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La era de las imágenes
en escala de profundidad
Muchos de los actuales objetivos de exploración no se pueden detectar claramente
con las imágenes sísmicas convencionales. Los operadores están obteniendo una
visión más clara—aun de los rasgos más complejos—a través de las imágenes
desplegadas en escala de profundidad antes del apilamiento de los datos. Los
resultados, al ser más precisos, reducen el riesgo exploratorio y ayudan a delinear
nuevas reservas.
Uwe Albertin
Jerry Kapoor
Richard Randall
Mart Smith
Houston, Texas, EUA
Gillian Brown
Chris Soufleris
Phil Whitfield
Gatwick, Inglaterra
Fiona Dewey
Wintershall Noordzee BV
La Haya, Países Bajos
Jim Farnsworth
BP
Houston, Texas
Gary Grubitz
BHP Billiton
Houston, Texas
Mark Kemme
Clyde Petroleum Exploratie BV
La Haya, Holanda
Por su colaboración en la preparación de este artículo se
agradece a Ian Anstey, Robert Bloor, George Jamieson,
Patrick Ng y Erick Zubay, Houston, Texas, EUA; y a Mark
Egan, Gatwick, Inglaterra.
1. Cobertura o multiplicidad es la cantidad de pares
fuente-receptor cuyas señales constituyen una traza.
2
A lo largo del último siglo, los intérpretes se conformaron con las imágenes sísmicas procesadas y
desplegadas en el dominio del tiempo. En muchas
de las áreas exploratorias actuales, especialmente donde las estructuras son complejas y las
velocidades sísmicas varían abruptamente debido
a la presencia de fallas o intrusiones salinas, el
procesamiento en el dominio del tiempo puede
arrojar resultados engañosos; sólo las imágenes
desplegadas en escala de profundidad pueden
definir la posición verdadera y la geometría
correcta de los rasgos del subsuelo. En ciertos
casos, la diferencia entre imágenes en escala de
profundidad e imágenes en el dominio del tiempo
puede llegar a desarrollar o truncar un área prospectiva: las estructuras adquieren o pierden cierre, los objetivos se desplazan en cientos de pies
o metros y pueden incorporarse o perderse reservas. La diferencia puede ser un costoso pozo seco
en lugar de un descubrimiento.
Este artículo explica de qué manera las imágenes en escala de profundidad surgen como la
técnica preferida para el procesamiento de datos
sísmicos tendientes a obtener imágenes de rasgos complejos del subsuelo. Varios estudios de
casos demuestran cómo las compañías de petróleo y gas que operan en el Golfo de México, el
Mar del Norte y la parte continental de EUA
están mejorando sus índices de éxito en materia
de perforación con esta técnica.
Acontecimientos en la historia sísmica
En el curso del siglo XX, episodios notables marcaron avances en los métodos de prospección sísmica. Si bien muchas tecnologías nuevas tardaron
unos 10 años en pasar de la etapa de introducción
a la práctica generalizada, cada una generó finalmente nuevas oportunidades de exploración.
Comenzando en la década de 1920, se introdujeron los disparos analógicos de cobertura simple para detectar capas inclinadas del subsuelo
(página siguiente)1. En la década de 1930, esta
técnica innovadora fue la clave para los hallazgos
registrados en torno a domos salinos y pronto se
convirtió en la práctica estándar. La década de
1950 fue testigo del advenimiento de los datos
sísmicos de cobertura múltiple logrados por apilamiento de punto común de reflexión (CDP, por sus
siglas en inglés); técnica que mejoró significativamente la relación señal-ruido. En la década de
1960 se introdujeron la adquisición y el procesamiento de datos digitales que reemplazaron a los
métodos analógicos y ópticos anteriores. Esto
trajo aparejado mejoras importantes en la calidad
de los datos sísmicos y condujo a nuevos hallazgos en todo el mundo.
Durante toda la década de 1920, los datos
digitales y los levantamientos bidimensionales
(2D) se convirtieron en la práctica corriente. En
conjunto, estas tecnologías permitieron la apertura del Mar del Norte y otras áreas que planteaban importantes desafíos. El procesamiento en el
Oilfield Review
1920
Cobertura simple,
disparo analógico
1930
1940
Cobertura múltiple, apilamiento
de punto común de reflexión
1950
Descubrimientos
alrededor de
domos salinos
Punto común de reflexión (CDP)
Desplazamiento
1960
2
3
Tiempo de tránsito doble
1
Adquisición y
procesamiento
de datos digitales
4
Curva
hiperbólica
+ Velocidad de
apilamiento
Levantamientos 2D
1970
1980
Levantamientos 3D
Migración en profundidad
antes del apilamiento
debajo del domo salino
1990
Generación de imágenes 3D en
escala de profundidad antes del apilamiento
2000
> Cronología de los avances más notorios en los métodos sísmicos.
Verano de 2002
3
dominio del tiempo era un procedimiento de rutina
pero se introdujo y probó la migración en profundidad después del apilamiento en levantamientos
2D. Se realizaron los primeros levantamientos tridimensionales (3D) pequeños en campos desarrollados para mejorar la delineación de yacimientos.
En la década de 1980, los levantamientos 3D se
difundieron en gran medida en la industria, transformando así todo el negocio de exploración. Los
atributos de trazas y los puntos brillantes eran utilizados como indicadores sísmicos de la presencia
de hidrocarburos.
Para la década de 1990, los contratistas de
prospección sísmica ya adquirían datos de exploración 3D como rutina sobre extensas áreas de las
distintas plataformas continentales del mundo. La
migración en tiempo después del apilamiento en
levantamientos 3D evolucionó hasta convertirse en
práctica corriente, reduciendo los costos de descubrimiento a sus niveles actuales; y se introdujo la
migración en profundidad antes del apilamiento en
levantamientos 3D para ciertos casos particulares.
Hoy en día, muchos operadores no perforan si no
cuentan con datos 3D sobre sus áreas prospectivas
y, en las áreas de máximo riesgo, no se arriesgan a
perforar pozos sin disponer de imágenes en escala
de profundidad antes del apilamiento.
Actualmente, las imágenes en escala de profundidad están aportando nuevas oportunidades
de exploración en regiones consideradas demasiado riesgosas sólo unos años atrás. Esta técnica
está ayudando a los exploradores a generar nuevas
áreas prospectivas bajo la sal en aguas profundas
del Golfo de México, y a descubrir nuevas reservas
en el Mar del Norte que eran inimaginables con el
uso de datos convencionales procesados en el
dominio del tiempo.
Introducción a las imágenes
La generación de imágenes es el proceso mediante
el cual las reflexiones sísmicas se despliegan en su
posición correcta. Consiste de dos elementos principales: el apilamiento y la migración. El apilamiento mejora la relación señal-ruido al sumar los
registros obtenidos a partir de la información de
varios disparos que se reflejan en un mismo punto.
El caso más sencillo de ilustrar es el de una capa
horizontal de velocidad homogénea que sobreyace
al reflector. Se reúnen o recolectan las trazas de los
diversos pares fuente-receptor, centradas en el
punto de reflexión, pero separadas por diferentes
distancias o desplazamientos laterales (abajo). La
variación en el tiempo de arribo con el desplazamiento se denomina curvatura (moveout). Los tiempos de arribo representados gráficamente en
función del desplazamiento definen una hipérbola.
Antes de apilar la colección de trazas (gather),
éstas deben ser desplazadas para alinear los arribos. El parámetro que describe los desplazamientos laterales versus el tiempo define la velocidad
de apilamiento de la capa. El resultado del apilamiento es una traza única; la versión mejorada de
una señal que hubiera sido registrada para un disparo de incidencia normal, o con desplazamiento
lateral cero, en el punto medio de los pares fuentereceptor.
