Download • Sísmica de pozo • Petrofísica a partir de AVO • Monitoreo, sísmica

Geofísica de reservorio
Geofísica de reservorio
Sísmica de pozo
Petrofísica a partir de AVO
Petrofísica a partir de AVO
Monitoreo, sísmica 4D
Sísmica 4C, multicomponente, de ondas convertidas
• Anisotropía
•
•
•
•
Indicadores directos de hidrocarburo (DHI)
Indicadores directos de hidrocarburo (DHI)
• Se definen a partir del hecho de que el p
g p
(p
reemplazo de agua por hidrocarburo (petróleo o gas) causa cambios en la impedancia acústica (disminuye la densidad y la velocidad
acústica (disminuye la densidad y la velocidad de onda P)
• Ciertos rasgos de la sección sísmica son l
ó í
indicativos de esos cambios locales en la impedancia acústica, y se consideran «DHI»
DHI: punto brillante (bright spot)
DHI: punto brillante (bright spot)
La amplitud de una reflexión aumenta localmente por la presencia de hidrocarburo reemplazando al agua, lo cual realza el contraste de impedancia acústica entre la pelita y la arena.
No todos los puntos brillantes se deben a la presencia de hidrocarburo
No siempre la pelita tiene mayor impedancia acústica que la arenisca…
DHI: inversión de polaridad / cambio de fase
DHI: inversión de polaridad / cambio de fase Si la impedancia acústica de la pelita es intermedia entre la de la arena saturada en agua y el reservorio, se produce una inversión de polaridad
(un contraste positivo de impedancia se convierte localmente en uno negativo)
No todos los cambios de fase se deben a la presencia de hidrocarburo
DHI: punto oscuro (dim spot)
DHI: punto oscuro (dim spot)
La amplitud de una reflexión disminuye localmente por la presencia de hidrocarburo reemplazando al agua, lo cual disminuye el contraste de impedancia acústica entre la pelita y la arena.
No todos los puntos oscuros se deben a la presencia de hidrocarburo
Cambios laterales en la amplitud de ciertos reflectores:
Punto brillante
Cambio de fase
Hydrocarbon leg
Punto oscuro
Puntos brillantes: reflexiones de amplitud anómalamente alta. Suelen relacionarse con la presencia de hidrocarburos
con la presencia de hidrocarburos.
También pueden ser generados por cambios laterales de litología/porosidad
• Etapa de «puntos brillantes», 1970‐1982
Etapa de «puntos brillantes» 1970‐1982
• A partir de 1982 comienza el auge del «AVO» (amplitude vs offset) es decir el estudio de la
(amplitude vs offset), es decir, el estudio de la variación de amplitud con el ángulo de incidencia que debe cuantificarse antes del
incidencia, que debe cuantificarse antes del apilado
SSe emite onda P (compresiva).
it
d P(
i )
Cuando la incidencia de la onda sísmica no es normal, parte de la onda P original se refleja/refracta como onda de corte (S). Hablamos de onda S convertida.
Cuanto más resiste la roca al esfuerzo compresivo, más rápido se desplaza la onda
Ídem para el esfuerzo de cizalla
Ídem para el esfuerzo de cizalla
Cambio en el grosor o estrechamiento/engrosamiento que acompaña al estiramiento/acortamiento, respectivamente
Rango usual entre 0 y 0,5. Valor típico para una roca consolidada: 0,25; para una roca clástica (porosa): 0,05
Los módulos elásticos son constantes que describen la relación deformación/esfuerzo para cada material
A mayor densidad, ¿menor velocidad?
¿menor velocidad?
La relación de velocidad de ondas P y S sólo depende del coeficiente de Poisson
Con la Con
la
profundidad, los módulos elásticos aumentan más rápido que la densidad
Yilmaz 2001 (SEG)
La presencia de fluidos genera una disminución de Vp Pero cambios
disminución de Vp. Pero cambios litológicos tienen el mismo efecto.
