecto largo
> Reﬂexiones múltiples o múltiples. Después de dejar la fuente, la energía sísmica se puede reﬂejar varias veces antes de arribar al receptor. A diferencia de las otras, la múltiple fantasma viaja en forma ascendente antes de reﬂejarse. La energía de las múltiples agrega ruido a los registros sísmicos.
Nuevas direcciones en levantamientos marinos La mayoría de los levantamientos marinos de sísmica—incluyendo los levantamientos Q-Marine— adquieren datos a lo largo de corredores que incluyen una cobertura azimutal estrecha, y por ende iluminan el objetivo esencialmente desde una dirección. Si todas las capas del subsuelo fueran planas y uniformes, los levantamientos con cobertura azimutal estrecha proporcionarían imágenes adecuadas. No obstante, en las áreas de interés de la industria de E&P, los objetivos del subsuelo y de los estratos de sobrecarga rara vez son planos y uniformes. En estos casos, la desventaja de la iluminación con cobertura azimutal estrecha puede demostrarse por analogía. Si se dirige un rayo de luz sobre un paisaje irregular se producen sombras detrás de las montañas y dentro de las depresiones. Pero, si la luz es dirigida desde una dirección diferente, las áreas que se encontraban en sombra se iluminan. Si bien estos levantamientos se conocen como levantamientos con cobertura azimutal estrecha, la mayoría de los levantamientos marinos adquieren datos sísmicos con rangos de azimut que dependen del desplazamiento o distancia entre fuentes y receptores. Para algunos desplazamientos cortos, el rango de azimut puede ser amplio, pero para la mayoría de los desplazamientos, los azimuts caen dentro de un rango estrecho—de aproximadamente 10° a ambos lados de la línea de navegación. Dado que las trazas con cobertura azimutal amplia y desplazamientos cortos no son adquiridas en gran número, no contribuyen demasiado a la imagen computada utilizando el procesamiento estándar. Por lo tanto, un objetivo cubierto con un levantamiento de este tipo es iluminado básicamente por los rayos provenientes de una
cobertura azimutal estrecha, lo que genera una relación señal-ruido deﬁciente y una resolución sísmica subóptima. 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.9 Incrementando el número de trazas por celda, es posible mejorar la relación señal-ruido. Un tipo especial de ruido que invade todos los levantamientos de sísmica se conoce con el nombre de “múltiple.” Las múltiples son reverberaciones presentes entre las interfaces con altos contrastes de impedancia acústica, como sucede entre la superﬁcie del mar y el fondo del mar, o entre la superﬁcie terrestre y la base de una capa de roca no consolidada (arriba). Aparecen en una sección sísmica como arribos posteriores y, por ende, son fáciles de confundir con reﬂexiones profundas. Dado que las múltiples poseen velocidades que pueden ser más lentas, iguales, o más rápidas que la de la señal deseada, son difíciles de suprimir a través del ﬁltrado y el apilamiento.10 Los esfuerzos signiﬁcativos realizados para eliminar múltiples
5. “Why Norwegian Seismic Is Still Running in Anders Farestveit’s Direction,” First Break 24 (Diciembre de 2006):11–14. 6. Vermeer GJO: 3–D Seismic Survey Design. Tulsa: Sociedad de Geofísicos de Exploración, 2002. 7. Azimut es el rumbo entre la fuente y el receptor. 8. Christie P, Nichols D, Özbek A, Curtis T, Larsen L, Strudley A, Davis R y Svendsen M: “Elevación de los estándares de calidad de los datos sísmicos Oilﬁeld Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 16–31. 9. Una celda (bin) es el área de la superﬁcie del objetivo, habitualmente de 25 m por 25 m [82 pies por 82 pies], a la que se asignan las trazas sísmicas de acuerdo con su punto medio común (CMP). 10. Apilamiento (stacking) es la suma de las señales sísmicas y se realiza para mejorar la relación señal-ruido.
Cobertura azimutal estrecha
Cobertura azimutal múltiple
Cobertura azimutal amplia
Cobertura azimutal rica
Azim ut
> Geometrías de adquisición tradicionales y nuevas (extremo inferior) y gráﬁcas de distribución por azimut y desplazamiento (extremo superior). Una forma de graﬁcar la distribución por azimut y desplazamiento es a través de un “diagrama de roseta.” El número de trazas registradas en una pareja de azimutdesplazamiento en particular se graﬁca en color, correspondiendo el desplazamiento a la distancia desde el centro y el azimut, al ángulo con respecto a la parte superior del círculo. Los colores varían del púrpura y el azul oscuro para un número escaso de trazas, al verde, el amarillo y el rojo para un número de trazas considerable. De izquierda a derecha: los levantamientos marinos tradicionales se adquieren en un azimut y producen datos con una distribución por azimut y desplazamiento estrecha. Los levantamientos con cobertura azimutal múltiple se adquieren en múltiples direcciones, y poseen distribuciones por azimut y desplazamiento agrupadas a lo largo de los azimuts asociados con las líneas de navegación del levantamiento. 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. Los levantamientos con cobertura azimutal rica combinan los conceptos y las ventajas de los levantamientos con cobertura azimutal múltiple y con cobertura azimutal amplia. (Adaptado a partir de Kapoor et al, referencia 21.)
relacionadas con la superﬁcie (SRME) se tradujeron en técnicas de procesamiento que mejoran la calidad de los datos, pero el modelado ha demostrado que se pueden lograr mejoras superiores en la atenuación de múltiples mediante el incremento de la cobertura azimutal.11 La cobertura azimutal de un levantamiento puede incrementarse de distintas maneras. Una forma es repetir un levantamiento estándar, en uno o más azimuts, creando un levantamiento con cobertura azimutal múltiple (arriba). Los levantamientos con cobertura azimutal múltiple adquiridos de esta forma incrementan tanto el apilamiento (fold) como la cobertura azimutal. Un levantamiento de este tipo ha sido adquirido en el Delta del Nilo, en el Mar Mediterráneo.12 Levantamientos con cobertura azimutal amplia Otra forma de incrementar la cobertura azimutal en un corredor más amplio por encima del objetivo, 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). Los levantamientos con cobertura azimutal amplia requieren al menos dos embarcaciones fuente, además de la embarcación que remolca el o los cables sísmicos, y algunos
pueden adquirirse con embarcaciones múltiples para mejorar la eﬁciencia de la adquisición. El mejoramiento que aporta la adquisición de levantamientos WAZ a la iluminación de las estructuras subsalinas puede verse en un ejemplo de modelado en el que un objetivo horizontal plano, situado por debajo de una estructura salina compleja, es investigado mediante levantamientos con cobertura azimutal estrecha y amplia (próxima página). En el caso del levantamiento con cobertura azimutal estrecha, el número de aciertos o veces que la energía sísmica alcanza un punto en el objetivo, es en todas partes menor que en el caso de los levantamientos con cobertura azimutal amplia. En ambos casos, algunas porciones del objetivo nunca son alcanzadas por la energía, pero se observan menos desaciertos en el caso de los levantamientos de cobertura azimutal amplia. Además de este método de trazado de rayos básico, en los estudios de iluminación se utilizan técnicas de modelado de la ecuación de onda y por diferencias ﬁnitas. En el año 2001, en el sector noruego del Mar del Norte, BP y Petroleum Geo-Services (PGS) probaron el concepto de cobertura azimutal amplia, incluyendo un apilamiento alto y utilizando embarcaciones múltiples; en los levantamientos
previos se habían adquirido datos en direcciones múltiples.13 Los resultados del levantamiento de 2001 indicaron un mejoramiento de la atenuación del ruido con el incremento de la cobertura azimutal. Desde entonces, el método creció en complejidad y halló aplicación práctica. BP efectuó el primer levantamiento WAZ del Golfo de México con la contratista de servicios de sísmica Veritas, en el Campo Mad Dog, en los años 2004 y 2005.14 En el año 2006, 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 México.15 El área prospectiva se encuentra en un tirante de agua (profundidad del lecho marino) de 1,160 m [3,800 pies], y el pozo descubridor fue perforado hasta una profundidad total de 8,965 m [29,414 pies]. El propósito del diseño del levantamiento era satisfacer diversos objetivos aparentemente incompatibles: iluminación completa, supresión óptima del ruido y procesamiento fácil y económico. El logro de estos objetivos requería una cobertura azimutal amplia para iluminar los objetivos situados por debajo de la sal, un proceso de muestreo relativamente uniforme, la minimización de las
