V26 -E2 Levantamientos Sísmicos Terrestres Para Yacimientos Desafiantes

36 Oilfield Review

Levantamientos sísmicos terrestres para yacimientos desafiantes

Los levantamientos sísmicos son esenciales para la localización de puntos dulces en

yacimientos desafiantes y para su conversión en objetivos económicos viables para

las operaciones de terminación y producción de pozos. La tecnología de receptores

puntuales está facilitando la identificación de puntos dulces, y a la vez constituye un

método económicamente efectivo para los levantamientos sísmicos terrestres 3D

sobre áreas de gran extensión.

Gabriele BusanelloAbu Dabi, Emiratos Árabes Unidos

Zhifeng ChenXue LeiRong LiBeijing, República Popular de China

Mark EganHouston, Texas, EUA

Thomas HeesomDubai, Emiratos Árabes Unidos

Bo LiangChina National Petroleum CorporationSichuan Geophysical CompanyChengdu, República Popular de China

Heloise Bloxsom LynnLynn IncorporatedLa Veta, Colorado, EUA

Anastasia PooleGatwick, Inglaterra

Peter van BaarenSneek, Países Bajos

Fusen XiaoPetroChina Southwest Oil and Gas CompanyChengdu, República Popular de China

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2014: 26, no. 2.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Phillip Bilsby, John Kingston y Dominic Lowden, Gatwick, Inglaterra; George El-Kaseeh y Scott Totten, Houston; David F. Halliday, Cambridge, Inglaterra; Harvey F. Hill, Frisco, Texas, EUA; Qinglin Liu, Beijing; Denis Sweeney, Perth, Australia; y Brian Toelle, Denver.SWAMI y UniQ son marcas de Schlumberger.StarTrak es una marca de Baker Hughes Inc.

La mejor herramienta para identificar objetivos potenciales de exploración y desarrollo antes de la perforación es el levantamiento sísmico 3D. Estos levantamientos permiten a los operadores generar imágenes de enormes volúmenes del subsuelo e identificar yacimientos hidrocarburí-feros potenciales. Los avances introducidos en la tecnología de adquisición y procesamiento sísmi-cos ahora posibilitan que los geofísicos escudriñen las áreas prospectivas en busca de puntos dulces. Uno de los avances clave es el levantamiento sís-mico con receptores puntuales.1

Los yacimientos no convencionales, especial-mente las formaciones de lutitas, cobran cada vez más importancia para la industria y hoy cons-tituyen el foco de las principales campañas de exploración y producción. En estas formaciones compactas, la producción óptima proviene de los puntos dulces, que poseen una combinación única de propiedades geomecánicas de las rocas y pro-piedades de los yacimientos.

Los puntos dulces se caracterizan por su excelente calidad de yacimiento (RQ) y calidad de terminación (CQ) y, si son estimulados de manera efectiva con tratamientos de fractura-miento hidráulico, producen cantidades rentables de hidrocarburos. Por consiguiente, el objetivo de los levantamientos sísmicos hoy se encuentra mejor definido. Los resultados de los levanta-mientos son utilizados para identificar los objeti-vos de perforación, optimizar las trayectorias de los pozos y localizar los tramos para las etapas de

los tratamientos de fracturamiento hidráulico y las terminaciones.2 A fin de satisfacer estos obje-tivos, los procesadores e intérpretes sísmicos requieren datos de alta calidad para caracterizar los parámetros RQ y CQ, y las variaciones vertica-les, horizontales y azimutales producidas en los compartimientos y en las capas individuales de los yacimientos.3

Este artículo describe la tecnología sísmica terrestre de receptores puntuales de última generación que permite la ejecución de levanta-mientos de azimut completo (FAZ) y desplaza-miento largo con tamaños de celdas pequeños.4 Estos levantamientos “encienden una luz” que ilumina los objetivos del yacimiento desde muchas direcciones y, con respecto a los levantamientos convencionales, proporcionan mejor ilumina-ción, una relación señal-ruido (SNR) más alta y mejor resolución sísmica.