Como la presencia de fluidos tiene Como
la presencia de fluidos tiene
menos efecto en Vs, un cambio en Vp/Vs es más diagnóstico que la simple disminución de Vp.
p
p
Vp/Vs para areniscas 1,6‐1,75
C li 1 85 1 95
Calizas 1,85‐1,95
Pelitas > 2 Hidrocarburos
Hidrocarburos (especialmente gas) reducen Vp/Vs en un 10‐20%
¿De qué depende la cantidad de energía (amplitud) que se ¿De
qué depende la cantidad de energía (amplitud) que se
refracta/refleja en cada modo (P o S)?
Ecuaciones de Zoeppritz (1919)
Coeficientes de reflexión (R) y transmisión (T) son función del ángulo de incidencia y dependen de contrastes de densidad y
dependen de contrastes de densidad y velocidad de ondas P y S
rho densidad
theta ángulo de incidencia
alfa, beta velocidades de ondas P, S
Ecuaciones de Zoeppritz: aproximaciones
Se consigue expresar la amplitud de la reflexión en función del ángulo de incidencia
Tomemos por ejemplo la simplificación de Bortfeld:
Tomemos por ejemplo la simplificación de Bortfeld:
Reflexión con R
fl ió
incidencia normal (offset cero)
Término que Término
que
depende de la velocidad de ondas S
ondas S
Recordemos: el coeficiente de Poisson determina la relación
Poisson determina la relación Vp/Vs
Para cierta relación de densidades y Vp/Vs entre medios 1 y 2:
Esto es para un caso específico. Las relaciones p
de energía varían enormemente con diferentes situaciones (propiedades de los medios)
Si el reflector es muy profundo, el ángulo de incidencia es siempre muy d
chico, estoy en el sector izquierdo de los gráficos L
La mayor conversión P‐S ió P S
ocurre más allá del ángulo crítico
• Determinar
Determinar cuánta energía de onda P se cuánta energía de onda P se
convierte a S me da información sobre la constante de Poisson
• No emito ni registro ondas S, hay que diseñar un modo de estimar la relación: AVO
d d
ti
l
l ió AVO
• Alternativa: registrar ondas PS (convertidas) g
(
)
con geófonos multicomponentes
• Alternativa 2: generar ondas S y registrarlas
Alternativa 2: generar ondas S y registrarlas
La variación de amplitud con el offset (AVO) se observa en los CMP gather antes de realizar el
CMP gather, antes de realizar el apilado
Cuanto más somero el reflector, más amplio el rango de offsets registrado
el rango de offsets registrado
Para cada tiempo, se grafica la relación entre amplitud y offset. Para ese único punto del reflector, se obtiene una recta, con pendiente G y ordenada al origen P
¿Qué significa esa recta?
Tomemos por ejemplo la simplificación de Shuey, con tres términos. Para ángulos menores a 30º el tercer término se puede despreciar, dando lugar a la:
l
Ecuación de Shuey de dos términos:
donde
y H es un término que contiene las variaciones en Vp y Vs, y el l
•
El gradiente de AVO mide la variación de reflectividad con el offset; está El
gradiente de AVO mide la variación de reflectividad con el offset; está
directamente relacionado con cambios en el coeficiente de Poisson, que a su vez indican cambios en la saturación de fluidos de la roca.
•
La intercepción de AVO es el coeficiente de reflexión para la incidencia normal Se puede usar para calcular la impedancia acústica que está
normal. Se puede usar para calcular la impedancia acústica, que está indirectamente relacionada con la porosidad del reservorio.