El segundo componente de las imágenes—la
migración—utiliza un modelo de velocidad para
redistribuir la energía sísmica reflejada, desde la
posición supuesta en el punto medio a su verdadera posición (página siguiente, arriba a la
izquierda). Se pueden elegir distintos tipos de
migración según la complejidad del objetivo y las
estructuras de sobrecarga en cuestión. Es posible
obtener imágenes de estructuras simples y velocidades que varían levemente con rutinas de migración simples, las que quizá no funcionen con
estructuras complejas cuyas velocidades varían
rápidamente.2
La migración se logra a través de diversas
soluciones de la ecuación de ondas que describe
la propagación de las ondas elásticas a través de
las rocas. Los algoritmos de migración suelen llevar el nombre de su inventor (por ejemplo,
Kirchhoff) o el nombre del tipo de solución matemática (por ejemplo, diferencia finita).3 Cada tipo
de migración tiene sus ventajas y desventajas.
La migración puede realizarse en dos dominios—el tiempo o la profundidad—y antes o
después del apilamiento. Ciertos problemas de
generación de imágenes se pueden resolver con
la migración en el dominio del tiempo, pero los
más complejos requieren migración en el dominio de la profundidad. En la migración en tiempo,
el modelo de velocidad, también conocido como
campo de velocidad, puede variar levemente
(página siguiente, arriba a la derecha). El modelo
de velocidad tiene un tiempo de tránsito doble
(de ida y vuelta) como eje vertical. La velocidad
Desplazamiento lateral 4
Desplazamiento lateral 3
Desplazamiento lateral 2
Desplazamiento lateral 1
Sin desplazamiento lateral
Punto común de reflexión (CDP)
Tiempo de tránsito doble
1
Desplazamiento lateral
2
3
4
1
Desplazamiento lateral
2
3
4
Curva
hiperbólica
Con velocidad
de apilamiento
+
+
+
=
Colección de trazas corregidas
para apilamiento de CDP
Apilamiento
de CDP
> Colección de trazas para apilamiento de punto común de reflexión (CDP, por sus siglas en inglés). Las trazas de diversos pares fuente-receptor con distintos desplazamientos laterales respecto del punto común de reflexión se recolectan para formar una colección de trazas en un punto común de reflexión
(izquierda). Las trazas que forman la colección se muestran en un plano de tiempo versus desplazamiento (centro), en donde los arribos de las reflexiones
desde un reflector plano definen una hipérbola. Los arribos se alinean utilizando una velocidad de apilamiento, o una relación de desplazamiento versus
tiempo, y se apilan, o suman, (derecha) para generar una sola traza con una relación señal-ruido mayor que la de cualquiera de las trazas originales.
4
Oilfield Review
Traza migrada
Traza del
punto medio
Receptor
MIG
Datos
originales
Domo
salino
Aumento de la velocidad
Fuente
Velocidades simples + estructura simple = migración
en tiempo después del apilamiento
Velocidades simples + estructura compleja = migración
en tiempo antes del apilamiento
Velocidades complejas + estructura simple = migración
en profundidad después del apilamiento
Velocidades complejas + estructura compleja = migración
en profundidad antes del apilamiento
> Migración de la energía sísmica reflejada.
Para este ejemplo bidimensional simplificado, el
método de migración reubica la traza de datos
pasando de la posición registrada en el punto
medio fuente-receptor a su verdadera posición
(MIG) utilizando un modelo de velocidad. En los
casos 3D, las reflexiones pueden ser redistribuidas hacia y desde posiciones ubicadas fuera del
plano que contiene las fuentes y los receptores.
> Modelos de velocidad y estructuras simples y complejas tratados con cuatro tipos de migración: en
tiempo, en profundidad, antes del apilamiento y después del apilamiento. Los modelos después del apilamiento se muestran a la izquierda y los modelos antes del apilamiento a la derecha. Los que resultan apropiados para la migración en tiempo se muestran en la parte superior y los modelos adecuados para migración en profundidad, en la parte inferior. Para la migración en tiempo, el modelo de velocidad puede tener
variaciones suaves pero únicamente con la profundidad y sólo monótonamente; es decir, siempre aumentando con la profundidad y nunca disminuyendo. La migración en profundidad se requiere para modelos
de velocidad más complejos como los que tienen variación lateral o reducción de la velocidad con la profundidad. La migración después del apilamiento funciona bien con modelos de escasa complejidad estructural. La migración antes del apilamiento puede utilizarse hasta con los modelos más complejos.
sísmica aumenta con el tiempo de tránsito y las
variaciones horizontales son graduales. Como
estas restricciones se aplican a gran parte de las
cuencas sedimentarias, se suele aplicar la migración en tiempo en casi todo el mundo.
En la migración en profundidad, el modelo de
velocidad puede tener fuertes contrastes en las
direcciones horizontal o vertical. Por eso se elige
este tipo de migración cuando hay pliegues,
intrusiones o fallas de gran inclinación que se
yuxtaponen con capas cuyas propiedades elásticas son muy diferentes. La migración en profundidad es una operación que requiere muchas
horas hombre y necesita un modelo de velocidad
preciso en escala de profundidad.
La migración aplicada después del apilamiento—post-apilamiento—toma mucho menos
tiempo que la migración antes del apilamiento,
porque el apilamiento reduce en un orden de
magnitud la cantidad de trazas que deben procesarse. Para que la migración después del apilamiento resulte exitosa, las suposiciones que se
hacen en el apilamiento deben estar bien fundadas: la amplitud de la traza apilada debe representar a la de la traza de incidencia normal y los
arribos reflejados deben ser aproximadamente
hiperbólicos. Estas suposiciones son válidas sólo
cuando se pueden ignorar las variaciones litológicas y el contenido de fluidos en el área cubierta
por la colección de trazas, y cuando la estructura
es simple. Cualquier otra condición exige el uso
de migración antes del apilamiento.
Efectuada antes del apilamiento, la migración
puede aplicarse a las estructuras y los campos de
velocidad más complejos. Hace algunos años, las
principales restricciones sobre la migración antes
del apilamiento eran la capacidad computacional,
así como el tiempo y la habilidad requeridos para
construir el modelo de velocidad en un tiempo
razonable. Los avances en materia de computación han permitido reducir estas restricciones.
La confección del modelo de velocidad sigue
siendo un proceso que consume mucho tiempo y
que depende de la geología local. En áreas de geología estratificada o donde existen bloques bien
definidos por fallas, la construcción del modelo de
velocidad para migración en profundidad se realiza
capa por capa. Primero se construye un modelo inicial sobre la base de los mejores datos disponibles,
y luego se lo actualiza mediante diversas iteraciones de migración en profundidad antes del apilamiento, capa por capa. El modelo de velocidad
inicial puede construirse utilizando toda la información disponible, incluyendo velocidades de apilamiento, horizontes interpretados en el dominio del
tiempo y velocidades obtenidas de datos de pozo.
Las velocidades de apilamiento y de pozo pueden
mostrar tendencias de velocidad representativas
que deberían tenerse en cuenta en el modelo.
Verano de 2002
2. Para mayor información sobre migración antes del apilamiento, después del apilamiento, en tiempo y en profundidad, consulte: Farmer P, Gray S, Whitmore D, Hodgkiss
G, Pieprzak A, Ratcliff D y Whitcombe D: “Structural
Imaging: Toward a Sharper Subsurface View,” Oilfield
Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 28–41.
3. El método de migración de Kirchhoff se basa en la solución de la ecuación de ondas de Kirchhoff.
Cuando la estructura no es muy compleja,
todo el modelo de velocidad se puede actualizar
y construir con bastante rapidez, capa por capa.
En casos más complejos, el analista de velocidad
define los bloques u otros volúmenes limitados
por fallas o intrusiones y luego construye el
modelo para cada bloque, capa por capa.
En áreas de geología más continua, como el
Golfo de México, se define un modelo de velocidad de sedimentos continuos utilizando técnicas
de tomografía o actualización de velocidad local.
Una vez definida la velocidad de los sedimentos,
se insertan los cuerpos salinos luego de determinar su posición utilizando varias iteraciones de
migración en profundidad.