ineﬁciencias—tales como sobre-redundancia en el muestreo—y la consideración de las li mi taciones prácticas, tales como el número de embarcaciones disponibles para el levantamiento y el número de pasadas del cable sísmico. Existen cuatro parámetros críticos para el diseño de un levantamiento WAZ. El primero es el máximo desplazamiento en la dirección perpendicular a la dirección de la adquisición (crossline offset), que es la mayor separación entre la fuente y el receptor en la dirección perpendicular a la dirección de la adquisición, o la dirección del cable sísmico (inline). El segundo es el intervalo entre las líneas emisoras, que es la distancia entre las líneas emisoras adyacentes. El tercero y el cuarto son las dimensiones del levantamiento y el número de embarca ciones. El desplazamiento máximo en la dirección crossline y el intervalo entre las líneas emisoras son determinados a partir del modelado sintético y la migración de los datos sintéticos.16
11. Regone C: “Using 3D Finite-Difference Modeling to Design Wide Azimuth Surveys for Improved Subsalt Imaging,” Resúmenes Expandidos, 75a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns, (1° al 6 de octubre de 2006): 2896–2900. 12. Keggin J, Benson M, Rietveld W, Manning T, Cook P y Page C: “Multi-Azimuth 3D Provides Robust Improvements in Nile Delta Seismic Imaging,” First Break 25 (Marzo de 2007): 47–53. Michell S, Summers T, Shoshitaishvili E, Etgen J, Regone C, Barley B, Keggin J, Benson M, Reitveld W y Manning T: “Multi-Azimuth and Wide Azimuth Towed Streamer Acquisition for Subsalt Imaging in the Gulf of Mexico and Egypt,” artículo OTC 18829, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abril al 3 de mayo de 2007. 13. Widmaier M, Keggin J, Hegna S y Kios E: “The Use of Multi-Azimuth Streamer Acquisition for Attenuation of Diffracted Multiples,” Resúmenes Expandidos, 72a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Salt Lake City, Utah, EUA (6 al 10 de octubre de 2002): 89–93. Houllevigue H, Delesalle H y de Bazelaire E: “Enhanced Composite 3D Cube Derived from Multi-azimuth 3D Marine Acquisition,” Resúmenes expandidos, 61a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geociéntiﬁcos e Ingenieros, Helsinki, Finlandia (7 al 11 de junio de 1999). French WS: "Circular Seismic Acquisition System," US Patent No. 4,486,863 (4 de diciembre de 1984). 14. Threadgold IM, Zembeck-England K, Aas PG, Fontana PM, Hite D y Boone WE: “Implementing a Wide Azimuth Towed Streamer Field Trial: The What, Why and Mostly How of WATS in Southern Green Canyon,” Resúmenes Expandidos, 76a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns (1º al 6 de octubre de 2006): 2901–2904. 15. Corcoran C, Perkins C, Lee D, Cook R, Kapoor J y Moldoveanu N: “Wide-Azimuth Streamer Acquisition for Gulf of Mexico Subsalt Imaging,” artículo OTC 19071, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abril al 3 de mayo de 2007. Corcoran C, Perkins C, Lee D, Cattermole P, Cook R y Moldoveanu N: “A Wide-Azimuth Streamer Acquisition Pilot Project in the Gulf of Mexico,” The Leading Edge 26, no. 4 (Abril de 2007): 460-468. 16. Corcoran C, Perkins C, Lee D, Cattermole P, Cook R y Moldoveanu N: “Wide-Azimuth Streamer Acquisition for Gulf of Mexico Subsalt Imaging,” Resúmenes Expandidos, 76a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns (1º al 6 de octubre de 2006): 2910–2914.
25 20 15 10 5 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
> Efecto de la adquisición de levantamientos con cobertura azimutal estrecha y amplia sobre la iluminación de las estructuras subsalinas. Un cuerpo salino complejo pero realista (extremo superior), deﬁnido por su tope (dorado) y su base (rosa), sobreyace un horizonte al que se apunta como objetivo (púrpura). Las estructuras salinas se muestran en verde. Los puntos de disparo para ambos levantamientos se encuentran en el rectángulo negro. El mapa de aciertos de la adquisición del levantamiento con cobertura azimutal estrecha (centro) muestra el número de trazas que alcanzan el horizonte objetivo. El mapa de aciertos de la adquisición del levantamiento con cobertura azimutal amplia (extremo inferior) muestra más trazas sísmicas que llegan al horizonte objetivo, con menos áreas sin iluminación (blanco).
Pasada 4 Línea emisora 1 Pasada 1 Pasada 2 Pasada 3
Pasada 1 Línea emisora 2 Pasada 4
Pasada 1 Línea emisora 1 Pasada 4
> Adquisición del levantamiento con cobertura azimutal amplia de Shell. Con dos embarcaciones que actúan como fuentes duales, y una embarcación que remolca ochos cables receptores, se realizaron seis pasadas con desplazamientos variables para cada línea emisora (extremo superior). Para la primera pasada, la embarcación fuente anterior navegó a lo largo de la línea emisora, mientras que la embarcación que remolcaba los cables navegó con el cable sísmico más cercano a una distancia de 100 m. La embarcación fuente posterior navegó a 450 m de la línea emisora. Para la segunda pasada, las embarcaciones fuente repitieron la misma línea emisora, y la embarcación que remolcaba los cables realizó otra pasada con un desplazamiento de 1,400 m con respecto a la línea emisora original y una tercera pasada con un desplazamiento de 2,600 m. Las embarcaciones repitieron luego el patrón, al otro lado de la línea emisora (Pasada 4, Pasada 5 y Pasada 6). La combinación de esas seis carreras constituyó la adquisición de una línea emisora. Después de la adquisición de esa línea emisora, las embarcaciones pasaron a la línea emisora siguiente, con un desplazamiento de 900 m (extremo inferior izquierdo).
La iluminación del objetivo y la atenuación exitosa de múltiples son los criterios principales para la evaluación de los resultados del modelado, que deben incluir además el deterioro de la imagen causado por las discontinuidades creadas cuando los cables sísmicos evitan obstrucciones de superﬁcie, y la estela o desviación del cable sísmico, causada por la intensidad de las corrientes. Después de evaluar diversas geometrías de levantamiento, 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, para lograr un corredor efectivo de 1,200 m [3,937 pies].17 Una embarcación navegó al costado de la embarcación que remolcaba los cables, pero a una distancia de 100 m [328 pies] respecto del cable sísmico externo, mientras que la segunda embarcación fuente lo hizo detrás de los cables sísmicos, desplazada 450 m [1,476 pies] con respecto a la primera embarcación fuente (arriba). Luego, mientras las embarcaciones fuente repetían las mismas líneas emisoras, la embarcación que remolcaba los cables realizaba pasadas adicionales con desplazamientos de 1,400 m y 2,600 m [4,593 pies y
8,530 pies] respecto de la línea emisora original, repitiendo nuevamente esos desplazamientos, al otro lado de la línea emisora. Cada línea emisora fue adquirida seis veces. Una vez ﬁnalizada esta cobertura para una línea emisora, el proceso entero se desplazó 900 m [2,952 pies] hasta la línea emisora siguiente, y se reiteró. La gráﬁca de distribución por azimut y desplazamiento, para este levantamiento con cobertura azimutal amplia, exhibe una distribución mucho más amplia que la correspondiente a un levantamiento con cobertura azimutal estrecha (próxima página, arriba). Los datos de este levantamiento piloto con cobertura azimutal amplia fueron sometidos a un procesamiento inicial, que consistió únicamente en la atenuación del ruido coherente y la migración de registro de fuente común, utilizando un modelo de velocidad preexistente. 18 Este conjunto de datos, al que sólo se le aplicó el procesamiento básico, fue comparado con los datos de levantamientos con cobertura azimutal estrecha de WesternGeco, procesados en forma más completa, obtenidos de un levantamiento de múltiples clientes que cubría la misma área (próxima página, abajo).19 El procesamiento del levantamiento con cobertura azimutal estrecha incluyó la atenuación del ruido coherente, la
supresión de múltiples SRME y la misma migración utilizando la ecuación de onda que el levantamiento WAZ. Aún sin la supresión adicional de múltiples, el levantamiento WAZ produjo una imagen más clara de la estructura subsalina que el levantamiento con cobertura azimutal estrecha, lo que se tradujo en una conclusión más segura de que las reﬂexiones provenían de capas subsalinas en lugar de tratarse de múltiples. El mejoramiento de la claridad es más obvio en el lado izquierdo de la sección, donde los sedimentos se truncan contra la estructura salina de tipo quilla (salt keel), en la porción central de la sección. Los datos WAZ convencieron a los intérpretes acerca de la presencia de eventos
17. Corcoran et al, referencia 16. 18. La migración por ecuación de onda utiliza un modelo de velocidad y varias soluciones de la ecuación de onda, que describen la propagación de las ondas a través de la roca. El objetivo es redistribuir la energía sísmica reﬂejada desde su posición asumida en el punto medio entre la fuente y el receptor hasta su posición verdadera. 19. Los levantamientos de múltiples clientes son levantamientos adquiridos por contratistas de servicios de sísmica en áreas aún no dadas en concesión, que luego se ponen a disposición de múltiples clientes. Parte de los fondos para estos levantamientos puede ser provista por una o más compañías de E&P. 20. Un estructura salina de tipo quilla es lo que queda de la raíz de un cuerpo salino intrusivo, después de que la raíz se separa de la capa salina madre.