Un receptor puntual graba una traza individual de datos crudos. Por el contrario, una traza sís-mica convencional es aquella traza que resulta de la suma de las trazas de un arreglo, o grupo, de receptores.5 La suma mejora la SNR de los datos registrados a través de la atenuación del ruido coherente y ambiental y el refuerzo de la señal. No obstante, la práctica convencional entrega datos registrados que no llegan a ser cien por ciento cru-dos, lo que reduce la flexibilidad durante el proce-samiento posterior de los datos. Las trazas de los receptores puntuales son los datos crudos, que ofrecen la máxima flexibilidad de procesamiento.

Volumen 26, no.2 37

Para obtener datos de azimut completo, des-plazamiento largo y alto apilamiento nominal, se requieren levantamientos densos con muchos canales de registro. El sistema sísmico terrestre UniQ de WesternGeco ofrece esta capacidad y puede registrar más de 200 000 canales activos simultáneamente. Los conjuntos de datos adqui-ridos con los sistemas UniQ facilitan el procesa-miento para caracterizar la anisotropía sísmica,

preservar el ancho de banda, mejorar la SNR e incrementar la resolución temporal y espacial de las imágenes y atributos sísmicos.6 Los datos resul-tantes posibilitan una definición precisa de las propiedades de las rocas para la determinación de los parámetros RQ y CQ; cuando estos parámetros se determinan, la posibilidad de perforar un pozo productivo se incrementa. Algunos ejemplos de China y EUA ilustran cómo estos datos ayudan a

resolver las cuestiones relacionadas con la explo-ración, las terminaciones y la producción antes de la perforación.

Preservación de la ondículaUna traza sísmica es una respuesta registrada de una ondícula, proveniente de una fuente de ener-gía, a la geología del subsuelo. Se trata de la con-volución, o combinación, de la ondícula con la

1. Ait-Messaoud M, Boulegroun M-Z, Gribi A, Kasmi R, Touami M, Anderson B, van Baaren P, El-Emam A, Rached G, Laake A, Pickering S, Moldoveanu N y Özbek A: “Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestre,” Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 48–59.

Bagaini C, Bunting T, El-Emam A, Laake A y Strobbia C: “Técnicas de sísmica terrestre para obtener datos de alta calidad,” Oilfield Review 22, no. 2 (Diciembre de 2010): 30–43.

Barclay F, Bruun A, Rasmussen KB, Camara Alfaro J, Cooke A, Cooke D, Salter D, Godfrey R, Lowden D, McHugo S, Özdemir H, Pickering S, González Pineda F, Herwanger J, Volterrani S, Murineddu A, Rasmussen A y Roberts R: “Inversión sísmica: Lectura entre líneas,” Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 44–66.

2. Ajayi B, Aso II, Terry IJ Jr, Walker K, Wutherich K, Caplan J, Gerdom DW, Clark BD, Ganguly U, Li X, Xu Y, Yang H, Liu H, Luo Y y Waters G: “Diseño de tratamientos de estimulación para recursos no convencionales,” Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 38–51.

Glaser KS, Miller CK, Johnson GM, Toelle B, Kleinberg RL, Miller P y Pennington WD: “En busca del punto dulce: Calidad del yacimiento y calidad de la terminación en las lutitas orgánicas,” Oilfield Review 25, no. 4 (Junio de 2014): 18–33.

3. Barclay et al, referencia 1.4. Un sensor puntual es una fuente o un receptor sísmico

que produce una huella pequeña en la superficie de la tierra. Azimut completo se refiere a una cobertura azimutal completa de 0° a 360°. Desplazamiento largo se refiere a distancias de separación considerables, correspondientes a ángulos de incidencia grandes entre fuentes y receptores. Una celda es una subdivisión de un levantamiento sísmico; las trazas sísmicas se asignan a celdas específicas según se clasifiquen por punto medio común, punto común de reflexión, desplazamiento común u otros criterios. El apilamiento normal es el número de trazas asignadas a una celda.

5. Un arreglo es un grupo de receptores sísmicos, cuyas señales se combinan y se registran en un canal de datos de un dispositivo de registro.

6. Resolución es la separación mínima —distancia o tiempo de viaje doble (ida y vuelta)— entre dos rasgos para que resulten distinguibles en una sección o un volumen sísmico. La resolución temporal es la separación de tiempo mínima que permite que los rasgos resulten distinguibles en una gráfica basada en el tiempo. La resolución espacial es la distancia requerida para reconocer las diferencias entre los rasgos separados horizontal y verticalmente.