En función del offset
En función del ángulo En
función del ángulo
de incidencia
Clases de AVO
1: amplitud positiva, pendiente negativa
Difíciles de identificar porque la reflectividad disminuye naturalmente con el offset debido a atenuación
2: amplitud pequeña, pendiente negativa
La más común y fácil de reconocer
3: amplitud negativa, pendiente negativa
4: amplitud negativa, pendiente neutra
Castagna y Swan 1997
Ploteo de intercepción vs. gradiente
Atributos del AVO: parámetros calculados combinando de diversas maneras P y G (ej. P x G, P – G), cambio en coeficiente de Poisson reducido, reflectividad de corte, factor P x G, P G), cambio en coeficiente de Poisson reducido, reflectividad de corte, factor
fluido
Cambio en coeficiente de Poisson reducido (scaled Poisson´s ratio change, SPRC)
A y B coeficientes de la simplificación de A
y B coeficientes de la simplificación de
Aki Richards
Se construyen secciones sísmicas ploteando el atributo de AVO, en lugar de la amplitud apilada
Atributos del AVO: factor fluidos
El factor fluidos representa la distancia
representa la distancia que separa a los puntos de interés, de la tendencia normal
la tendencia normal
• Se transforma offset en sen2θ en cada CMP
• Se toma una reflexión en el CMP y se leen sus amplitudes máximas
amplitudes máximas • Se plotean las amplitudes contra sen2θ
• Se ajusta una línea y se lee pendiente e intersección
• Se relacionan cambios en pendiente e i
intersección (y atributos) con cambios ió (
ib
)
bi
litológicos, haciendo modelos
El AVO y sus atributos se calculan para cada punto
calculan para cada punto de cada reflector.
Para interpretar el Para
interpretar el
conjunto, se pueden construir secciones sísmicas con cada parámetro.
Ej.: sección de gradiente
Sección de intercepción Variante: realizar apilado sólo con ángulos cercanos, y g
,y
comparar con el resultado de apilar sólo con ángulos lejanos.
Si hay AVO, los resultados serán disímiles.
Geofísica de reservorio
Geofísica de reservorio
• Sísmica de pozo
• Petrofísica a partir de AVO
Petrofísica a partir de AVO
• Sísmica 4C, multicomponente, de ondas convertidas
id
• Anisotropía
p
• Monitoreo, sísmica 4D
• Determinar
Determinar cuánta energía de onda P se cuánta energía de onda P se
convierte a S me da información sobre la constante de Poisson
• No emito ni registro ondas S, hay que diseñar un modo de estimar la relación: AVO
d d
ti
l
l ió AVO
• Alternativa: registrar ondas PS (convertidas) g
(
)
con geófonos multicomponentes
• Alternativa 2: generar ondas S y registrarlas
Alternativa 2: generar ondas S y registrarlas
Geófonos triaxiales
Geófonos triaxiales
•
La onda P involucra desplazamiento en la La
onda P involucra desplazamiento en la
dirección de propagación, y es registrada predominantemente por los geófonos verticales
l
•
La onda S desplaza las partículas en la La
onda S desplaza las partículas en la
dirección normal a la de propagación, y es registrada predominantemente por los geófonos horizontales
los geófonos horizontales
•
Las ondas S convertidas se polarizan en p
el plano que contiene a la dirección de propagación
“Ocean bottom seismic” (OBS)
C bl d f d
Cable de fondo oceánico para poder registrar ondas S
á i
d
it
d S
3 geófonos ortogonales, y un hidrófono para registrar la onda compresiva (4 componentes)
La onda P se obtiene sumando la respuesta calibrada
La onda P se obtiene sumando la respuesta calibrada de hidrófono y geófono vertical
crossline
inline
Particularidades del procesamiento de ondas S convertidas:
p
• La reflexión no es simétrica: el CMP se convierte en CCP, corrección por NMO más compleja.
• Diferencia en geometría y condiciones de fuente y receptores: corrección estática diferente
corrección estática diferente.
• La
La señal llega particionada en componentes polarizadas señal llega particionada en componentes polarizadas
ortogonalmente: hace falta llevar a un sistema de coordenadas único y recomponer.
coordenadas único y recomponer.
A diferencia de las ondas P, los puntos de reflexión de las ondas PS no coinciden con el punto medio. Se deben separar gathers con «punto de conversión común» (CCP)
El CCP se acerca al CMP a medida que aumenta la profundidad del reflector
La posición del CCP depende de la profundidad, y de la relación de velocidades ɑ /β
Las ondas P y S generadas en un punto del reflector p
se reciben en receptores distintos
Cada receptor recibe ondas P y S que provienen de y q p
puntos distintos del reflector
Al considerar la trayectoria de rayos para calcular tiempo de viaje, debemos tener en cuenta que parte del recorrido se realiza con una velocidad Vp, y la otra con velocidad diferente Vs
l d ddf
El moveout no será hiperbólico!!