En aquellas áreas en las que la anisotropía es
un factor importante, pueden aparecer diferencias significativas entre las velocidades de
pozo—que generalmente representan velocidades en la dirección vertical—y las velocidades de
apilamiento que representan velocidades horizontales. Es necesario dar cuenta de estas diferencias introduciendo la anisotropía en el modelo de
velocidad. Más adelante en este artículo, se analizará en mayor detalle la migración en profundidad en campos de velocidad anisotrópica.
La cooperación entre el operador y la compañía de servicios puede facilitar la construcción del
modelo de velocidad. Los intérpretes de las compañías operadoras a menudo tienen más conocimiento y mejores expectativas del subsuelo, y
pueden ayudar a interpretar límites de capas y
rasgos salinos para el modelo de velocidad.
5
Lago Charles
Houston
Nueva Orleáns
B
G
D
C
A
H
F
GOLFO DE MÉXICO
E
Pozos descubridores
Pozos viejos
Domo salino
A
B
C
D
E
F
G
H
Crazy Horse
Mars
Crazy Horse North
Ursa
Atlantis
Mad Dog
Mahogany
Llano
> Recientes descubrimientos en aguas profundas del Golfo de México, muchos de los cuales están
ubicados cerca de cuerpos salinos. Los descubrimientos grandes tienen reservas estimadas en
cientos de millones de barriles. Muchos de ellos fueron descubiertos con ayuda de imágenes en
escala de profundidad antes del apilamiento.
El personal de las compañías de servicios, con su
conocimiento del procesamiento, incorpora estas
interpretaciones contribuyendo a crear el modelo
para la migración en profundidad.
Imágenes en escala de profundidad
en el Golfo de México
El Golfo de México ha sido el campo de prueba
más difundido en relación con las técnicas de
migración en profundidad antes del apilamiento.4
Los cuerpos salinos en las diversas etapas de
intrusión y levantamiento han creado estructuras
complejas que constituyen tanto una motivación
como un desafío para los exploradores. Las geometrías de las estructuras salinas pueden variar
considerablemente y resultan críticas para la
migración y el entrampamiento de hidrocarburos.
Los macizos salinos pueden aparecer vinculados
a un nivel salino más profundo o completamente
despegados y flotantes. El gran contraste de velocidad sísmica entre la de la sal—4500 m/s [aproximadamente 14,500-15,200 pies/seg]—y la de
los sedimentos, generalmente la mitad de ese
valor, plantea problemas a los métodos de migración en tiempo.
Los avances tecnológicos siempre han redundado en aumentos de producción desde que se
descubrieron hidrocarburos en el Golfo de México
(página siguiente, arriba a la izquierda). Antes,
6
las tecnologías de perforación eran la clave del
éxito en términos de exploración. Más recientemente, las técnicas de generación de imágenes
sísmicas han contribuido a mantener los índices
de descubrimiento.
A fines de la década de 1980, los operadores
comenzaron a probar la técnica de migración en
profundidad antes del apilamiento en levantamientos 2D, como una forma de mejorar las imágenes de capas que se truncan contra los flancos
de domos salinos. En 1993, los socios Phillips
Petroleum, Anadarko y Amoco fueron los primeros en anunciar un descubrimiento bajo la sal en
el Golfo de México en el área prospectiva
Mahogany. Ellos atribuyeron el éxito a las imágenes en profundidad antes del apilamiento.5
Hoy, las compañías continúan explorando
debajo de la sal y muchas también están concentrando sus búsquedas en aguas más profundas.
Varios de los grandes descubrimientos recientes
en el Golfo de México se registraron en aguas
profundas; más de 1500 m [5000 pies] (arriba). En
estas áreas, el costo de perforación de un pozo
llega a superar los 50 millones de dólares estadounidenses, pero las recompensas pueden ser
considerables. El descubrimiento Crazy Horse de
BP contiene un volumen de reservas estimadas
en 1000 millones de barriles de petróleo equivalente (BOE, por sus siglas en inglés). BHP Billiton
reportó de 200 a 450 millones de BOE de reservas recuperables en Mad Dog y entre 400 y 800
millones de BOE en Atlantis.
La reducción del riesgo es una de las principales preocupaciones para los operadores de
aguas profundas, y la generación de imágenes en
escala de profundidad antes del apilamiento es
una de las tecnologías que contribuyen a lograrlo.
Estas imágenes fueron utilizadas para reducir el
riesgo en muchos descubrimientos del Golfo de
México, tales como Crazy Horse, Llano, Mad Dog,
Atlantis y otros. Para BHP Billiton, las imágenes
en profundidad antes del apilamiento representan la tecnología crítica para la reducción del
riesgo y la evaluación en Atlantis, Mad Dog y el
resto del alineamiento de la Faja Plegada
Atwater Oeste que comprende estos hallazgos.
Según BP, los adelantos en materia de imágenes
en profundidad antes del apilamiento contribuyeron a describir los elementos del área prospectiva
Crazy Horse y a ubicar el pozo descubridor.
La generación de imágenes de un volumen
sísmico que contiene un cuerpo salino, difiere del
procesamiento tradicional, en el que las cintas
de datos se envían a un tercero para su procesamiento y se entrega al intérprete un producto terminado para su análisis. La generación de
imágenes de rocas que subyacen la sal requiere
varias iteraciones de la migración y la interpreta-
Oilfield Review
Procesamiento antes del apilamiento
Análisis de velocidades
Edición de velocidades distorsionadas
Construcción de gradientes
variantes en profundidad y en espacio
Descubrimientos acumulados
Barcazas
Producción, miles de millones de BOE
50
Plataformas autoelevables
40
Indicadores de hidrocarburos
Migración 3D
sobre cuadrícula fina
antes del apilamiento
Sísmica 3D, aguas profundas
30
Migración 3D en
escala de profundidad
antes del apilamiento
Migración 3D sobre
cuadrícula fina después
del apilamiento
Semisumergibles
Aguas profundas, bajo la sal
Actualización
del modelo
de velocidad
20
Análisis de la
velocidad luego
de la migración
Definición de la
geometría del
domo salino
10
0
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000
Migración 3D sobre cuadrícula
dispersa o en una ventana de
profundidades antes del apilamiento
2010
Año
> Impacto de los adelantos tecnológicos sobre los índices de éxito en el
Golfo de México. Comenzando con los primeros avances en cuanto a
capacidad de perforación y siguiendo con los métodos sísmicos modernos, cada desarrollo ha dado como resultado un aumento identificable
de la producción.
ción (arriba, a la derecha). Muchos de estos pasos
se basan en técnicas de procesamiento patentadas que permiten a los contratistas diferenciar
sus resultados de los de sus competidores.
El primer paso luego del procesamiento general previo al apilamiento consiste en construir el
modelo de velocidad inicial para las capas que
sobreyacen la sal. El Golfo de México se caracteriza por tener secuencias de areniscas-lutitas sin
fuertes contrastes de velocidad entre las capas.
El modelo de velocidad inicial a menudo puede
obtenerse de las velocidades de apilamiento
para producir un campo de velocidades de intervalo leve que describe los sedimentos.
Como segundo paso, se actualiza este
modelo de velocidad. Los analistas de velocidad
tienen distintas formas de examinar los modelos,
pero la mayoría corresponde a una categoría de
métodos conocidos en conjunto como inversión
tomográfica. La tomografía utiliza la información
de tiempo de tránsito derivada de los datos sísmicos para refinar los modelos de velocidad. Una
tomografía de reflexión clásica utiliza la diferencia entre tiempos de tránsito estimados y observados.7 El trazado de rayos calcula los tiempos de
arribo de las reflexiones en colecciones de trazas
de punto común de reflexión en los puntos de
control. En cada colección de trazas, el tiempo de
arribo real del reflector más somero se compara
Verano de 2002
> Procesamiento de datos para migración en profundidad antes
del apilamiento en depósitos bajo la sal. El proceso implica una
compleja interacción de varios pasos. La construcción del
modelo de velocidad en sí requiere iteraciones en la migración
en profundidad antes del apilamiento para definir la velocidad y
los límites geométricos de cada capa.
con los tiempos de arribo estimados y se utiliza la
velocidad que mejor nivela los tiempos de arribo
reales para actualizar el modelo. Este paso consume muchas horas hombre y require la participación de especialistas, tanto en procesamiento
como en interpretación, para confeccionar un
modelo que se ajuste a los datos en todos los
puntos de control.