–10,000 3,161 10,000 2,643 300 60 330 –5,000 0 5,000 10,000
Azi mu t
Parámetros de adquisición del levantamiento Número de cables sísmicos por embarcación Longitud del cable sísmico Separación entre cables sísmicos 8 9,000 m 150 m 12.5 m 2 2 37.5 m 900 m 150 m x 450 m 9,300 m 4,150 m 6 0.44
Número de trazas, miles
5,000 2,074
Intervalo entre receptores Número de fuentes en la embarcación fuente anterior
Número de fuentes en la embarcación fuente posterior Intervalo entre puntos de disparo Intervalo entre líneas emisoras Muestreo de puntos de disparo
–5,000 676
Desplazamiento máximo en la dirección inline Desplazamiento máximo en la dirección crossline
Número de pasadas Relación de anamorfosis (forma)
> Distribución por azimut y desplazamiento (izquierda), y parámetros de levantamiento (derecha) para el levantamiento con cobertura azimutal amplia de Shell. El levantamiento se realizó con una cobertura azimutal más amplia que el correspondiente a los levantamientos con cobertura azimutal estrecha.
Base de la sal
Estructura salina de tipo quilla
> Comparación entre las imágenes adquiridas con cobertura azimutal estrecha (izquierda) y con cobertura azimutal amplia (derecha). Los datos del levantamiento con cobertura azimutal estrecha fueron procesados completamente con pasos de atenuación de ruido, supresión de múltiples y migración. Los datos con cobertura azimutal amplia sólo fueron migrados, y tratados con el mismo modelo de velocidad que los datos con azimut estrecho. La imagen correspondiente al levantamiento con cobertura azimutal amplia muestra reﬂexiones de estructuras subsalinas más claras, especialmente en el lado izquierdo de la sección. [Adaptado a partir de Corcoran et al, referencia 15 (Abril de 2007).]
subsalinos signiﬁcativos que continúan echado (buzamiento) arriba, hacia la estructura salina de tipo quilla, y que no son múltiples.20 La conclusión de Shell fue que si bien no se iluminaban todas las áreas por debajo de la sal, el levantamiento WAZ mejoraba la imagen de la estructura sedimentaria subsalina en la mayoría de los lugares. Las múltiples dominantes fueron removidas sin ningún procesamiento especíﬁco. Las pruebas de despoblación, realizadas para determinar si podían obtenerse resultados adecuados con menos datos, indicaron que en las
áreas subsalinas profundas, las imágenes adquiridas mediante la remoción de líneas de emisión alternadas eran casi tan buenas como el conjunto de datos completo. Estas pruebas indicaron además que los datos adquiridos de las fuentes situadas frente a los cables sísmicos proporcionaban mejores imágenes de las estructuras subsalinas que los datos provenientes de las fuentes situadas detrás de la embarcación, donde la desviación del cable sísmico posee un mayor impacto negativo. Esta información podría asistir en el diseño de los levantamientos WAZ futuros.
El levantamiento con cobertura azimutal amplia, consistente en dos fases, fue diseñado para demostrar el valor de la tecnología WAZ en la exploración de ambientes subsalinos complejos. Luego de los resultados exitosos de la primera fase, en cuanto a la representación del subsuelo mediante imágenes sísmicas, la segunda fase se canceló y Shell Exploration propuso asegurar la adquisición de un levantamiento de exploración WAZ para múltiples clientes en el Golfo de México.
Fase 1: julio a diciembre de 2006
Garden Banks Green Canyon
Fase 2: diciembre de 2006 a abril de 2007
> Dos levantamientos grandes para múltiples clientes con cobertura azimutal amplia, adquiridos por WesternGeco en el Golfo de México. Estos levantamientos incorporan las lecciones aprendidas en levantamientos previos. El levantamiento correspondiente a la Fase 1, concluido en 2006, fue adquirido con dos embarcaciones fuente y una embarcación para remolcar los cables (extremo superior). La Fase 2, concluida en 2007, utilizó dos embarcaciones fuente y dos embarcaciones para remolcar los cables (extremo inferior). Tanto en la Fase 1 como en la Fase 2, cada embarcación remolcadora de cables transportaba además una fuente unitaria.
Utilizando el conocimiento adquirido del modelado y de los levantamientos WAZ previos, WesternGeco ha diseñado y adquirido dos levantamientos WAZ grandes para ser utilizados por múltiples clientes (izquierda). Estos levantamientos incorporaron mejoras de diseño, tales como reciprocidad en la dirección crossline— líneas de navegación en direcciones opuestas—y embarcaciones fuente en el extremo anterior, en vez del extremo posterior, de los cables sísmicos.21 Además utilizan desplazamientos más grandes en la dirección crossline para una mejor relación señal-ruido, mejor atenuación de múltiples y mejor iluminación. El primer levantamiento, ﬁnalizado en el año 2006, cubrió 222 bloques del Golfo de México, o 5,183 km2 [2,002 mi2], y desplegó tres embarcaciones que operaron como fuente unitaria. Se utilizaron diez cables sísmicos de 7,000 m [22,967 pies] en un tendido de 1,200 m [3,936 pies] de ancho, y las líneas de navegación se corrieron en direcciones recíprocas. El segundo levantamiento, terminado en el año 2007, cubrió 252 bloques, o 5,895 km2 [2,278 mi2], y desplegó cuatro embarcaciones que operaron como fuentes unitarias, incluyendo las fuentes unitarias de dos embarcaciones remolcadoras de cables sísmicos, con intercalaciones en dos direcciones opuestas. El primer levantamiento WAZ para múltiples clientes provee imágenes mejoradas, en comparación con los levantamientos con cobertura azimutal estrecha adquiridos en la misma área. Con un procesamiento mínimo, las nuevas imágenes muestran mayor claridad y mejor iluminación, especialmente en las áreas situadas por debajo de las estructuras salinas (abajo).
Cobertura azimutal estrecha y procesamiento completo
Cobertura azimutal amplia y procesamiento básico
> Comparación entre el primer levantamiento con cobertura azimutal amplia para múltiples clientes y un levantamiento con cobertura azimutal estrecha. El levantamiento con cobertura azimutal estrecha (izquierda) fue sometido a un procesamiento completo con supresión de múltiples, mientras que el levantamiento con cobertura azimutal múltiple (derecha) fue sometido a un procesamiento básico de migración. La imagen del levantamiento con cobertura azimutal múltiple muestra mejor iluminación por debajo de las estructuras salinas y en los sedimentos profundos.