Para obtener más información sobre la resolución, consulte: Egan MS: “The Drive for Better Bandwidth and Resolution,” en Doré AG y Vining BA (eds): Petroleum Geology: North-West Europe and Global Perspectives—Actas de la 6a Conferencia sobre Geología del Petróleo. Londres: The Geological Society, Petroleum Geology Conference Series 6 (2005): 1415–1424.

Egan MS, Seissiger J, Salama A y El-Kaseeh G: “The Influence of Spatial Sampling on Resolution,” CSEG RECORDER 35, no. 3 (Marzo de 2010): 29–36.

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reflectividad del subsuelo; la serie de reflexiones que produce la ondícula sísmica cuando encuentra interfaces geológicas. A través de cada una de las interfaces, las propiedades físicas de las unidades de rocas cambian; especialmente, las velocidades de las ondas compresionales (ondas P) y de las ondas de corte o de cizalla (ondas S), la densidad, y las impedancias de las ondas P y S. El contraste de impedancia a través de cada interfaz, junto con el ángulo de incidencia de la onda, determina la cantidad de energía reflejada y transmitida.

Los geofísicos utilizan los contrastes de impe-dancia para determinar las propiedades de las rocas del subsuelo mediante la inversión de las

amplitudes. Este proceso remueve la ondícula de la traza sísmica y efectúa una inversión para determinar las impedancias entre los reflectores sísmicos. Se trata de un procedimiento desa-fiante porque la traza registrada contiene ade-más ruido coherente, difuso y ambiental que debe ser removido. La extracción de la ondícula se dificulta aún más a la hora de generar imáge-nes de yacimientos no convencionales porque la respuesta de la Tierra se manifiesta normalmente como variaciones pequeñas y sutiles de amplitud y fase, que pueden ser fácilmente enmascaradas por el ruido o desdibujadas durante la adquisición y el procesamiento sísmicos.

Para asegurar la extracción de la ondícula correcta y obtener una inversión precisa, todas las etapas de la adquisición sísmica deben ser ejecu-tadas con sumo cuidado. Es sabido que los arre-glos de geófonos, utilizados habitualmente en la adquisición sísmica convencional para mejorar la SNR, distorsionan la amplitud y la fase de la ondí-cula aparente. La utilización de arreglos es una de las causas principales de la extracción imprecisa de la ondícula porque la respuesta de registro del arreglo varía con el azimut, el espaciamiento entre los geófonos, las diferencias de elevación de la superficie del terreno y la inclinación de cada geófono individual dentro del arreglo.

> Dispositivo de recepción de tipo acelerómetro de geófono (GAC). Un miembro de la brigada de prospección sísmica posiciona un GAC (extremo superior izquierdo). Un corte de una unidad de sensores GAC (extremo inferior izquierdo) muestra los componentes electrónicos de adquisición sísmica y el elemento del geófono. La respuesta en frecuencia (extremo superior derecho) de un GAC típico es plana, o uniforme, entre 1,4 Hz y 250 Hz (líneas de guiones rojas), rango en el que la respuesta en amplitud se reduce en 3 dB hasta el 70% de la amplitud pico. Una sarta (ristra) de sensores GAC (extremo inferior derecho) está lista para ser desplegada en el campo por la brigada de prospección sísmica.

Resp

uest

a en

am

plitu

d, d

B

Frecuencia, Hz0,1 1,0 10,0 100,0

–24

–21

–18

–15

–12

–9

–6

–3

0

Elementodel geófono

Componenteselectrónicos

de adquisiciónsísmica

Volumen 26, no.2 39

Los sensores puntuales estrechamente espa-ciados —en los cuales cada sensor registra su propia traza— remueven estos efectos. Las tra-zas individuales estrechamente espaciadas elimi-nan la necesidad de disponer de arreglos y facilitan la eliminación del ruido y la preserva-ción de la fidelidad de la ondícula —la precisión de su amplitud y su fase— durante el procesa-miento y la inversión sísmica.7