El paso siguiente consiste en aplicar migración en profundidad utilizando el modelo de velocidad actualizado. Se vuelven a coleccionar las
trazas migradas y se controla el aplastamiento de
los arribos. Si la migración en tiempo preliminar
muestra que la cima de la sal es suave, o estruc-
turalmente simple, se pueden utilizar las velocidades de la sobrecarga en una migración en profundidad después del apilamiento para obtener
una imagen de la cima de la sal. Pero si la cima
de la sal es sinuosa, o estructuralmente compleja, debería aplicarse migración en profundidad antes del apilamiento.
Luego de generar e interpretar la imagen de
la cima de la sal, se actualiza el modelo de velocidad rellenando el volumen debajo de la cima de
la sal con una velocidad uniforme. Con este
nuevo modelo de velocidad, se vuelve a migrar el
volumen en profundidad antes del apilamiento y
se enfoca la base de la sal.
4. Huang S, Ghose S, Sengupta M y Moldoveanu N:
“Improvements in 3D AVO Analysis and Structural
Imaging of Dipping Salt-Flank Events Using AmplitudePreserving Prestack Depth Migration,” The Leading Edge
20, no. 12 (Diciembre de 2001): 1328, 1330, 1332, 1334.
Donihoo K, Bernitsas N, Dai N, Martin G y Shope D: “Is
Depth Imaging a Commodity? The Impact of New
Imaging Technologies and Web-Based Collaboration,”
The Leading Edge 20, no. 5 (Mayo de 2001): 486, 488, 490,
492, 494, 496, 543.
Albertin U, Woodward M, Kapoor J, Chang W, Charles S,
Nichols D, Kitchenside P y Mao W: “Depth Imaging
Examples and Methodology in the Gulf of México,” The
Leading Edge 20, no. 5 (Mayo de 2001): 498, 500, 502, 504,
506, 508, 510, 512–513.
5. Westcott ME, Leach MC, Wyatt KD, Valasek PA y
Branham KL: “Mahogany: Seismic Technology Leading to
the First Economic Subsalt Field,” Resúmenes
Ampliados, 65va. Convención y Exposición Internacional
de la SEG, Houston, Texas, EUA (8 al 13 de octubre de
1995): 1161–1164.
Para mayor información sobre exploración debajo de la
sal, consulte: Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J y
Woods R: “Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1
(Primavera de 1996): 50–64.
6. Pfau GE, Chen RL, Ray AK y Kapoor SJ: “Seeing Through
the Fog: Improving the Seismic Image at Crazy Horse,”
presentado en la Convención Anual de la AAPG, 10 al 13
de marzo de 2002, Houston, Texas, EUA.
Yielding CA, Yilmaz BY, Rainey DI, Pfau GE, Boyce RL,
Wendt WA, Judson MH, Peacock SG, Duppenbecker SD,
Ray AK y Hollingsworth R: “The History of a New Play:
Crazy Horse Discovery, Deepwater Gulf of México,” presentado en la Convención Anual de la AAPG, 10 al 13 de
marzo de 2002, Houston, Texas, EUA.
7. Otros tipos de tomografía pueden utilizar ondas refractadas o transmitidas.
7
Imagen en escala de tiempo antes del apilamiento
Imagen en escala de profundidad antes del apilamiento
> Comparación de la migración en tiempo y la migración en profundidad en el área Green Canyon del Golfo de México. La migración en
tiempo (izquierda) muestra dos cuerpos salinos cada uno de los cuales produce la elevación y la forma de domo de los sedimentos sobreyacientes. El cuerpo salino de la izquierda tiene su cima en forma de domo y una base plana, y crea una sombra debajo del mismo. El de la
derecha parece dividirse en dos partes: un colchón de sal flotante se ha despegado del domo subayacente. Las imágenes en escala de
profundidad antes del apilamiento (derecha) conservan la forma general del cuerpo de la izquierda, aunque su base ahora se observa
inclinada. Sin embargo, las imágenes en escala de profundidad revelan capas debajo del domo, que estaban ensombrecidas en la migración en tiempo. Después de la migración, la intrusión salina de la derecha muestra una forma completamente diferente. En vez de elevarse
en una estructura anticlinal, los sedimentos se truncan sobre los flancos de un cuerpo salino con forma de reloj de arena.
La aplicación de la técnica correcta de migración puede generar cambios sorprendentes en la
imagen sísmica. La interpretación de una sección
migrada en tiempo, correspondiente al área Green
Canyon en el Golfo de México, muestra dos
estructuras anticlinales generadas por intrusión
salina (arriba). El cuerpo salino de la izquierda
tiene un tope en forma de domo y una base plana,
y genera una sombra debajo que oscurece las
reflexiones más profundas. La intrusión salina de
la derecha parece haber penetrado la cima del
anticlinal dejando un domo salino.
Con las imágenes en escala de profundidad
antes del apilamiento, el panorama cambia completamente. El cuerpo salino de la izquierda sigue
teniendo forma de domo, pero aumenta de espe-
8
sor y muestra una base inclinada. Ahora, se pueden ver las capas debajo de la sal. El rasgo salino
de la derecha se ve totalmente diferente. En lugar
de dos cuerpos salinos desconectados, la nueva
imagen muestra un solo cuerpo con forma de reloj
de arena con sus lados y su base claramente delineados. En vez de elevarse en una estructura anticlinal, los sedimentos se truncan contra los flancos
del cuerpo salino con forma de reloj de arena.
En otro sector del área Green Canyon, la migración en tiempo después del apilamiento ha permitido obtener una imagen bastante clara de los
topes, pero no de las bases de tres grandes colchones salinos (página siguiente). Cualquier interpretación razonable ubicaría las bases de la sal en
el límite inferior del área sin reflexiones de la ima-
gen sísmica. Hay ciertas señales de estratificación
entre los cuerpos salinos a gran profundidad.
La migración en profundidad antes del apilamiento revela una imagen sorprendentemente
distinta. Los dos grandes cuerpos salinos de la
izquierda aparecen ahora vinculados a raíces que
se hunden a aproximadamente 12,200 m [40,000
pies]. La raíz del rasgo salino central está a unos
5 km [3 millas]. El gran volumen entre las dos raíces salinas está rellenado con capas sedimentarias inclinadas que se truncan contra las raíces.
Una de las ventajas del método de migración en
profundidad antes del apilamiento de WesternGeco,
es la capacidad de obtener imágenes de estratos
con echados “mayores a 90 grados,” es decir, capas
que están volcadas o se sitúan debajo de bloques
Oilfield Review
Imagen en escala de tiempo después del apilamiento
Imagen en escala de profundidad antes del apilamiento
> Migraciones en tiempo y en profundidad de tres grandes rasgos salinos. La migración en tiempo después del apilamiento (arriba) revela las cimas de las intrusiones salinas. Sin embargo, este método deja una imagen poco clara de las
bases de la sal que podrían interpretarse en el límite inferior de la zona que tiene poca reflexión o carece de carácter.
La interpretación de la imagen en profundidad antes del apilamiento (abajo) sugiere que los dos cuerpos salinos situados más a la izquierda no flotan, sino que están conectados a las raíces que se extienden hasta 40,000 pies [12,200 m].
salinos colgantes. Los métodos de migración
siguen los rayos a través del modelo de velocidad
hasta un reflector y luego nuevamente hasta la
superficie. Los rayos se curvan en cada interfase de
acuerdo con el ángulo de incidencia y el contraste
de velocidad entre las capas.