La tercera y cuarta fase del proyecto WAZ del Golfo de México para múltiples clientes cubrirán más de 10,000 km2 [4,000 mi2] y se pondrán en marcha en mayo de 2007. El objetivo es producir un volumen de vista rápida, migrado utilizando la ecuación de onda mediante el procesamiento a bordo, permitiendo que los clientes cumplan con los plazos de venta de sus concesiones. Levantamientos con cobertura azimutal rica La cobertura azimutal puede ser mejorada más aún combinando los conceptos de cobertura azimutal múltiple y cobertura azimutal amplia en lo que se denomina levantamiento con cobertura azimutal rica (RAZ). BHP Billiton implementó por primera vez este tipo de adquisición en el año 2006 en el Campo Shenzi del Golfo de México, un descubrimiento efectuado en el año 2002 en tirantes de agua de hasta 1,300 m [4,300 pies], a aproximadamente 190 km [120 millas] de la costa de Luisiana (derecha).22 El campo abarca los Bloques 609, 610, 653 y 654 del área de Green Canyon. Las operaciones de perforación de pozos de desarrollo evaluarán las reservas recuperables, que se estiman en el orden de 350 a 400 millones de bbl [56 a 64 millones de m3].23 Los socios del proyecto son Hess Corporation y Repsol YPF. El pozo descubridor del Campo Shenzi fue perforado hasta un objetivo identiﬁcado con sísmica 3D; sin embargo, el primer pozo de evaluación encontró capas a profundidades inesperadas. Era necesario disponer de datos
Parámetros de adquisición del levantamiento del Campo Shenzi Nueva Orleáns Número de cables sísmicos Longitud del cable sísmico Separación entre cables sísmicos Profundidad del cable sísmico Profundidad de la fuente Campo Shenzi GOLFO DE MÉXICO
0 0 km 150 millas 150
10 7,000 m 120 m 12 m 10 m 38.5 m 115.5 m x 600 m 1 embarcación para remolcar los cables, 2 embarcaciones fuente
Intervalo entre puntos de disparo Muestreo de puntos de disparo Embarcaciones
> Localización del levantamiento del Campo Shenzi (izquierda) y parámetros de adquisición para el levantamiento con cobertura azimutal rica (derecha).
sísmicos nuevos, con mejores valores de la relación señal-ruido y de la resolución, para construir un modelo del subsuelo más conﬁable que reduciría el riesgo de las operaciones de perforación futuras. Un estudio de diseño y evaluación de levantamientos ayudó a los geofísicos de BHP Billiton y WesternGeco a decidir que un levantamiento con cobertura azimutal rica era la mejor opción para el yacimiento Shenzi. Entre los factores importantes que intervinieron en esta decisión se encuentran la complejidad
21. Kapoor S, O’Briain M, Desta D, Atakishiyev I y Tomida M: “Subsalt Imaging—The RAZ/WAZ Experience,” presentado en la 77a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, San Antonio, Texas, 23 al 28 de septiembre de 2007. 22. Howard MS y Moldoveanu N: “Marine Survey Design for Rich-Azimuth Seismic Using Surface Streamers,”
estructural del yacimiento, la intensidad de las corrientes, la actividad de los equipos de perforación y de las plataformas. El levantamiento RAZ, el primer levantamiento de este tipo en el mundo, fue adquirido con una embarcación de remolque de los cables sísmicos, provista de una fuente, y dos embarcaciones fuente que disparaban a lo largo de tres valores de azimut: 30°, 90° y 150° (abajo). El plan del levantamiento permitió que cada localización de disparo se repitiera al menos tres veces.
Resúmenes Expandidos, 76a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns (1º al 6 de octubre de 2006): 2915–2919. 23. BHP Billiton to Develop Shenzi Oil and Gas Field in Gulf of Mexico, http://www.bhpbilliton.com/bb/investorsMedia/ news/2006/bhpBillitonToDevelopShenziOilAndGasFieldIn GulfOfMexico.jsp (Se accedió el 2 de marzo de 2007).
Distribución por azimut y desplazamiento
Líneas de navegación del levantamiento del Campo Shenzi Desplazamiento, pies
–10,000 2,154 10,000 1,747 330 –5,000 0 5,000 10,000
K2 /Timon Número de trazas, miles Marco Polo Shenzi
–5,000 429
41 –10,000 210 180 150
> Plan de levantamiento para el primer levantamiento con cobertura azimutal rica del mundo, adquirido en el Campo Shenzi (izquierda). Se dibujan las líneas de navegación y las obstrucciones de las plataformas (puntos rosas) para ilustrar el concepto general, diﬁriendo del levantamiento real. El cuadrado violeta representa la cobertura de fuente desde las líneas E-O, y el hexágono negro representa la cobertura de fuente desde tres direcciones. Durante el levantamiento se adquirieron los datos con una distribución por azimut rico y desplazamiento (derecha).
En otro levantamiento, también primero en el mundo, la embarcación de remolque de los cables sísmicos continuó efectuando el registro durante los virajes cerrados de la embarcación. Las operaciones de disparo y registro durante el viraje mejoran la eﬁciencia operacional y reducen el tiempo no productivo. Habitualmente, las embarcaciones extienden sus líneas de navegación y viran bien lejos del límite del levantamiento, de manera que los cables sísmicos se mantienen derechos y con la separación correcta en el mo-
mento en que la embarcación vuelve a traspasar el límite. Esta práctica suma tiempo a la adquisición del levantamiento; dos horas extra por viraje (abajo). Normalmente, durante la maniobra de viraje no se adquieren datos porque los cables sísmicos no se mantienen alineados en torno al viraje y las posiciones de los receptores no se calculan con precisión. Además, el remolque a través de una curva genera demasiado ruido, lo que impide la adquisición de datos de utilidad.
Vista de la pista de carrera
Análisis de cambios de líneas para la opción con una sola embarcación Finalizar disparos Radio de 1,500 m
Iniciar disparos
> Operaciones de disparo y registro durante el viraje para incrementar la eﬁciencia operacional. En los levantamientos tradicionales (extremo superior izquierdo), cada línea de navegación (línea de guiones) se extiende para asegurar que los cables sísmicos se mantengan derechos durante todos los disparos. Este largo de línea adicional, al comienzo y al ﬁnal de cada viraje, suma horas al tiempo de viraje. El sistema Q-Marine permite que los cables sísmicos permanezcan en su posición a lo largo de toda la maniobra de viraje (línea verde), de manera que es posible la adquisición de datos durante su ejecución. 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). 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).
Con el sistema Q-Marine, los cables sísmicos pueden posicionarse y orientarse de manera que mantengan su espaciamiento a lo largo de todo el viraje. Además, el hecho de registrar los datos utilizando hidrófonos individuales, en vez de formar grupos antes de efectuar el registro, permite suprimir el ruido producido por el viraje, que se asemeja al ruido generado por las inclemencias climáticas. Estas características fomentan la adquisición de datos valiosos durante períodos que normalmente serían no productivos. La adquisición 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. La comparación con un levantamiento con cobertura azimutal estrecha convencional, totalmente procesado, demostró que el levantamiento Q-Marine con cobertura azimutal rica, sometido a procesamiento básico, 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, que el levantamiento con cobertura azimutal estrecha totalmente procesado (próxima página, arriba).24 Las reﬂexiones pudieron identiﬁcarse incluso dentro de la estructura salina. No obstante, la mejora más importante tuvo lugar en las reﬂexiones situadas muy por debajo de la sal. Los geofísicos de BHP Billiton ahora pueden interpretar las estructuras en zonas que están mejor iluminadas. De acuerdo con el plan del levantamiento, el levantamiento RAZ habría insumido 105 días, en comparación con un levantamiento convencional que habría requerido 72 días para cubrir la misma zona. En la forma en que se registró, el levantamiento RAZ del Campo Shenzi insumió solamente 88 días, más 12 días de movilización, y proporcionó seis veces más datos que un levantamiento convencional. El ahorro de tiempo fue generado por diversos factores. El hecho de disparar en tres direcciones con el método de adquisición con cobertura azimutal amplia, eliminó los disparos por debajo de los obstáculos y minimizó el tiempo requerido para registrar las líneas de relleno. Las tripulaciones de las embarcaciones prácticamente no tuvieron tiempo inactivo por inclemencias climáticas puesto que los cables sísmicos fueron remolcados profundamente, a 12 m [39 pies], y el sistema de registro con sensores unitarios Q-Marine permitió muestrear adecuadamente cualquier ruido relacionado con las condiciones climáticas. Luego del éxito del primer levantamiento RAZ, BHP Billiton se está preparando para adquirir otro levantamiento.