Después de remover la ondícula sísmica y recuperar la respuesta de la Tierra, se obtiene como resultado un conjunto de datos de impe-dancias sísmicas relativas que los geofísicos tra-ducen en propiedades físicas representativas de las litologías de los yacimientos. Los geofísicos combinan las impedancias relativas resultantes de la inversión con un modelo de impedancia derivado de una localización de un solo pozo o de localizacio-nes de múltiples pozos, si se dispone de las mismas. Luego, construyen impedancias absolutas mediante el agregado de la información de baja frecuencia, desde 0 Hz hasta las menores frecuencias, conte-nidas en los datos sísmicos. Las impedancias absolutas pueden ser convertidas en propiedades físicas litológicas, tales como densidad, porosi-dad, relación de Poisson y velocidades de ondas P y S. Estas propiedades son cruciales para la clasi-ficación de las litologías de los yacimientos no con-vencionales, la determinación de sus parámetros RQ y CQ, y la identificación de puntos dulces.

Adquisición sísmica con receptores puntualesEl registro de un levantamiento sísmico 3D implica una solución de compromiso entre el diseño de un levantamiento ideal y el costo y el tiempo del pro-ceso de adquisición sísmica. El diseño ideal es el de una geometría densa que ilumina el yacimiento desde muchas direcciones. No obstante, la ejecu-ción de un levantamiento denso implica un número considerable de equipos y personas, lo que se tra-duce en costos elevados y plazos extensos. Los geofí-sicos e ingenieros de WesternGeco llevan más de una década perfeccionando el sistema sísmico terrestre UniQ para reducir los costos de los levantamientos a través del despliegue de menos equipos —sensores individuales en vez de arre-glos— y la reducción del tiempo de adquisición mediante la adquisición más rápida de los datos.8 Además, el sistema terrestre UniQ posee redundan-cias incorporadas que mitigan las fallas de los equi-pos de registro y de las líneas de comunicación.

En la adquisición sísmica convencional, las tra-zas de un arreglo de receptores se suman entre sí y luego se registran. El propósito de la suma de los arreglos es mejorar las señales sísmicas prove-

nientes del subsuelo, que viajan verticalmente, y atenuar el ruido ambiente y coherente que viaja horizontalmente. No obstante, en un arreglo, los sensores no se amontonan entre sí sino que se encuentran esparcidos sobre un área cuantificable. Las variaciones de la topografía y de la geología entre los receptores de un arreglo afectan el tiempo de arribo y la amplitud de las señales dentro de las trazas individuales. En consecuencia, la suma de las trazas no alineadas y sin corregir produce trazas registradas que son más suaves y contienen menos detalle que las trazas originales y que se correlacio-nan de manera menos precisa con las trazas registradas adyacentes; la suma de las trazas no alineadas desdibuja la información de alta frecuen-cia contenida en las trazas. La práctica de registrar después de la suma de las trazas elimina toda posi-bilidad de reconstrucción de los datos crudos para recuperar la información perdida.

Los avances registrados en la tecnología de soporte informático, procesamiento de datos y receptores permiten que los geofísicos utilicen el método de adquisición con receptores puntuales. En el año 2002, WesternGeco introdujo su sistema de adquisición y procesamiento de datos sísmicos con sensores individuales de primera generación capaz de registrar 30 000 canales de datos activos.9

En el año 2009, WesternGeco lanzó el sistema integrado de receptores puntuales de segunda generación UniQ.10 Actualmente, el sistema es capaz de registrar más de 200 000 canales activos y su arquitectura ha sido diseñada para ser ampliada aún más. Hoy, las mejoras introducidas en materia de hardware, tales como las unidades de procesamiento gráfico y los incrementos de la velocidad de procesamiento y de la eficiencia de los algoritmos, han eliminado la necesidad de reducir el volumen de datos después de su proce-samiento inicial —la preparación de los datos y

la atenuación del ruido— a través de la forma-ción de grupos digitales (DGF).11 Ahora, todas las trazas pueden atravesar la secuencia completa de procesamiento de datos.

Cada receptor puntual es un acelerómetro de geófono (GAC), que es un sensor de banda ancha, de baja distorsión y alta sensibilidad.12 El GAC registra los datos que contienen frecuencias que oscilan entre 0 Hz (estacionarias) y más de 500 Hz; los GACs poseen una respuesta en frecuencia uniforme, o plana, variable entre 1,4 y 250 Hz, con un rango de siete octavas (página anterior).13 El GAC está diseñado para incrementar la respuesta dinámica de la señal a las señales de baja fre-cuencia, respecto de los geófonos convencionales. La medición precisa de la señal de baja frecuen-cia es esencial para la inversión de las amplitu-des sísmicas con el fin de inferir información geológica y de las propiedades de las rocas.