Verano de 2002
En general, es suficiente considerar sólo los
rayos que rebotan desde el tope de un reflector.
Pero en ciertos casos pueden producirse reflexiones de interés desde la base, como ocurre con las
reflexiones provenientes de las caras inferiores
de los bloques salinos colgantes. Para poder dar
cuenta de estas reflexiones en la migración, es
necesario que el trazado de rayos abarque grandes distancias. Con estos rayos, que se conocen
como rayos curvos, se pueden generar imágenes
claras de las caras inferiores de los bloques salinos colgantes.
9
6°
54°
K10
K13
53°
MAR
D E L
N O R T E
Ijmuiden
52°
Países Bajos
< Bloques K10 y K13 en la cuenca Broad Fourteens, al sur del Mar del Norte. Wintershall Noordzee BV logró una imagen sísmica más clara de
sus yacimientos en esta región gasífera, utilizando imágenes en escala de profundidad antes
del apilamiento.
En otro ejemplo del Golfo de México, la
migración en tiempo después del apilamiento
permite obtener una imagen del flanco norte de
una intrusión salina, pero el flanco sur se pierde
en una sombra (abajo). En la migración en tiempo
no se utilizaron los rayos curvos. Las imágenes
en escala de profundidad antes del apilamiento,
que incorporan tanto la energía de los rayos curvos como la energía que atraviesa la sal, permitieron iluminar las capas fuertemente inclinadas
y el bloque salino colgante en el flanco sur de la
intrusión.
Generación de imágenes en el Mar del Norte
El Golfo de México no es el único lugar donde los
operadores utilizan imágenes en escala de profundidad. Muchos sectores del Mar del Norte
exhiben una complejidad estructural comparable
a las intrusiones salinas del Golfo de México.
Además de depósitos de sal tectónicamente activos, las cuencas del Mar del Norte muestran
zonas de creta y fallamiento de gran escala
encima y debajo de la sal. Comparativamente,
Imagen 3D en escala de tiempo después del apilamiento
Sur
las secuencias de arenisca-lutita suavemente
variables que sobreyacen los cuerpos salinos del
Golfo de México pueden parecer simples.
Wintershall Noordzee BV comenzó a explorar
en los Bloques K10 y K13 de la cuenca Broad
Fourteens, en el sector holandés del Mar del
Norte, en el año 1968 (izquierda). Desde entonces se perforaron más de 30 pozos, delineándose
siete campos productivos. Dado que estos campos están transitando los últimos años de la
etapa de producción, se está desplegando nueva
tecnología para identificar más reservas y prolongar la vida productiva de esta área madura.8
El área es estructuralmente compleja, con
fallas normales, cabalgamientos e intrusiones
salinas de gran escala. Los grandes contrastes de
velocidad alrededor de los domos salinos y a través de las fallas principales, hacen que los métodos tradicionales de generación de imágenes
sísmicas produzcan imágenes deficientes de las
estructuras y las fallas. Canales profundos cortan
la secuencia Terciaria que sobreyace una potente
unidad de creta de espesor y velocidad variables.
Imagen 3D en escala de profundidad antes del apilamiento
Norte
Sur
Norte
Reflexión de rayo curvo
Velocidad constante
Velocidad variable
Diapiro
salino
10
> Imagen debajo de un bloque salino colgante del Golfo de México con migración en tiempo y
en profundidad. La migración en tiempo después del apilamiento (izquierda) logra generar una
imagen del flanco norte de un diapiro salino, pero el flanco sur se pierde en una sombra creada
por un bloque colgante. Si se incluyen los rayos curvos (recuadro) y los rayos que atraviesan la
sal, la migración en profundidad antes del apilamiento (derecha) permite obtener una imagen de
las capas fuertemente inclinadas y del bloque colgante en el flanco sur de la intrusión.
Oilfield Review
Migración en profundidad en 1996
Migración en profundidad en 1999
Arenisca Rotliegend
> Comparación de migraciones en profundidad con modelos de velocidad simples y complejos. Para la
migración en profundidad en un proyecto anterior se utilizó un modelo de velocidad simple que produjo
una imagen poco clara del tope de la arenisca Rotliegend debajo de una falla compleja (izquierda). La
migración en profundidad con el modelo de velocidad más nuevo y más detallado arroja una imagen
mucho más clara del intervalo potencialmente productivo (derecha).
Los yacimientos principales son aún más profundos. Se trata de las areniscas Main Buntsandstein
y Rotliegend. Las láminas carbonatadas de gran
amplitud pueden interpretarse erróneamente
como reflectores del Tope de Rotliegend, generando objetivos falsos.
Un proyecto inicial de migración en profundidad realizado en 1996 sobre un área de 50 km2
[19.3 millas cuadradas] que cubre ambos bloques, mostró ciertas mejoras en las imágenes,
pero debido a la utilización de técnicas de modelado de velocidad simplistas, los resultados carecían del detalle necesario para mejorar las
imágenes estructurales.
Para conocer mejor la historia geológica del
área e identificar las trampas restantes era necesario contar con mejores imágenes y de mayor
resolución. En 1999, Wintershall y WesternGeco
aplicaron migración en profundidad antes del
apilamiento a los levantamientos 3D de alta fidelidad de ambos bloques. El nuevo proyecto incor-
Verano de 2002
poraba datos de tres levantamientos 3D que
cubrían una superficie de 880 km2 [340 millas
cuadradas].
El éxito de todo proyecto de migración en profundidad depende de la precisión del modelo de
velocidad. Para confeccionar un modelo preciso,
se desarrolló un método meticuloso combinando
herramientas de última generación con técnicas
convencionales.
La técnica iterativa de eliminación de niveles
constituyó el elemento fundamental del análisis.
Para obtener el modelo se utilizó una conjunción
de tomografía y barrido en escala de profundidad
de velocidades múltiples para cada capa. A fin de
verificar las velocidades de cada capa, se preparó
una malla densa de migraciones en profundidad
antes del apilamiento para los levantamientos
3D. Los apilamientos en escala de profundidad se
utilizaron para actualizar el modelo estructural y
se examinaron las colecciones de trazas para
controlar y actualizar las velocidades. Esto permi-
tió rastrear y verificar las variaciones estructurales y de velocidad en forma continua y sistemática para cada una de las 11 capas del modelo a
medida que se lo construía.
Las nuevas imágenes mostraban mejoras significativas con respecto a los anteriores conjuntos de datos migrados en tiempo y en
profundidad, especialmente en las áreas tectónicamente complejas. Por ejemplo, los resultados
del proyecto de 1996 con un modelo de velocidad
simple mostraban una imagen poco clara del tope
del yacimiento de areniscas Rotliegend debajo de
una falla compleja (arriba). La nueva migración en
profundidad con el modelo de velocidad detallado
permitió obtener una imagen mucho más nítida
de este intervalo potencialmente productor.
8. Dewey F, Whitfield P y King M: “Technology Offers New
Insight in a Mature Area—A 3D PreSDM Case Study
from the Dutch N Sea,” Transcripciones de la 63a.
Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,
Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001,
artículo A-04.
11
Imagen en escala de tiempo
Imagen en escala de profundidad
> Estructura compleja de la formación Rotliegend revelada por las imágenes en escala de
profundidad. Un intervalo interrumpido en la sección migrada en tiempo (izquierda) es difícil
de interpretar. En la imagen migrada en profundidad (derecha), esto se identifica como un
pequeño afloramiento de la formación Rotliegend.
Q5
Línea de co
Q8
s
en
rte
ou
Q7
dF
oa
Br
sta
ca
en
12
Q4
Cu
En un segundo ejemplo, un rasgo difícil de
interpretar en la sección migrada en tiempo se
puede identificar como una “aparición repentina”
de la formación Rotliegend en la imagen migrada
en profundidad (arriba). Lo que parece ser una
reflexión discontinua aislada en la migración en
tiempo puede verse en la sección migrada en profundidad como una exposición abrupta con lados
casi verticales. Este problema es difícil de resolver
con migración en tiempo dada la complejidad de
la estructura que sobreyace a la aparición repentina y sus flancos fuertemente inclinados, pero se
puede abordar con migración en profundidad.