Cobertura azimutal estrecha, Procesamiento completo Base de la sal
Cobertura azimutal rica, Procesamiento básico Base de la sal
> Una imagen del levantamiento con cobertura azimutal rica del Campo Shenzi, que muestra la claridad mejorada de los eventos subsalinos con respecto a un levantamiento con cobertura azimutal estrecha procesado en forma más completa. El levantamiento con cobertura azimutal estrecha (izquierda) muestra algunas indicaciones de la presencia de capas inclinadas por debajo de la sal, pero la imagen con cobertura azimutal rica (derecha) ilumina las capas subsalinas claramente. Las conﬁguraciones correspondientes a cada levantamiento se encuentran contiguas a las imágenes sísmicas. (Adaptado a partir de Howard, referencia 24.)
La experiencia de WesternGeco con los levantamientos WAZ y RAZ demostró los diversos beneﬁcios de la adquisición de levantamientos con cobertura azimutal amplia y cobertura azimutal rica. La atenuación mejorada de múltiples y de otro tipo de ruido coherente provee una mejor relación señal-ruido de los eventos del subsuelo. Las trayectorias de rayos desde diferentes azimuts producen una mejor iluminación del yacimiento, y la repetibilidad de los disparos en la misma localización hace altamente eﬁciente el procesamiento de migración. Además, la adquisición de datos durante el viraje incrementa la eﬁciencia y constituye una práctica que WesternGeco espera extender a los levantamientos Q-Marine 3D convencionales. Compensaciones por la profundidad de remolque Un enfoque completamente diferente para el mejoramiento de la señal sísmica consiste en desplegar las fuentes y los cables sísmicos en formas diferentes para muestrear de manera más completa tanto el ruido como los campos de energía deseados. Como se expuso a grandes rasgos precedentemente, la adquisición de datos sísmicos marinos implica habitualmente el remolque de las fuentes y los cables receptores a profundidades constantes, especiﬁcadas en el diseño del levantamiento. La selección de las profundidades requiere la consideración de diversos factores. Uno de estos factores es el
Receptor fantasma Cable receptor
> Múltiples o reﬂexiones fantasmas en la cara inferior de la superﬁcie del mar. 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. De un modo similar, 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 sísmico como un receptor fantasma. Estas reﬂexiones también interﬁeren destructivamente con la energía reﬂejada en la dirección ascendente, lo que hace que la amplitud registrada caiga a cero en ciertas frecuencias que dependen de las profundidades de la fuente y del receptor.
efecto limitador de las profundidades de las fuentes y los receptores sobre el contenido de frecuencia de la energía sísmica que puede registrarse. Para comprender la manera en que la geometría de las fuentes y receptores afecta el nivel de la relación señal-ruido y del contenido de frecuencia, es necesario que se examine la forma en que se propaga la energía desde la fuente remolcada hasta el cable receptor, y, en especial, el modo en que las múltiples cercanas
a la superﬁcie agregan ruido y reducen la señal (arriba). La energía se irradia desde la fuente sísmica en todas las direcciones; no sólo hacia abajo sino también hacia arriba. El contraste de impe dancia acústica negativo, que se produce en la
24. Howard M: “Marine Seismic Surveys with Enhanced Azimuth Coverage: Lessons in Survey Design and Acquisition,” The Leading Edge 26, no. 4 (Abril de 2007): 480–493.
superﬁcie del mar, hace que el campo de onda ascendente se reﬂeje en sentido descendente con una polaridad inversa.25 Los levantamientos con cobertura azimutal múltiple adquiridos de esta forma incrementan tanto el apilamiento (fold) como la cobertura azimutal. Debido a esta inversión de polaridad, la onda reﬂejada en la superﬁcie del mar, denominada reﬂexión fantasma superﬁcial (source ghost), y la onda directa descendente, interﬁeren destructivamente al punto que, en ciertas frecuencias, las amplitudes se cancelan. El resultado es un campo de ondas que se propaga en sentido descendente, cuya energía es deﬁciente en ciertas frecuencias. Las frecuencias en las que se producen estas deﬁciencias—y en 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. Cuanto mayor es la profundidad de la fuente, menor es la primera reﬂexión fantasma perdida distinta de cero. De un modo similar, la energía que retorna desde un reﬂector profundo se propaga en forma ascendente, hacia el cable receptor, y también se reﬂeja fuera de la superﬁcie del mar interﬁriendo destructivamente con la energía que se propaga directamente desde el reﬂector profundo hasta el receptor. Esta interferencia produce reﬂexiones fantasmas de cable perdidas (cable-ghost notches) a distintas frecuencias (arriba a la derecha). 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. La frecuencia máxima utilizada en el procesamiento normalmente está limitada a la frecuencia correspondiente a la primera reﬂe-
Profundidad del cable sísmico, 30 m Profundidad del cable sísmico, 8 m
Amplitud, dB
100 93 Hz
> Modelado del efecto de la profundidad del cable sísmico sobre el contenido de frecuencia de la señal registrada. Remolcar los cables sísmicos a una profundidad somera, de 8 m (línea de guiones rojos), 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. Remolcar los cables sísmicos profundamente, a 30 m (verde), produce señales de hasta 25 Hz antes de que la primera reﬂexión perdida reduzca la amplitud de la señal a cero. (Adaptado a partir de Moldoveanu et al, referencia 27.)
xión fantasma de cable perdida y la frecuencia mínima está limitada por el ﬁltro de adquisición, que es habitualmente de 3 Hz. Dado que el objetivo es adquirir datos del mayor ancho de banda y la frecuencia más alta posibles, la fuente y el cable sísmico suelen ser remolcados a profundidad somera, lo que hace más alta la primera frecuencia perdida distinta de cero. No obstante, el remolque a profundidades someras plantea ciertas desventajas. El viento, 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. Además, el remolque a profundidades someras atenúa las frecuencias extremadamente bajas necesarias para la inversión sísmica, una técnica de procesamiento que extrae la impedancia acústica y otras propiedades de las rocas a partir de los datos sísmicos.26
0 5 10 15 20 25 30 360
Otra desventaja de la falta de bajas fre cuencias es la reducción de la capacidad de investigación de las ondas sísmicas. Dado que la profundidad de penetración está relacionada con la longitud de onda sísmica, la falta de bajas frecuencias limita la profundidad hasta la que se propaga la energía sísmica. El incremento de la profundidad de remolque posibilita la adquisición de datos en un ambiente más calmo, prolonga la etapa de adquisición, y extiende el ancho de banda hasta las frecuencias más bajas. Esto permite la generación de imágenes a mayor profundidad, pero reduce la frecuencia máxima de los datos que pueden registrarse y, en consecuencia, deteriora la resolución general de la imagen. Hasta hace poco, los responsables de la planeación de los levantamientos debían sacriﬁcar resolución y altas frecuencias por profundidad de penetración y un ambiente de adquisición calmo, o viceversa. Estaban obligados a optar entre remolcar a profundidad somera, a profundidad profunda, o a alguna profundidad intermedia. No obstante, una tecnología resurgente, que se conoce como tecnología de adquisición “por encima y por debajo” (over/under), permite que las compañías disfruten de las ventajas del remolque tanto somero como profundo sin inconvenientes.27 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 debajo— existe desde hace más de 50 años.28 La aplicación práctica del método se intentó en la década de 1980 para reducir el ruido y el tiempo inactivo relacionados con las condiciones climáticas.29 Un beneﬁcio clave del método de adquisición por encima y por debajo es el incremento del ancho
> Conﬁguración de los cables sísmicos en un levantamiento tipo “por encima y por debajo” para la adquisición de datos 2D de Chevron en el Golfo de México. Se remolcó un par de cables sísmicos separados verticalmente (azul más oscuro); uno a 18 m y otro a 25.2 m de profundidad, junto con los cables sísmicos de monitoreo de la posición, a ambos lados y a una profundidad de 18 m, y un cable sísmico para control experimental a 7.2 m de profundidad. Las fuentes se desplegaron a 5 y 10 m.
