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.

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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-

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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.

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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

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Q7

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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

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4200

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5600

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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-

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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.

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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

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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.

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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

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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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