El éxito del proyecto dependió de una estrecha colaboración entre geofísicos de procesamiento, intérpretes e investigadores, tanto de
Wintershall como de WesternGeco, y de la optimización de todas las tecnologías disponibles.
Los esfuerzos adicionales para obtener el modelo
de velocidad detallado, demostraron los beneficios de procurar una solución 90% correcta en vez
de aceptar un resultado correcto sólo en un 70%,
satisfaciendo a la vez las restricciones en términos de costos y tiempos operativos.
Actualmente, se está realizando una reinterpretación completa del área que se combinará
con un estudio de modelado de cuenca, para
mejorar la definición de los campos productivos e
identificar la presencia de cualquier compartimiento de yacimiento sin probar.
54°
Sin inversión
Riesgo bajo
Terraplén del margen de la cuenca
Riesgo bajo
Terraplén invertido
Riesgo moderado
Terraplén invertido
Alto riesgo
Ejes de la cuenca, enterramiento
máximo e inversión
Riesgo muy alto
Gas
53°
MAR DEL
NORTE
52°
Q4 Q5
Q7 Q8
Ijmuiden
Países Bajos
> Yacimientos de gas (rojo) operados por Clyde Petroleum Exploratie BV en los bloques Q4 y Q8 del sector holandés del Mar del Norte. La codificación en color indica
regiones con diferentes historias tectónicas.
Oilfield Review
9. Kemme M, Brown G, VanBuuren N y Greenwood M:
“Depth Imaging Unfolds Complex Geology and Impacts
Reserves—The Q4 Story,” Transcripciones de la 63ra.
Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,
Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001,
artículo P071.
10. La fase y la amplitud de las trazas sísmicas se ven afectadas por la regulación y las características de energía
de la fuente de adquisición y por el procesamiento, que
pueden variar de un levantamiento a otro. La combinación de conjuntos de datos de diferentes levantamientos
requiere el ajuste de fase y amplitud de todos los conjuntos de datos.
11. Una in-line es una línea sísmica dentro de un levantamiento 3D paralela a la dirección de adquisición del
cable sísmico marino remolcado. Una crossline es una
línea sísmica perpendicular a la dirección de adquisición del levantamiento.
Verano de 2002
Línea paralela a la dirección de la adquisición
3600
0
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
5200
5400
5600
5800
6000
6200
SO
6400
NE
500
1000
Zona
1
Zona 2
Zona 3
Zona 4
1500
Zona 5
2000
Profundidad, m
Incremento de reservas utilizando
imágenes en escala de profundidad
En otro desarrollo del Mar del Norte, los operadores utilizaron imágenes en escala de profundidad para mejorar la delineación de las reservas e
incrementar las estimaciones de las mismas.
Clyde Petroleum y sus socios desarrollaron
recientemente imágenes en escala de profundidad de última generación en un renovado
esfuerzo por explorar, evaluar e incrementar los
descubrimientos de gas existentes en los Bloques
Q4 y Q8 del sector holandés del Mar del Norte
(página anterior, abajo). Los yacimientos de gas
del Bloque Q4, descubiertos recientemente, se
encuentran en una zona de inversión compleja
(levantada a lo largo de fallas reactivadas), limitada por una serie de fallas principales de rumbo
NO-SE. Los nuevos yacimientos se ubican en una
tendencia estructural con dos yacimientos productores de gas en el Bloque Q8. Antes de que
Clyde Petroleum comenzara a operar el bloque,
ya se habían perforado siete pozos estériles en
áreas prospectivas más someras.
La evolución tectónica había producido
estructuras muy deformadas, y los primeros procesamientos sísmicos convencionales arrojaban
resultados subóptimos. Luego de la perforación
del primer pozo de exploración exitoso, se implementó un nuevo programa para los levantamientos 3D, consistente en migración en profundidad
antes del apilamiento seguida de una reinterpretación completa de todos los datos.9
Como consecuencia de la compleja historia
de movimientos normales, inversos y laterales, el
relleno de cuenca se depositó sobre el bloque
yacimiento. Las imágenes migradas en tiempo de
estas estructuras fuertemente inclinadas no eran
de muy buena calidad, y la ubicación de las fallas
resultaba cuestionable. Los resultados de la sísmica de pozo y el trazado de rayos indicaban que
el error de ubicación de las fallas laterales podía
ser de hasta 300 m [1000 pies], dependiendo del
modelo de velocidad de sobrecarga.
2500
3000
3500
Terciario
4000
Creta
Cretácico Inferior
4500
Jurásico Superior
Jurásico Inferior
5000
Triásico
Pérmico
Inundación pre-Pérmico
> Modelo de velocidad para los yacimientos del bloque Q4. Las fallas de alta inclinación se
yuxtaponen lateralmente a velocidades contrastantes y colocan a las capas de alta velocidad
sobre las de menor velocidad. El recuadro rojo indica el área de interés.
El proyecto de migración en profundidad
antes del apilamiento se puso en marcha para
conocer mejor el marco estructural y ubicar
correctamente las fallas, con la esperanza de que
los resultados tuvieran un fuerte impacto sobre
la dimensión de la estructura y la planificación de
los pozos de desarrollo.
En la migración en profundidad antes del apilamiento, se ingresaron cuatro conjuntos de datos
3D; aproximadamente 400 km2 [154 millas cuadradas] de datos sísmicos. Cada conjunto de datos se
procesó utilizando un procesamiento previo convencional similar, haciendo hincapié en la reducción de ruido y la atenuación de múltiples. Si bien
los conjuntos de datos tenían distintas orientaciones, no fue necesario reiterar el muestreo. Se
aplicó ajuste de fase y compensación de amplitud
a cada levantamiento para referenciar todos los
levantamientos a una base común.10 Cada conjunto de datos fue migrado en profundidad por
separado y todos los conjuntos se fusionaron después de la migración, pero antes del apilamiento.
Debido a la compleja naturaleza de la geología se esperaban fuertes contrastes de velocidad.
Por lo tanto, el método de eliminación de niveles,
de arriba hacia abajo, no parecía adecuado para
el modelado de velocidad.
El modelo estructural indicaba que el modelo
de velocidad 3D podía dividirse en cinco bloques
de velocidad de orientación NO-SE, con hasta
seis capas de velocidad debajo del nivel estratigráfico Terciario sobreyaciente (arriba). Se determinó la velocidad capa por capa dentro de cada
bloque, pero la inclinación de los bloques limitados por las fallas determinaba el orden en que
debía construirse el modelo de velocidad; es
decir, de sudoeste a noreste.
Generalmente se utilizan velocidades de apilamiento para obtener las velocidades de intervalo iniciales para una capa en particular. Pero
dada la poca confiabilidad de las velocidades de
apilamiento en un área tan compleja como ésta,
se empleó un modelo basado en datos de pozo.
Para generar una cuadrícula migrada en profundidad antes del apilamiento de las líneas paralelas a la dirección de la adquisición (in-lines)
sobre el área de interés del levantamiento 3D, se
recurrió a varios planos de velocidad basados en
la velocidad inicial.11 Luego se obtuvo un plano de
velocidad final para la capa objetivo, picando inte-
13
Imagen en escala de tiempo, 1996
Imagen en escala de profundidad, 1999
CGA
> Comparación de las líneas sísmicas interpretadas, luego de migradas en tiempo y en profundidad, en el bloque Q4 del yacimiento. La interpretación de la
imagen migrada en tiempo (izquierda) muestra un bloque de yacimiento limitado al oeste por una falla de cabalgamiento (amarillo) y al este por una falla
normal que se inclina hacia el este (negro). La interpretación de la imagen migrada en profundidad (derecha) modifica el resultado. La nueva interpretación
eleva la falla de cabalgamiento (línea blanca), agregando volumen al yacimiento hacia el oeste. La falla normal al este ya no se considera una falla límite.