1 2 Tiempo, s Tiempo, s 3 4 5 6
> 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), comparado con un levantamiento de control adquirido en forma tradicional (izquierda). Los datos migrados del campo de onda ascendente de la línea por encima y por debajo muestran mejores imágenes de las interfaces de inclinación pronunciada y un contenido de baja frecuencia mejorado en las señales provenientes de las capas de sedimentos profundos. (Adaptado a partir de Moldoveanu et al, referencia 27.)
de banda obtenido gracias a la capacidad para suplantar las frecuencias fantasmas perdidas distintas de cero, a través de la combinación de cables sísmicos colocados por encima y por debajo, a la vez que se mantiene el beneﬁcio de captar las bajas frecuencias derivado de remolcar los cables sísmicos a profundidad. Además, en teoría, la separación vertical de dos arreglos lineales de receptores permite que el campo de onda sísmico ascendente se separe de las ondas descendentes, facilitando la supresión de múltiples relacionadas con la superﬁcie.30 No obstante, 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, en un plano vertical, a lo largo de toda la longitud del cable sísmico. La concreción de esta conﬁguración no era factible con la tecnología de cables sísmicos remolcados de la década de 1980, por lo que la idea no se puso en práctica durante muchos años. A pesar de estas limitaciones prácticas, los cientíﬁcos continuaron desarrollando técnicas de separación del campo de onda para una aplicación futura.31 Recientemente, la tecnología de adquisición logró ponerse a la par de los avances de procesamiento. El sistema Q-Marine es capaz de orientar los pares de cables sísmicos en un plano vertical, con precisión suﬁciente para garantizar el éxito del método de adquisición por encima y por debajo. Para demostrar la factibilidad y la esperanza que ofrece el método, en el año 2004 Chevron y WesternGeco realizaron un experimento 2D en el Campo Génesis del Golfo de México.32 El plan de adquisición para la línea 2D exigía que los cables sísmicos fueran remolcados a 18 y 25.2 m [59 y 82.7 pies] de profundidad. No obstante , para calcular las posiciones de los
receptores con exactitud, se desplegaron otros dos cables sísmicos, uno a cada lado de los cables sísmicos del par por encima y por debajo, a una profundidad de 18 m (página anterior, abajo). Además, se remolcó un cable sísmico adicional a 7.2 m [23.6 pies], directamente arriba del par por encima y por debajo para adquirir datos Q-Marine convencionales como control experimental. 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. El ancho de banda de registro se incrementó con el ﬁn de registrar entre 1.5 y 200 Hz para incluir la respuesta en baja frecuencia anticipada. Durante todo el proceso de adquisición, el monitoreo de las separaciones verticales y horizontales de los cables sísmicos demostró que la variación de la separación vertical de 7.2 m era en promedio inferior a 10 cm [4 pulgadas], y que la separación horizontal, o en la dirección crossline, era de menos de 6 m [20 pies]; valor que se consideraba adecuado para la separación de los campos de ondas ascendente y descendente. La comparación entre el conjunto de datos de control y el campo de onda ascendente de la línea de adquisición por encima y por debajo, 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 (arriba). Los sedimentos profundos, presentes en las cuencas limitadas por fallas y diapiros salinos, son mucho más claros en la línea de adquisición por encima y por debajo, al igual que los ﬂancos casi verticales de la sal y los rasgos intensamente inclinados a lo largo de toda la sección. La extensión del ancho de banda hasta las frecuencias más bajas permite una penetración
más profunda de la energía sísmica y la generación de mejores imágenes de las reﬂexiones profundas, que en el caso del conjunto de datos de control. 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. La polaridad de una señal sísmica se reﬁere a la dirección de su amplitud en una traza sísmica registrada. Las amplitudes negativas y positivas poseen polaridad opuesta. 26. 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, tal como cambios relativos en la reﬂectividad o en la impedancia acústica en cada borde de capa. La información de baja frecuencia, obtenida habitualmente de los tiros de pruebas de velocidad o los registros sónicos integrados, constituye el punto de partida a partir del cual varían los datos de alta frecuencia. Mediante la combinación de la información de baja y alta frecuencia, es posible calcular los cambios absolutos producidos en las propiedades de las rocas. Dado que la inversión sísmica requiere una combinación de datos sísmicos y datos de pozos, normalmente no puede realizarse en forma conﬁable en ausencia de pozos. No obstante, si los datos sísmicos pudieran adquirirse con el contenido de baja frecuencia intacto, la inversión podría realizarse en más áreas. 27. Moldoveanu N, Combee L, Egan M, Hampson G, Sydora L y Abriel W: “Over/Under Towed-Streamer Acquisition: A Method to Extend Seismic Bandwidth to Both Higher and Lower Frequencies,” The Leading Edge 26, no. 1 (Enero de 2007): 41–42, 44–46, 48, 50–54, 56–58. 28. Haggerty PE; “Method and Apparatus for Canceling Reverberations in Water Layers,” Patente de EUA No. 2,757,356, 21 de julio de 1956. 29. Brink M y Svendsen M: “Marine Seismic Exploration Using Vertical Receiver Arrays: A Means for Reduction of Weather Downtime,” Resúmenes Expandidos, 57a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns (11 al 15 de octubre de 1987): 184–187. 30. Sonneland L, Berg LE, Eidsvig P, Haugen R, Fotland B y Vestby J: “2-D Deghosting Using Vertical Receiver Arrays,” Resúmenes Expandidos, 56a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Houston (2 al 6 de noviembre de 1986): 516–519. 31. Posthumus BJ: “Deghosting Using a Twin Streamer Conﬁguration,” Geophysical Prospecting 41, no. 3 (Abril de 1993): 267–286. 32. Moldoveanu et al, referencia 27.
Profundidad del cable sísmico: 7 m
Schiehallion Foinaven Clair
Campo de onda ascendente con el método de adquisición por encima y por debajo
Profundidad del cable sísmico: 25 m
Islas Shetland Islas Orkney
> Comparación de los espectros de amplitud entre los datos obtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo, y el conjunto de datos de referencia obtenido con el cable sísmico somero. Los espectros de amplitud del campo de onda ascendente, derivados de los datos adquiridos con el método de adquisición por encima y por debajo (negro), muestran un ancho de banda más amplio que los datos de referencia provenientes del cable sísmico somero (verde), que los datos obtenidos con el cable sísmico ubicado “por encima” (rojo) y que los datos provenientes del cable sísmico ubicado “por debajo” (azul). 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. (Adaptado a partir de Moldoveanu et al, referencia 27.)
Profundidad del cable sísmico: 18 m
de cualquiera de los cables sísmicos individuales, y que la respuesta de baja frecuencia es similar a la del cable sísmico más profundo (arriba). Otra innovación que se probó en este levantamiento realizado por el método de adquisición por encima y por debajo fue el concepto de las fuentes colocadas por encima y por debajo.33 Los
2.0 Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), segundos
conjuntos emisores de cañones de aire se remolcaron a profundidades de 5 y 10 m, y sus señales fueron registradas con el cable sísmico remolcado a una profundidad de 7.2 m. Después de procesar los datos adquiridos por encima y por debajo para separar el campo de onda ascendente del campo de onda descendente, la comparación entre la
> La región marina del Reino Unido, al oeste de las Islas Shetland, una región petrolífera ubicada en aguas profundas, con tirantes de agua de más de 1,000 m. Diversas compañías han tenido éxitos exploratorios en esta región, descubriendo petróleo en los Campos Clair, Schiehallion y Foinaven, entre otros (verde y rojo). Muchas áreas de formaciones petrolíferas potenciales yacen por debajo de estructuras de basalto, lo que obstaculiza la penetración profunda de la energía sísmica.
7.4 2.3 Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), segundos
7.4 2.3 Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), segundos 4.1
> Imágenes obtenidas con el método de adquisición por encima y por debajo e imágenes convencionales del levantamiento de Chevron en el Oeste de las Islas Shetlands. Este levantamiento adquirido con el método de adquisición por encima y por debajo remolcó pares de fuentes y pares de cables sísmicos. 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 izquierdo). El tope del basalto se indica con la ﬂecha amarilla. La generación de bajas frecuencias no reduce el contenido de alta frecuencia de la señal, como se observa en una vista de primer plano (en los cuadros amarillos) de una sección somera por encima del basalto. La sección somera de la imagen obtenida con el método de adquisición por encima y por debajo (extremo inferior derecho) muestra un contenido de alta frecuencia similar al observado en la sección somera de la imagen adquirida en forma convencional (extremo inferior izquierdo). [Adaptado a partir de Hill et al, referencia 34 (Junio de 2006).]