L
La corrección por moveout requiere un procedimiento iterativo por sectores
ió
t
i
di i t it ti
t
Las componentes horizontales muestran eventos con move‐out más pronunciado que la vertical, porque las ondas S viajan a menor velocidad que las P
• Determinar
Determinar ondas PS a partir de sísmica triaxial ondas PS a partir de sísmica triaxial
permite detectar contrastes que no son detectables en las ondas P (ej el techo del reservorio)
en las ondas P (ej. el techo del reservorio). • Las ondas PS son capaces de iluminar zonas debajo de plumas de gas domos salinos o basaltos a las
de plumas de gas, domos salinos o basaltos, a las cuales las ondas P no llegan por producirse reflexiones post críticas
reflexiones post‐críticas Contraste entre t
reservorio y postreservorio, bien marcado
bien marcado por la onda S
Contraste entre agua e hidrocarburo en los poros, bien marcado por la onda P
La sección PS no reemplaza a la PP, sino que la complementa
Sección PP: se ve el contacto agua‐
hidrocarburo
Sección PS: se ven el techo y la base del h l b
d l
reservorio
Modelo de velocidades en offshore de Irlanda
Rocas sedimentarias con cierto grado de compactación (velocidades altas y estructura)
Cambios en Vp/Vs indicarían cambios en porosidad o presencia de d d
d
gas
Shillington et al. 2008
g
Geophysical Prospecting
• Determinar
Determinar cuánta energía de onda P se cuánta energía de onda P se
convierte a S me da información sobre la constante de Poisson
• No emito ni registro ondas S, hay que diseñar un modo de estimar la relación: AVO
d d
ti
l
l ió AVO
• Alternativa: registrar ondas PS (convertidas) g
(
)
con geófonos multicomponentes
• Alternativa 2: generar ondas S y registrarlas
Alternativa 2: generar ondas S y registrarlas
Todas las fuentes sísmicas generan ondas S además de ondas P. Para estudiar ondas S es necesario aumentar su energía y producir un campo con g yp
p
polarización conocida. Esto se consigue aplicando el impulso horizontalmente.
Los receptores son los mismos que se utilizan para registrar ondas S convertidas.
El estudio de ondas S tiene aplicación en sísmica somera, porque estas tienen resolución mayor que las ondas P (menor velocidad y frecuencia similar).
VSP registrado con geometría crosshole, geófonos multicomponentes y fuente de ondas P+S
Geofísica de reservorio
Geofísica de reservorio
• Sísmica de pozo
• Petrofísica a partir de AVO
Petrofísica a partir de AVO
• Sísmica 4C, multicomponente, de ondas convertidas
id
• Anisotropía
p
• Monitoreo, sísmica 4D
¿Un medio o varios?
Hablemos sobre resolución
Anisotropía polar, o isotropía transversal vertical (vertical transverse isotropy, VTI), o i
í
l
i
í
l
i l(
i l
i
)
isotropía transversal (a secas) inducida por la estratificación.
Si el eje de simetría está basculado, entonces la anisotropía se denomina isotropía Si
l j d i tí
tá b
l d
t
l
i t í
d
i i t í
transversal basculada (tilted transverse isotropy, TTI)
Homogéneo
Anisótropo
Isótropo
Heterogéneo
Promedio de Backus: se puede usar para modelar un medio finamente estratificado, como un medio único homogéneo, anisótropo.
Para eso el espesor de las capas debe ser por lo menos 10 veces menor que la longitud de onda sísmica
La anisotropía es causada por el alineamiento de heterogeneidades sub‐sísmicas
La anisotropía generada por combinar dos capas con propiedades diferentes (se indica el )
g
p
cuadrado de la velocidad). Se grafica la lentitud de la onda para distintas direcciones. Para ángulos de incidencia bajos, el frente de la onda P es esférico: el efecto de la anisotropía transversal puede despreciarse en los estudios sísmicos convencionales.