El alto número de canales del sistema UniQ permite el muestreo fino de los campos de ondas sin que se produzca el fenómeno de desdobla-miento hacia las bajas frecuencias.14 Los analis-tas sísmicos pueden procesar los datos crudos y efectuar correcciones, traza por traza, para tomar en cuenta cualquier variación de la elevación local y de la geología de superficie antes de apli-car técnicas de remoción del ruido para mejorar la señal que se propaga verticalmente.

Remoción del ruidoRecientemente, se han desarrollado métodos de atenuación del ruido para reducir el ruido cohe-rente, difuso y ambiental, utilizando conjuntos de datos con receptores puntuales; estos nuevos métodos reemplazaron en gran medida a la téc-nica DGF. A diferencia de los métodos convencio-nales, este enfoque de última generación no se basa en geometrías regulares de adquisición sís-

7. Un campo de ondas es la respuesta de amplitud de una onda que se propaga a través del subsuelo.

8. Para obtener más información sobre las técnicas sísmicas terrestres UniQ, consulte: Ait- Messaoud et al y Bagaini et al, referencia 1.

9. Ait-Messaoud et al, referencia 1.10. Papworth S: “Stepping up Land Seismic,” E&P 82,

no. 3 (1º de marzo de 2009), http://www.epmag.com/Exploration-Geology-Geophysics/Stepping-land-seismic_31469 (Se accedió el 29 de mayo de 2014).

11. La formación de grupos digitales (DGF) es una serie de pasos de procesamiento que combinan muchas mediciones crudas de sensores puntuales para generar un número menor de mediciones formadas por grupos de trazas. Para obtener más información sobre el proceso DGF, consulte: Ait-Messaoud et al, referencia 1.

12. El movimiento del terreno puede ser medido como desplazamiento, velocidad o aceleración. Un geófono es un dispositivo de registro sísmico que detecta la velocidad del terreno, o el cambio en el desplazamiento del terreno con el tiempo, producido por las ondas

sísmicas. Un acelerómetro es un dispositivo de registro que mide la aceleración o el cambio producido en la velocidad con el tiempo. Si se utiliza como dispositivo de registro sísmico, un acelerómetro detecta la aceleración del terreno. Un acelerómetro registra un rango de frecuencia más amplio que el de un geófono.

13. Una octava es una duplicación del contenido de frecuencia. Un rango de una octava abarca de 2 a 4 Hz, 4 a 8 Hz, 8 a 16 Hz, y así sucesivamente. Un rango de dos octavas abarca de 2 a 8 Hz, 4 a 16 Hz, 8 a 32 Hz, y así sucesivamente. Un rango de siete octavas abarca de 2 a 256 Hz.

14. El fenómeno de desdoblamiento del espectro (aliasing) se produce cuando las señales presentes en las formas de ondas no pueden ser distinguidas porque las formas de ondas no son muestreadas a intervalos suficientemente pequeños; es decir, con una frecuencia de muestreo suficientemente alta. Para evitar el fenómeno de desdoblamiento del espectro, la frecuencia de muestreo debe ser mayor que el doble de la frecuencia más alta de las formas de ondas.

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mica, tales como las cuadrículas uniformes para recolectar y registrar los datos (arriba). Cada una de estas nuevas técnicas de atenuación del ruido se enfoca en un tipo específico de ruido presente en los datos terrestres y se aplica de manera metódica y progresiva para quitar los diversos componentes de la energía compleja de ondas de superficie que contamina los datos. La secuencia habitual de atenuación del ruido, en orden de apli-cación, es la siguiente: supresión del ruido cohe-rente no uniforme (NUCNS) para remover la onda superficial u onda terrestre coherente; interfero-metría guiada por modelos (MDI) para remover el

ruido de la onda de tierra dispersa; y supresión del ruido ambiental no uniforme (NUENS) para ate-nuar el ruido ambiental (abajo).15

Basado en la suposición de la disponibilidad de datos de entrada espacialmente irregulares, el método NUCNS remueve el ruido coherente mediante la sustracción de un modelo de ruido coherente de los datos originales. Cuando los arri-bos directos de la onda de tierra se desdoblan hacia las bajas frecuencias, los geofísicos pueden utilizar el método de análisis, modelado e inver-sión de ondas de superficie SWAMI para la supre-sión del ruido coherente (CNS). El método