Profundidad de la fuente 12 m, profundidad del cable 20 m
imagen ascendente migrada, obtenida a partir de la combinación de fuentes colocadas por encima y por debajo y de la imagen migrada desde la fuente superior sola, mostró un mejoramiento del contenido de baja frecuencia y de la relación señal-ruido en los reﬂectores profundos. Luego del éxito de estas pruebas, Chevron decidió aplicar la tecnología de cables sísmicos y fuentes colocados por encima y por debajo en un proyecto grande implementado en el noreste del Atlántico, al este de las Islas Faroe, y al oeste de las Islas Shetland.34 El tirante de agua en el Canal Faroe-Shetland excede los 1,000 m [3,300 pies], y las condiciones climáticas pueden ser rigurosas. También conocida como el Oeste de las Shetlands, esta región marina del Reino Unido ha experimentado un nivel signiﬁcativo de éxito exploratorio (página anterior, arriba a la derecha). Sin embargo, algunas áreas prospectivas aguardan una mejor delineación con la tecnología de imágenes sísmicas que pueden ver a través de las capas de basalto que oscurecen la estructura subyacente. El basalto es un medio altamente atenuativo y, si bien se han propuesto numerosos métodos geofísicos para mejorar la generación de imágenes a través del mismo, en muchas áreas sigue siendo un obstáculo para la exploración de hidrocarburos.35 Su alta velocidad sísmica curva los rayos e impide la penetración de toda la energía sísmica salvo la de frecuencia más baja. En el año 2005, la embarcación Western Pride concluyó en esta área un levantamiento regional 2D adquirido con el método de adquisición por encima y por debajo.36 El objetivo del levantamiento era mejorar la imagen de la estructura sub-basáltica, con respecto a la imagen que podía producirse a partir de una conﬁguración de adquisición con una sola fuente y un solo cable sísmico. Las dos profundidades de la fuente fueron de 12 y 20 m [39 y 66 pies], y las dos profundidades del cable sísmico, 20 y 30 m [66 y 98 pies]. La combinación de la fuente colocada “por encima,” a 12 m, y el cable sísmico ubicado “por encima,” a 20 m,
33. Moldoveanu N: “Source Array for Use in Marine Seismic Exploration,” Patente de EUA No. 6,961,284, 1° de noviembre de 2005. Moldoveanu N: “Vertical Source Array in Marine Seismic Exploration,” Resúmenes Expandidos, 70a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Calgary (6 al 11 de agosto de 2000): 53–56. 34. Hill D, Combee L y Bacon J: “Imaging Beneath Basalt Using an Over/Under Towed-Streamer Conﬁguration,” World Oil 227, no. 5 (Mayo de 2006): 55–61. Hill D, Combee L y Bacon J: “Over/Under Acquisition and Data Processing: The Next Quantum Leap in Seismic Technology?” First Break 24, no. 6 (Junio de 2006): 81–95. 35. Kumar D, Bastia R y Guha D: “Prospect Hunting Below Deccan Basalt: Imaging Challenges and Solutions,” First Break 22, no. 7 (Julio de 2004): 35–39. 36. Hill et al, referencia 34 (Mayo de 2006). 37. Moldoveanu et al, referencia 27.
fue considerada equivalente a lo que se habría registrado en la adquisición convencional. En comparación con la imagen obtenida con la adquisición convencional, la imagen obtenida con el método por encima y por debajo muestra una información de baja frecuencia mucho más rica por debajo del basalto (página anterior, abajo). Esto permite la interpretación de la estructura sub-basáltica con un mayor grado de seguridad. Además, las frecuencias bajas de penetración profunda no se generan a expensas de las frecuencias altas. Una comparación de las imágenes someras muestra que el método de adquisición por encima y por debajo produce frecuencias suﬁcientemente altas como para crear imágenes de los objetivos más someros. El mejoramiento del ancho de banda asociado con la adquisición por encima y por debajo puede observarse en una comparación de los espectros de amplitud, tanto para la señal como para el ruido, extraídos de una ventana somera y una ventana profunda de los conjuntos de datos obtenidos con el método por encima y por debajo (abajo). En la ventana somera por encima del
Ventana de análisis somera, de 2.9 a 4.0 segundos
basalto, estos datos exhiben un ancho de banda de la señal, que oscila entre 2 y 60 Hz, mientras que el ancho de banda de los datos convencionales varía de 5 a 37 Hz, donde puede verse la eliminación de las frecuencias. En la ventana profunda, por debajo del basalto, los datos obtenidos con el método por encima y por debajo poseen una frecuencia pico más baja que los datos adquiridos en forma convencional. En general, estos datos poseen mayor ancho de banda y más separación entre la señal y el ruido. La técnica de adquisición por encima y por debajo también ha sido probada en 3D, con resultados igualmente positivos.37 En este caso, se adquirió un levantamiento de 173 km2 [67 mi2] con cuatro pares de cables sísmicos colocados por encima y por debajo, en un play subsalino del Golfo de México. El experimento 3D demostró que el ancho de banda de 3 a 55 Hz, obtenible con la adquisición convencional, podía incrementarse con el método de adquisición por encima y por debajo para obtener un ancho de banda de 2 a 63 Hz. Las imágenes migradas resultantes demostraron que la extensión aparentemente pequeña
Ventana de análisis profunda, de 4.7 a 5.7 segundos
Combinación completa del método de adquisición por encima y por debajo
–20 –30 –40 0 10 20 30 40 50 60 70 0 10 20 30 40 50 60 70
> Comparación de los espectros de amplitud de la señal y del ruido derivados de los datos obtenidos con la técnica de adquisición por encima y por debajo (extremo superior) y los datos adquiridos en forma convencional (extremo inferior), en el Oeste de las Islas Shetlands. El análisis espectral de los datos someros, en una ventana que abarca de 2.9 a 4.0 segundos, demuestra el mayor ancho de banda 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). 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, mientras que los datos convencionales contienen una señal de 5 a 37 Hz. Comparando el contenido de la señal a mayor profundidad, por debajo del basalto, 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 inferior derecho). El mayor ancho de banda y la mayor separación existente entre la señal (azul) y los niveles de ruido (negro) ayudan a producir imágenes de mayor resolución con una penetración más profunda. [Adaptado a partir de Hill et al, referencia 34 (Junio de 2006).]
Mediciones obtenidas de los registros Mediciones sísmicas
Porosidad x altura, m
0 Dmi
Kti Jpi Jsa Pozo B Bas
> 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. La codiﬁcación en color destaca las zonas de alta porosidad en dos yacimientos carbonatados, lo que permite que Pemex optimice las localizaciones de los pozos de desarrollo. Estos resultados indicaron que la localización propuesta para el Pozo B, en el Campo Arenque, encontraría altas porosidades en el carbonato inferior, elevando la prioridad de este pozo. Los otros pozos se indican con líneas negras. Los nombres de los horizontes guía se exhiben a la izquierda. (Adaptado a partir de Salter et al, referencia 38.)
> Correlación entre el producto de la porosidad por la altura, derivado de la inversión de los datos sísmicos, y el obtenido de la interpretación de mediciones efectuadas en los pozos. En general, el producto de la porosidad por la altura derivado de las mediciones sísmicas (púrpura) se ajusta con el calculado de los registros (azul). Estos resultados aumentan la conﬁabilidad en los valores de porosidad obtenidos por métodos sísmicos. (Adaptado a partir de Salter et al, referencia 38.)