Sin embargo, el efecto es relevante para:
‐ estudios sísmicos de gran apertura
‐ cuando se usan velocidades determinadas con ondas que viajan transversalmente (ej. refracción)
‐ cuando se usan velocidades determinadas de trayectoria vertical, para correcciones a aplicarse en otras direcciones (ej. migración)
‐ cuando se calculan parámetros que dependen del offset y por lo tanto de la orientación de la trayectoria (ej. AVO)
Trayectoria del rayo: SP
(pasa por el punto en que la elipse es tangente al frente de onda)
Trayectoria del frente de onda: TP
(perpendicular a la tangente a todas las elipses)
Por el carácter anisótropo del medio, los frentes de onda no son semicírculos, sino elipses. Como consecuencia, la trayectoria de offset cero no coincide con la trayectoria elipses. Como consecuencia, la trayectoria de offset
cero no coincide con la trayectoria
de incidencia normal al reflector
Matriz de constantes elásticas de un medio anisótropo:
de un medio anisótropo:
Para un medio isótropo, el número de constantes elásticas independientes se reduce a dos (constantes de Lamé):
El caso isótropo no es más que un caso particular en el que el número de variables independientes se reduce
independientes se reduce.
El caso general (anisótropo) requiere un tratamiento matemático mucho más complejo.
Por ejemplo:
Move out para isotropía en velocidad
Move out para un medio Move
out para un medio
anisótropo
Donde:
El sistema tiene varias incógnitas, incluyendo las velocidades paralela (α0) y transversal (αh) al eje de simetría, y transversal (α
) al eje de simetría,
parámetros que describen a la anisotropía (ε y δ), y hasta la velocidad de ondas S!
Efectos de la anisotropía en las ondas P: move‐out no es hiperbólico
Offset (km)
Al aplicar la fórmula de move out Al
aplicar la fórmula de move out
clásica, se produce un efecto “palo de hockey” en offsets altos
T
Tiempo (s)
)
Los offsets altos están sobrecorregidos por move out
Si en la fórmula completa anterior, se desprecia el efecto de la velocidad de ondas S, se puede obtener:
Con un nuevo parámetro eta:
Con un nuevo parámetro eta:
Esto nos deja la fórmula conocida de move out, con el agregado de un tercer término que considera la anisotropía Este término es más importante con offsets
término que considera la anisotropía. Este término es más importante con offsets altos.
1) Realizar análisis hiperbólico usando los offsets cercanos; corregir por el moveout obtenido
2) A partir del apartamiento observado en los offsets alejados, ajustar un valor de eta y corregir con la fórmula completa los offsets lejanos
Debido a que las velocidades son diferentes en las distintas direcciones, los gathers
th no se construyen con reflexiones producidas en el mismo punto, sino t
fl i
d id
l i
t i
que hay una dispersión de puntos de reflexión. Efecto de la anisotropía en las ondas P: no hay ajuste con los datos de pozo
La velocidad medida en el pozo es la velocidad vertical, que es más lenta que la velocidad de NMO (influida por eta)
La conversión tiempo‐
profundidad usando NMO va a dar profundidades d
f dd d
demasiado grandes
Sección sísmica migrada considerando velocidad isótropa. La reflexión amarilla no coincide con el estrato que se interpreta como fuente (a profundidad marcada en celeste).
Si la migración considera anisotropía en la velocidad, se consigue un ajuste perfecto entre la profundidad del reflector, y la reflexión observada en la traza sísmica.
Precaución: migrar sin tener en cuenta anisotropía, puede dar mejores resultados que migrar utilizando parámetros de anisotropía incorrectos.
• Al considerar la anisotropía, resultan más complejos los cálculos de NMO, DMO
• NMO no es hiperbólico
NMO no es hiperbólico
• En lugar de CRP hay una dispersión de puntos de reflexión. Se complica el procedimiento de migración
• También se modifica el análisis de AVO
HTI, isotropía transversal horizontal, o anisotropía acimutal, inducida por fracturación.