SWAMI permite relajar la necesidad de un espa-ciamiento denso de receptores puntuales.16

El método NUCNS funciona bien para el ruido de la onda terrestre directa. No obstante, a la hora de atenuar la onda terrestre dispersa, el método se limita a remover solamente los flancos del ruido de dicha onda y, de un modo similar a otras técnicas de discriminación por velocidad, no puede atenuar los ápices.17 Por este motivo, el método MDI fue desarrollado para suprimir el ruido de la onda terrestre dispersa y puede estimar los ápices difíci-les de remover de dicha onda.18

Después de sustraer la onda terrestre cohe-rente y dispersa de los datos, el ruido ambiente no coherente permanece. El método NUENS es una técnica de modelado del ruido ambiental local basada en un principio de diversidad y en la separación de la señal y el ruido en frecuencia. Este método remueve efectivamente el ruido ambiental que queda en los datos después del procesamiento con los métodos NUCNS, o SWAMI CNS y MDI.

Perforación en yacimientos no convencionalesEl desarrollo inicial de los yacimientos no con-vencionales —petróleo de areniscas compactas y gas de lutitas— en América del Norte se caracte-rizó por la ejecución de operaciones geométricas

> Flujo de trabajo para la remoción del ruido. Un flujo de trabajo habitual para la atenuación del ruido presente en los datos sísmicos incluye la remoción del ruido coherente, el ruido de la onda de tierra dispersa y el ruido ambiental. Los métodos de supresión del ruido coherente no uniforme (NUCNS) y de análisis, modelado e inversión de ondas de superficie SWAMI (izquierda) remueven el ruido coherente de la onda de tierra directa. El método NUCNS funciona bien cuando la onda de tierra directa puede ser identificada fácilmente y no se encuentra desdoblada hacia las bajas frecuencias. Si lo hace, el procedimiento SWAMI constituye una mejor elección. El método de interferometría guiada por modelos (MDI) (centro) remueve el ruido de la onda terrestre dispersa. El método de supresión del ruido ambiental no uniforme (NUENS) (derecha) remueve cualquier ruido ambiental remanente.

Remover elruido coherente

Remover elruido ambiental

Remover el ruido de laonda de tierra dispersa

Supresión del ruidocoherente no

uniforme (NUCNS)

Análisis, modelado einversión de ondas de

superficie SWAMI

Supresión del ruidoambiental no

uniforme (NUENS)

Interferometríaguiada por

modelos (MDI)

> Brigada de tendido. Una brigada combinada de tendido y prospección sísmica asegura la precisión de las coordenadas de posición de los GACs y reduce la necesidad de personal y el tiempo operacional. Estas operaciones combinadas garantizan la precisión de las localizaciones de los sensores para la adquisición de datos no uniformes y minimizan la perturbación del medio ambiente porque no se requiere ningún levantamiento, rótulo o estaca previos al tendido. El operador del GPS navega hasta la localización planificada de los sensores utilizando el sistema de posicionamiento global (GPS) mejorado de un sistema de ampliación basado en satélites (SBAS). El excavador excava un pozo en la localización óptima del sensor marcada, lejos de los arbustos que podrían generar ruido al ser movidos por el viento y lejos del terreno firme que ofrece un acoplamiento pobre del sensor con la tierra. El transportador de la sarta de unidades de sensores (SUS) transporta la ristra de sensores GAC y deposita un sensor en el pozo, y la persona responsable de la colocación del GAC se asegura de que el sensor se encuentre lo más cerca posible de la vertical y que se implante bien para lograr un acoplamiento óptimo. Uno de los dos últimos miembros de la brigada (derecha) transporta un sistema móvil de posicionamiento y pruebas (MPTS) que inyecta las coordenadas GPS corregidas por el sistema SBAS directamente en la memoria del sensor —una operación de tres segundos— para su inclusión en las cabeceras de los datos sísmicos durante la adquisición. La otra persona cubre el sensor con tierra y se asegura de que todos los cables queden planos sobre el terreno para minimizar el ruido producido por el viento. Dependiendo del terreno, una brigada combinada puede cubrir varios kilómetros por día.