El límite del yacimiento reevaluado es una falla inversa que se inclina hacia el oeste (rojo), la cual no se había reconocido antes. En la imagen se indica
el contacto aproximado gas-agua (CGA).
ractivamente las colecciones de trazas de puntos
comunes migrados en profundidad.12 Por último se
generó una cuadrícula 3D de 500 m [1640 pies] de
líneas paralelas (in-lines) y perpendiculares a la
dirección de la adquisición (cross-lines) migradas
en profundidad antes del apilamiento. Estas líneas
se utilizaron para interpretar el horizonte objetivo
en escala de profundidad, para su inclusión en el
modelo de velocidad.
Se hicieron iteraciones del procedimiento
capa por capa dentro de cada bloque de falla
hasta insertar el horizonte base en el modelo de
velocidad. Luego se utilizó el modelo de velocidad final para generar un volumen 3D migrado en
profundidad antes del apilamiento con una cuadrícula de 25 m por 25 m [82 pies por 82 pies]. Se
efectuó la corrección de la curvatura residual, se
apilaron los datos y se aplicó el procesamiento
correspondiente después del apilamiento.
Los nuevos datos en escala de profundidad
mostraron mejoras notables con respecto a los
datos migrados en tiempo, aumentando la comprensión del modelo estructural y la confiabilidad
12. Un gather de puntos comunes de la imagen (CIP, por sus
siglas en inglés) está dado por la colección de todas las
trazas que se reflejan en el punto del subsuelo cuya
imagen se pretende generar. Este conjunto se crea
buscando todos los rayos posibles en la geometría de
adquisición y recolectando sólo los que se reflejan en
el punto de interés.
14
en la localización de las fallas (arriba). La migración en profundidad antes del apilamiento permitió la ubicación del segundo pozo exploratorio
cerca de una falla principal, sin riesgo de encontrar una unidad de yacimiento reducida e indicó
que la falla estaba ubicada un poco más al oeste,
incrementando el volumen del yacimiento. Estas
mejoras en la generación de imágenes incidieron
significativamente en la interpretación de la falla
que limita el yacimiento al este. Debido a la
pobre calidad de las imágenes de los datos sísmicos migrados en forma tradicional, esta falla
aparecía como una falla normal que se inclina
hacia el este. Pero la resolución superior de las
imágenes nuevas, permite observar que la falla
que limita el yacimiento es en realidad, una falla
inversa que se inclina hacia el oeste, lo que
agrega un bloque extra de yacimiento gasífero,
limitado por la falla.
La interpretación estructural actualizada dio
como resultado un aumento de casi el 50% del
gas original en sitio (página siguiente, abajo). Por
otra parte, la mejor definición sísmica permitió la
reducción de la incertidumbre asociada al cálculo
de reservas y facilitó la interpretación detallada de
las fallas dentro del yacimiento, reduciendo el
riesgo de dejar ciertos compartimientos sin drenar.
La sólida metodología adoptada en el transcurso del proyecto, permitió la construcción de
un modelo de velocidad preciso para esta área
compleja. El volumen 3D migrado en profundidad
antes del apilamiento, permitió mejorar considerablemente la calidad y confiabilidad de la imagen sísmica. La mejor calidad sísmica no sólo
aumentó considerablemente el volumen aparente de la estructura, sino que también condujo
a una interpretación mucho más detallada de las
fallas dentro del yacimiento. Esto permitió la planificación más confiable de tres a cinco pozos de
desarrollo futuros. El yacimiento Q4-A fue puesto
en producción en diciembre de 2000, apenas dos
años y medio después de haberse perforado el
primer pozo de exploración.
Migración en profundidad antes
del apilamiento en tierra
Muchas áreas prospectivas en tierra presentan
los mismos problemas de generación de imágenes que los observados en áreas marinas, pero
hasta hace poco las campañas sísmicas terrestres eran menos eficaces en la generación de
imágenes de estructuras complejas. Sin
embargo, los proyectos terrestres de generación
de imágenes en escala de profundidad están
Oilfield Review
Imagen en escala de tiempo
Imagen en escala de profundidad
10,000
2.2
Tiempo, mseg
Profundidad, pies
2.4
12,000
2.6
14,000
2.8
> Sección migrada en tiempo (izquierda) y en profundidad (derecha) en el sur de Texas. En la imagen migrada en tiempo, las complejidades de velocidad producen un falso anticlinal inmediatamente a la izquierda del plano de falla indicado por las flechas. Además, las reflexiones en el lado
izquierdo de la falla parecen estar interrumpidas y tienen menos continuidad que las reflexiones en su lado derecho. La sección migrada en profundidad muestra estructuras levemente inclinadas y continuas en la sombra de la falla. El falso alto estructural que se oberva en los datos migrados en
tiempo se ha suavizado y la continuidad de las reflexiones se ha mejorado.
mostrando el mismo nivel de mejoramiento con
respecto a los métodos de migración en tiempo
que sus contrapartes en el Golfo de México y el
Mar del Norte.
La exploración en el sur de Texas se caracteriza por las complicaciones que plantean las
estructuras complejas que sobreyacen a los yacimientos potenciales. Las fallas crean sombras
que oscurecen la forma y disposición de las capas
más profundas. La generación de imágenes de
objetivos bajo “sombras de fallas” es un verdadero desafío con las técnicas de migración en
tiempo, pero la migración en profundidad brinda
imágenes mucho más claras y rasgos más razonables desde el punto de vista geológico.
Un ejemplo de los beneficios aportados por la
migración en profundidad antes del apilamiento
está dado por un levantamiento regional de
WesternGeco consistente en 256 km2 [100 millas
cuadradas] al sur de Texas. Una imagen convencional migrada en tiempo que abarca una gran
falla normal, muestra algunos de los problemas
típicos observados en esta área (arriba). En esta
sección aparece un falso anticlinal pronunciado o
un “abombamiento aparente” de reflexiones sísmicas, debajo de la falla. Además, las reflexiones
debajo de la falla parecen interrumpidas y tienen
menos continuidad que las reflexiones en el bloque derecho de la falla, particularmente a lo largo
del horizonte interpretado.
Verano de 2002
0
pies
6560
0
metros
2000
< Aumento del gas originalmente en sitio resultante de la interpretación de los datos sísmicos
migrados en profundidad. La interpretación de
estos datos se tradujo en fallas trasladadas de
lugar y en un aumento del 50% de las reservas
de gas en el yacimiento. Las fallas de las antiguas interpretaciones se indican en negro y las
de las nuevas, en azul. El aumento del tamaño
del yacimiento se muestra en rosado.
Q4-A
Contorno del campo en base
a la migración en tiempo
Área ganada
Fallas en base a la nueva
migración en profundidad
antes del apilamiento
Fallas en base a la antigua
migración en tiempo
Contorno del campo en
base a la antigua migración
en tiempo
Q4-B
15
Estos problemas de generación de imágenes
son provocados por la yuxtaposición de rocas de
diferentes velocidades en ambos bloques de la
falla (página siguiente, arriba a la izquierda). Las
capas en el bloque alto o izquierdo de la falla, si
bien son más antiguas que las del bloque derecho, están sobrepresionadas y tienen, por ende,
velocidades sísmicas más bajas. Los contrastes
de velocidad lateral hacen que los rayos sísmicos
se curven al atravesar la falla. La curvatura de los
rayos distorsiona la imagen sísmica en el dominio del tiempo.
La sección migrada en profundidad muestra
una imagen diferente. Las reflexiones en esta
sección tienen una inclinación menos abrupta en
el lado izquierdo de la falla que la que muestran
las correspondientes reflexiones en la sección
migrada en tiempo. El falso alto estructural se ha
reducido y se mejora la continuidad de las reflexiones. La interpretación de la sección migrada
en profundidad da como resultado una profundidad y forma diferentes de las capas que se
encuentran debajo de la falla, generando potencialmente un objetivo exploratorio diferente.