del ancho de banda produjo resultados signiﬁcativos en las imágenes de las reﬂexiones presentes por debajo y en el interior de la sal. Más recientemente, por motivos similares, se adquirieron levantamientos con el método por encima y por debajo en otros lugares. En el Mar de Barents, la sal que aﬂora en el fondo marino crea un alto contraste de impedancia acústica que atenúa la energía sísmica. En el área marina de la India, el fondo marino duro y el basalto profundo diﬁcultaron en el pasado la generación de imágenes. 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, tales como el área marina de África Occidental. La porosidad de los carbonatos como objetivo Los carbonatos plantean otro desafío para las imágenes sísmicas 3D. Al igual que los basaltos, sus altas velocidades sísmicas curvan los rayos, lo que oculta tanto su propia estructura interna como la estructura interna de las formaciones subyacentes. Luego del descubrimiento del Campo Lobina, ocurrido en el año 2003 en el área marina del noreste de México, Pemex necesitaba un levantamiento 3D de alta resolución para evaluar y clasiﬁcar las localizaciones de perforación potenciales. El Campo Lobina se encuentra adyacente al Campo Arenque, un descubrimiento de 1968 que también se beneﬁciaría con la descripción
mejorada de los yacimientos. La baja resolución causada por el contenido de frecuencia insuﬁciente limitaba la utilidad de un levantamiento 3D de 1996. Por lo tanto, se implementó un nuevo le vantamiento, utilizando el sistema Q-Marine, diseñado para captar un mayor ancho de banda y preservar las amplitudes verdaderas para la inversión de las propiedades de los yacimientos. 38 Las obstrucciones y las aguas someras ubicadas entre 30 y 80 m [100 y 260 pies] de profundidad, planteaban desafíos de diseño; sin embargo, la adquisición del levantamiento de 320 km2 [124 mi2] fue concluida en sólo dos meses. El procesamiento inicial indicó que el nuevo levantamiento duplicaba la frecuencia registrada máxima, comparado con el levantamiento de 1996, registrando hasta 60 Hz, frente al valor máximo de 30 Hz registrado en 1996. El in cremento del contenido de frecuencia mejoró signiﬁcativamente la capacidad de los intérpretes para mapear las capas prospectivas clave. El objetivo era identiﬁcar zonas de alta porosidad en dos capas carbonatadas; en primer lugar, una caliza de edad Jurásico, y en segundo término, un objetivo carbonatado Cretácico, más somero. Las capas carbonatadas en sí son capas de alta velocidad, pero en ciertas zonas, la alta porosidad produce una reducción marcada de la velocidad sísmica. La inversión de los datos sísmicos apilados permitió a los geofísicos obtener una medida cuantitativa de la impedancia acústica, traza por
Ar 101 en qu e1 7 Lo bin a1 M ac are la 1 Ar en qu Lo e4 bin a3 01 Ar st en qu e5 Ar en 0 qu e5 Ar en 6 qu e Ar en 58 qu e1 Ar en 03 qu e1 Ar en 01 qu e1 04
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traza.39 Después de la calibración con las impedancias acústicas obtenidas de los registros sónicos y de densidad de 40 pozos del área del levantamiento, las secciones sísmicas de impedancia acústica se convirtieron en secciones de porosidad, utilizando una relación impedancia acústica-porosidad derivada de los pozos. 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 perforación en los campos Lobina y Arenque (arriba, a la izquierda). El mapeo de la porosidad máxima entre el tope y la base del yacimiento permitió a Pemex calcular el volumen de puntos óptimos. En este ejemplo, en la localización propuesta para el Pozo B del Campo Arenque, la alta porosidad del yacimiento inferior hizo que éste fuera un objetivo de alta prioridad. 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, a la derecha). La comparación del producto de la porosidad por la altura, computado en diversos pozos, con el producto de la porosidad por la
38. Salter R, Shelander D, Beller M, Flack B, Gillespie D, Moldoveanu N, González Pineda F y Camara Alfaro J: “Using High-Resolution Seismic for Carbonate Reservoir Description,” World Oil 227, no. 3 (Marzo de 2006): 57–66. 39. Salter R, Shelander D, Beller M, Flack B, Gillespie D, Moldoveanu N, Pineda F y Camara J: “The Impact of High-Resolution Seismic Data on Carbonate Reservoir Description, Offshore Mexico,” presentado en la Exposición Internacional y en la 75a Reunión Anual de la SEG, Houston, 6 al 11 de noviembre de 2005.
altura computado a partir de los datos sísmicos, en las localizaciones de pozos, muestra una buena correlación. Estos pozos no se utilizaron en la inversión de los datos sísmicos para obtener la porosidad, por lo que la comparación constituye una prueba excelente de la capacidad cualitativa de la inversión. Utilizando el atributo de porosidad por altura y los mapas de porosidad máxima, Pemex redujo la prioridad de dos localizaciones de perforación y asignó mayor prioridad a otras dos localizaciones. 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. El Pozo B del Campo Arenque, perforado con los resultados de porosidad derivada de la sísmica como guía, produjo petróleo a razón de 2,000 bbl/d [318 m3/d] en las pruebas. Los resultados de porosidad, obtenidos por métodos sísmicos, muestran una excelente correlación con la porosidad medida en el pozo (derecha). La reducción del riesgo en las operaciones de perforación de desarrollo constituye una aplicación en la que los datos sísmicos de alta calidad desempeñan un rol esencial. Muchos campos que fueron descubiertos con la ayuda de levantamientos 2D o 3D de exploración, han sido caracterizados ulteriormente mediante levantamientos 3D adicionales diseñados para identiﬁcar localizaciones de pozos de desarrollo óptimas. Cuando los datos 3D son de calidad superior, pueden ser utilizados para mapear las propiedades presentes en los yacimientos, incrementando la seguridad en los planes de perforación de pozos de relleno. Un futuro rico El levantamiento marino de sísmica 3D básico, que revolucionó la exploración en la década de 1990, ha avanzado en muchos sentidos. Los nuevos métodos de adquisición que mejoran la cobertura azimutal, tales como los levanta mientos con cobertura azimutal amplia y con cobertura azimutal rica, constituyen una mejora radical en los ambientes subsalinos complejos. Estos levantamientos producen un incremento de la relación señal-ruido y una iluminación mejorada del yacimiento. Los ejemplos de este artículo demuestran las mejoras que posibilita el procesamiento básico solamente. El procesamiento completo de los datos de cobertura azimutal amplia está avanzando y se espera que mejore signiﬁcativamente los resultados, mediante la aplicación de procesos de atenuación de múltiples y un modelo de velocidad optimizado para la generación de imágenes. A través de la aplica-
Jpi Porosidad
> Resultados de los registros corridos en el Pozo B del Campo Arenque, perforado para explotar la zona de alta porosidad identiﬁcada mediante la inversión de los datos sísmicos. La codiﬁcación en color indica la porosidad derivada de los datos sísmicos en dos yacimientos carbonatados. El Pozo B apuntó como objetivo a la zona de alta porosidad del carbonato inferior (naranja y amarillo), ubicada justo por debajo del horizonte guía Csa (punto azul-verde). La porosidad calculada de los registros de pozos se proyecta a lo largo de la trayectoria del pozo, y muestra buena correlación con los valores de porosidad derivada de la sísmica en ambos yacimientos. Durante las pruebas, el pozo produjo petróleo a un régimen de 2,000 bbl/d. (Adaptado a partir de Salter et al, referencia 38.)
ción y la experimentación posteriores, los geofísicos esperan extraer más beneﬁcios de los levantamientos WAZ y RAZ, tales como la extensión a la exploración de carbonatos y estructuras sub-basálticas. Otros beneﬁcios potenciales son los modelos de velocidad mejorados para la generación de imágenes, especialmente donde existe anisotropía, la mejor caracterización de los yacimientos fracturados, los estudios geomecánicos en torno a las localizaciones de pozos de aguas profundas, y la generación de imágenes de alta resolución de los peligros de perforación someros. 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, por encima y por debajo, ha ayudado a iluminar las estructuras profundas que previamente permanecían ocultas. 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. Un desafío futuro, para el método de adquisición por encima y por debajo, es el remolque de más cables sísmicos. En levantamientos recientes, las embarcaciones han remolcado cuatro pares de cables sísmicos. Teóricamente, algunas embarcaciones de WesternGeco pueden remolcar ocho pares, pero esto aún no se ha intentado. Los
investigadores están investigando incluso otras formas de disposición de los cables sísmicos para la tecnología de adquisición por encima y por debajo de próxima generación. La capacidad de adquirir datos sísmicos de alta ﬁdelidad con la tecnología de sensores unitarios garantiza que las compañías cuenten con los datos de entrada óptimos para las rutinas de inversión sísmica diseñadas para obtener las propiedades de los yacimientos, tales como la impedancia acústica, la porosidad y otras características de las rocas y los ﬂuidos. Esto permite que los intérpretes observen el interior de los yacimientos y determinen dónde ubicar los pozos de desarrollo con más seguridad. No obstante, 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, la inversión sísmica podrá resultar de utilidad en áreas alejadas de los pozos existentes. A medida que más compañías obtengan el fruto de los avances producidos recientemente en la tecnología de sísmica marina, descubrirán no sólo más petróleo y gas sino cómo utilizar los datos sísmicos para reducir el riesgo, reemplazar las reservas, reducir los costos de descubrimiento, disminuir el número de pozos de desarrollo, optimizar la ubicación de pozos y acelerar los programas de desarrollo. –LS
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