Operador del GPS

Excavador Transportadorde la SUS Colocación del GAC

Inyección de lascoordenadas GPS y

sepultamiento del GAC

Brigada de tendido y prospección sísmicaInyección decoordenadas GPS

Volumen 26, no.2 41

15. Para obtener más información sobre el proceso de atenuación del ruido aplicado a los datos UniQ, consulte: Xiao F, Yang J, Liang B, Zhang M, Li R, Li F, Xiao H, Lei X, Liu Q y Heesom T: “High-Density 3D Point Receiver Seismic Acquisition and Processing—A Case Study from the Sichuan Basin, China,” First Break 32, no. 1 (Enero de 2014): 81–90.

16. Strobbia C, Zarkhidze A, May R, Quigley J y Bilsby P: “Attenuation of Aliased Coherent Noise: Model-Based Attenuation for Complex Dispersive Waves,” First Break 29, no. 8 (Agosto de 2011): 93–100.

Para obtener más información sobre las ondas superficiales y el método SWAMI, consulte: Strobbia C, Vermeer PL, Laake A, Glushchenko A y Re S: “Surface Waves: Processing, Inversion, and Attenuation,” First Break 28, no. 8 (Agosto de 2010): 85–91.

Bagaini et al, referencia 1.17. El ápice de la onda terrestre dispersa es el punto de

origen aparente. La energía dispersa se propaga, o se despliega en abanico, lejos de este punto a medida que se incrementa el tiempo de viaje. Esta energía en expansión es el flanco de la onda terrestre dispersa.

18. Para obtener más información sobre la interferometría guiada por modelos, consulte: Halliday D: “Adaptive Interferometry for Ground-Roll Suppression,” The Leading Edge 30, no. 5 (Mayo de 2011): 532–537.

Halliday DF, Curtis A, Vermeer P, Strobbia C, Glushchenko A, van Manen D-J y Robertsson JOA: “Interferometric Ground-Roll Removal: Attenuation of Scattered Surface Waves in Single-Sensor Data,” Geophysics 75, no. 2 (Marzo–abril de 2010), SA15–SA25.

Bilsby P, Halliday DF y West LR: “Case Study—Residual Scattered Noise Attenuation for 3D Land Seismic Data,” artículo I040, presentado en la 74a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Copenhague, Dinamarca, 4 al 7 de junio de 2012.

19. Baihly JD, Malpani R, Edwards C, Han SY, Kok JCL, Tollefsen EM y Wheeler CW: “Unlocking the Shale Mystery: How Lateral Measurements and Well Placement Impact Completions and Resultant Production,” artículo SPE 138427, presentado en la Conferencia de Terminaciones de Areniscas Gasíferas Compactas de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 2 al 3 de noviembre de 2010.

Miller C, Waters G y Rylander E: “Evaluation of Production Log Data from Horizontal Wells Drilled in Organic Shales,” artículo SPE 144326, presentado en la Conferencia y Exhibición de Gas No Convencional de América del Norte de la SPE, The Woodlands, Texas, 14 al 16 de junio de 2011.

Cipolla C, Lewis R, Maxwell S y Mack M: “Appraising Unconventional Resource Plays: Separating Reservoir Quality from Completion Effectiveness,” artículo IPTC 14677, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de febrero de 2012.

20. Un sistema de fracturas es un conjunto de fracturas que se formaron al mismo tiempo, bajo el mismo régimen de esfuerzos locales. Una orientación de fracturamiento es un conjunto lineal de múltiples fracturas abiertas que se encuentran más o menos alineadas. En la literatura, una orientación de fracturamiento también se denomina corredor de fracturas.

Para obtener más información sobre los yacimientos fracturados, consulte: Bratton T, Canh DV, Que NV, Duc NV, Gillespie P, Hunt D, Li B, Marcinew R, Ray S, Montaron B, Nelson R, Schoderbek D y Sonneland L: “La naturaleza de yacimientos naturalmente fracturados,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 4–25.