Información sobre HTI es muy importante para caracterizar un reservorio, y para i
explotarlo.
A la profundidad de los reservorios, el mayor esfuerzo compresivo es la presión de carga, y el menor es horizontal. Por lo tanto las fracturas se alinean verticalmente (Crampin 1987 teoría de la anisotropía dilatacional extensiva)
(Crampin, 1987, teoría de la anisotropía dilatacional extensiva).
Birrefringencia de la onda de cizalla
El efecto de anisotropía acimutal será particularmente visible en las ondas S, ya que estas actúan en dirección perpendicular al movimiento y polarizadas en un plano.
L
La anisotropía provoca la partición de la onda en dos componentes que viajan a i
í
l
i ió d l
d
d
i j
distinta velocidad.
Importante aplicación del estudio de las ondas S:
p
p
Además de brindar información sobre el coeficiente de Poisson, permite caracterizar la anisotropía acimutal de las rocas del reservorio
Útil incluso desde el punto de vista ingenieril (para conseguir pozos más estables y mejor drenados)
AVAZ: “amplitude vs angle and azimuth”, una medida de la variación en el gradiente del AVO de ondas P con el rumbo, indicativo de anisotropía acimutal.
El pozo (en blanco) atraviesa rocas fracturadas con rumbo NNE‐SSO.
Tiwari et al. 2010
• La anisotropía suele ser ignorada porque las ondas P con bajo offset no son sensibles a ella. • Por otro lado, las ondas S representan un modo altamente efectivo de determinar la anisotropía, particularmente la f
d d
l
í
l
l
acimutal.
• Aún trabajando sólo con ondas P, es importante tener en cuenta que si existe anisotropía afectará la interpretación
cuenta que, si existe anisotropía, afectará la interpretación.
• Podemos
Podemos considerar a la anisotropía como un factor considerar a la anisotropía como un factor
complicante que produce efectos no deseados, o bien como una fuente de información adicional.
f
f
• Arenas y areniscas: isótropas a poco p
p
anisótropas, excepto arenas arcillosas
• Carbonatos: isótropos a poco anisótropos, excepto mudstones
excepto mudstones.
• Lutitas: desde 5 a 55% de anisotropía
Wang, 2001
Geofísica de reservorio
Geofísica de reservorio
• Sísmica de pozo
• Petrofísica a partir de AVO
Petrofísica a partir de AVO
• Sísmica 4C, multicomponente, de ondas convertidas
id
• Anisotropía
p
• Monitoreo, sísmica 4D
• Hasta ahora caracterizamos al reservorio, con y
g
inversión estructural y estratigráfica
• También se puede monitorear su evolución en el tiempo en lo que se llama sísmica 4D
el tiempo, en lo que se llama sísmica 4D (repetir la misma sísmica a lo largo del tiempo), con especial atención a los cambios )
l
ó l
b
en propiedades petrofísicas, saturación de fluidos, etc.
Aumenta el contraste de impedancia entre las pelitas del techo y las arenas reservorio, que están más saturadas en agua debido a la producción
Prospección Geofísica
Prospección Geofísica…
Materias electivas relacionadas con el área de Geofísica:
‐ Geofísica de la Tierra Sólida: origen del Universo y Sistema Solar, origen de la Tierra, geocronología, campo gravitatorio, geotermia, sismología, estructura interna de la Tierra, campo magnético, la litosfera. ‐ Geofísica Ambiental: magnetismo de rocas y ASM aplicados a estudios de contaminación y paleoclima; métodos magnéticos, geoeléctricos, electromagnéticos y GPR aplicados a contaminación cañerías detección de
electromagnéticos y GPR aplicados a contaminación, cañerías, detección de estructuras ingenieriles. ‐ Paleomagnetismo: las propiedades magnéticas de las rocas. Remanencia Paleomagnetismo: las propiedades magnéticas de las rocas Remanencia
magnética, técnicas para su estudio y aplicaciones geológicas (paleorreconstrucciones, uso como marcador tectónico, magnetoestratigrafía, datación paleomagnética).
fí d
ó
l
é )