La migración en profundidad ha resultado exitosa en otras partes del mundo donde se sabe
que los resultados de la sísmica terrestre son problemáticos. WesternGeco ha implementado proyectos de imágenes 3D en escala de profundidad
en muchos de los países productores de petróleo
del mundo, incluyendo Venezuela, Bolivia,
Argentina, Alemania, Rusia, Kazakhstán, Egipto,
Libia, Kuwait, los Emiratos Árabes Unidos, Siria,
China, Australia y Nigeria.
En busca del máximo potencial
Los métodos actuales son mucho más precisos
que los anteriores, pero aún no se ha explotado
al máximo el potencial de la técnica de generación de imágenes en escala de profundidad. Las
limitaciones a superar se centran en torno a la
creación de un modelo de velocidad, la decisión
acerca de qué tipo de migración genera las mejores imágenes, y el tiempo requerido para cumplimentar los proyectos de generación de imágenes
en escala de profundidad.
Diversos factores pueden complicar el proceso de construcción del modelo. Uno de ellos es
la anisotropía a la que se le ha prestado especial
atención últimamente. Gran parte del subsuelo
es anisotrópico en lo que respecta a alguna propiedad física, tales como las propiedades elásticas, la permeabilidad o las propiedades
electromagnéticas.13 La forma más simple de anisotropía elástica se denomina isotropía transversal (IT). Ésta se produce cuando la velocidad
sísmica tiene un valor en dirección paralela a la
estratificación y otro en dirección perpendicular,
o transversal, a la estratificación. En los casos
típicos de anisotropía IT, la velocidad paralela a
la estratificación es mayor que la velocidad en
sentido transversal.
Imagen en escala de profundidad generada con un modelo de velocidad isotrópica
Tope del pozo
Generalmente en el procesamiento de datos
sísmicos se ignora la anisotropía. Sin embargo,
los efectos de una fuerte anisotropía pueden
generar un conjunto de datos deficientes si se la
ignora. El desconocimiento de la anisotropía
puede producir errores de posicionamiento de
estructuras tanto en sentido vertical como horizontal.
Los efectos de la anisotropía pueden verse
como una forma no hiperbólica en los arribos provenientes de un reflector plano (página siguiente,
arriba a la derecha). Las trazas con desplazamientos laterales grandes arriban antes de lo
previsto con un modelo con velocidad isotrópica
porque han recorrido más distancia en la dirección horizontal más rápida.
La anisotropía se puede incorporar a un
modelo de velocidad con migración en profundidad antes del apilamiento. Esto arroja resultados
sorprendentes (abajo).14 La generación de imágenes en escala de profundidad antes del apilamiento con un modelo de velocidad isotrópica,
ofrece un panorama bastante claro de las capas
de sedimentos volcadas por una intrusión salina
en el Mar del Norte. Sin embargo, las capas que
quedan en la sombra del bloque salino colgante
no son tan claras como podrían serlo, y las capas
que se inclinan suavemente en el flanco inferior
de la sal, muestran un error de ajuste con las profundidades de formación medidas en un pozo. La
generación de imágenes en escala de profundi-
Imagen en escala de profundidad generada con un modelo de velocidad anisotrópica
Tope del pozo
> Imágenes en escala de profundidad antes del apilamiento en el Mar del Norte generadas con modelos de velocidad isotrópica (izquierda) y anisotrópica
(derecha). La inclusión de un 10% de anisotropía en la velocidad de la sobrecarga ayuda a generar una imagen más clara de las capas que se truncan contra una intrusión salina y permite un mejor ajuste en escala de profundidad con los datos de pozo.
16
Oilfield Review
10,736
11,000
11,696
Desplazamiento
12,000
Tiempo de
tránsito doble
12,464
Profundidad, pies
Velocidad de intervalo, pies/seg
10,000
13,000
Isotrópico
13,232
14,000
14,000
> Modelo de velocidad con migración en profundidad para un levantamiento
al sur de Texas que muestra la falla interpretada en los datos sísmicos.
dad antes del apilamiento con un modelo que
incluye 10% de anisotropía en la sobrecarga,
genera un panorama más claro que se ajusta a los
datos de pozo.
La identificación de qué problemas de generación de imágenes requieren modelos de velocidad anisotrópica y cuáles simplemente muestran
la heterogeneidad de la velocidad, será más fácil
a medida que se ensayen nuevas áreas.
Los especialistas en procesamiento analizan
qué tipo de migración es mejor para obtener imágenes de volúmenes extremadamente complejos. La migración de Kirchhoff antes del
apilamiento ha resultado particularmente efectiva en la generación de imágenes de depósitos
de sal y de los ubicados debajo de la sal en el
Golfo de México, pero en ocasiones no es muy
efectiva para generar imágenes de rasgos ubicados debajo de cuerpos salinos irregulares. Dado
que este algoritmo utiliza trazado de rayos, errores pequeños en la forma o ubicación de la interfase salina pueden producir transformaciones
artificiales de migración.
En este tipo de áreas, la migración antes del
apilamiento por diferencia finita puede resultar
efectiva. Este método utiliza extrapolación del
campo de ondas en vez de trazado de rayos y
puede generar mejores imágenes.15
La mayor eficiencia adquirida y la utilización
de sistemas de computación más poderosos han
permitido acortar los ciclo de tiempo del proyecto.
Verano de 2002
Anisotrópico
Pero las compañías de servicios continúan siendo
presionadas para obtener imágenes de áreas más
extensas y con rapidez. Las compañías petroleras
y los contratistas deberían compartir la responsabilidad para definir marcos temporales realistas.
La migración en profundidad aporta una solución viable a los complejos problemas de generación de imágenes. Luego de observar la
diferencia entre datos en escala de profundidad
y secciones convencionales en el dominio del
tiempo, los operadores generalmente cambian
sus interpretaciones y sus planes, ya sea en relación con la exploración de áreas prospectivas o
con el desarrollo de yacimientos. Por otra parte,
visualizar la diferencia en una sección sísmica
lleva a pensar que todos los demás datos obtenidos en áreas complejas probablemente merezcan
una revisión. Algunos operadores ahora insisten
con la generación de imágenes en escala de profundidad antes de perforar en aguas profundas o
en otras áreas de alto riesgo.
Otros, en cambio, se niegan a aplicar esta
técnica debido a los costos de adquisición y procesamiento de datos específicos a un objetivo
dado. En su opinión, esta tecnología es sólo para
los grandes operadores. Sin embargo, es posible
utilizarla en forma eficaz en materia de costos
con proyectos de múltiples clientes para mejorar
la comprensión de los sistemas petroleros regionales. El enfoque adoptado por WesternGeco en
cuanto a la aplicación de imágenes en escala de
> Comparación de tiempos de arribo versus desplazamiento lateral para una capa de velocidad
isotrópica y otra de velocidad anisotrópica. Si la
velocidad de la capa fuera isotrópica, los arribos
definirían la curva roja y si fuera anisotrópica, los
arribos definirían la curva negra.
profundidad a conjuntos de datos especulativos
de escala regional, está ayudando a poner la tecnología a disposición de todas las compañías
operadoras independientemente de su tamaño.
A medida que más operadores adquieran experiencia con la técnica, el proceso se irá tornando
más eficaz. Según los especialistas, en el futuro se
obtendrán básicamente imágenes en escala de
profundidad de todos los datos sísmicos.
—LS
13. Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,
Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y Lynn H:
“The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield Review 6,
no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.
14. Bloor R, Whitfield P y Fisk K: “Anisotropic Prestack
Depth Migration and Model Building,” Transcripciones
de la 63ra. Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,
Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001,
artículo A-01.
15. Albertin U, Watts D, Chang W, Kapoor SJ, Stork C,
Kitchenside P y Yingst D: “Improving Near-Salt-Flank
Imaging with Shot-Profile Wavefield-Extrapolation
Migration in the Gulf of México,” presentado en la 64ta.
Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE, Florencia,
Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.
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