Natvig JR, Skaflestad B, Bratvedt F, Bratvedt K, Lie K-A, Laptev V y Khataniar SK: “Multiscale Mimetic Solvers for Efficient Streamline Simulation of Fractured Reservoirs,” SPE Journal 16, no. 4 (Diciembre de 2011): 880–888.

turamiento de un mismo pozo.19 Los estudios demostraron además que la heterogeneidad de los yacimientos, los sistemas de fracturas natura-les y los esfuerzos locales fueron determinantes clave de los compartimientos geológicamente favorables de los yacimientos para los cuales los parámetros RQ y CQ eran altos.20

El levantamiento sísmico de superficie 3D es la mejor herramienta para identificar objetivos potenciales de exploración y desarrollo antes de la perforación. Estos levantamientos permiten a los operadores generar imágenes de enormes volúme-

nes del subsuelo y localizar yacimientos potenciales. Los avances registrados en la tecnología de adquisición y procesamiento de datos sísmicos están permitiendo a los geofísicos escrudiñar estas áreas prospectivas cada vez con más confia-bilidad (izquierda). Si bien los operadores utilizan

> Proceso mejorado de generación de imágenes de áreas prospectivas. Las secciones sísmicas de los procesos de adquisición sísmica convencional y UniQ en la misma localización muestran características diferentes después de la migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM) en el medio anisotrópico. La adquisición convencional (extremo superior izquierdo) muestra pocas evidencias de que el pozo planificado intersecte una falla. La sección UniQ 3D (extremo superior derecho) muestra la falla con más claridad. Una colección de trazas de puntos comunes de la imagen (CIP) del conjunto de datos UniQ se enfoca en un reflector objetivo. Si las trazas son clasificadas estrictamente por incremento del desplazamiento (centro), el horizonte prospectivo (azul y rojo más brillantes) aparece incoherente. Si las trazas se clasifican primero en bandas de desplazamientos y luego por azimut (extremo inferior), el horizonte reflector del yacimiento objetivo aparece ordenado y sinusoidal. Las variaciones sinusoidales y cromáticas a lo largo del reflector son producidas por la anisotropía sísmica. Las líneas verticales de guiones y los colores que se muestran por debajo de la imagen delimitan las bandas de desplazamientos. Dentro de cada banda, las trazas se disponen de izquierda a derecha de acuerdo con el azimut de 0° a 180° (véase “Esfuerzos locales, fracturas naturales y anisotropía sísmica,” página 47).

Tiem

po d

e vi

aje

Tiem

po d

e vi

aje

Tiem

po d

e vi

aje

Sección convencional migrada en profundidad antes del apilamiento

Trazas ordenadas estrictamente por desplazamiento

Trazas ordenadas por desplazamiento y luego por azimut

Sección UniQ migrada en profundidad antes del apilamiento

Amplitud de las reflexiones

– 0 +

Falla

de perforación y terminación de pozos. Los ope-radores perforaban pozos horizontales con confi-guraciones regulares y los estimulaban utilizando etapas de fracturamiento hidráulico a intervalos regulares a lo largo de los tramos laterales.

Esta estrategia de desarrollo ignora la hetero-geneidad que es característica de los yacimientos no convencionales. Algunos estudios retrospecti-vos de los yacimientos que fueron desarrollados de esta manera indicaron que la productividad variaba significativamente a través de cada campo, entre pozos adyacentes y entre las etapas de frac-

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esta tecnología en los recursos no convencionales, también puede resultar de utilidad para los operado-res que desarrollan yacimientos convencionales.21

Iluminación de los detallesPetroChina Southwest Oil and Gas Company (SWOGC) está explorando acumulaciones de petróleo de areniscas compactas en el campo petrolero Gongshanmiao, situado en la cuenca centro-septentrional de Sichuan en el área cen-tral de China (izquierda). De más antiguo a más moderno, los yacimientos compactos de petróleo residen en las calizas fracturadas de la formación Daanzhai (Da) de edad Jurásico inferior, deposita-das en ambientes lacustres, las areniscas y las luti-tas interestratificadas de la formación Lianggaoshan (Liang), también de edad Jurásico inferior, depo-sitadas en ambientes fluviales y lacustres, y en las areniscas de canal y las areniscas en mantos de la formación Shaximiao (Sha) de edad Jurásico medio, depositadas en ambientes fluviales.22 Colectivamente, estas zonas prospectivas exhi-ben porosidades que oscilan entre 1% y 5% y per-

> Diseño de un levantamiento sísmico terrestre con receptores puntuales. La plantilla de adquisición sísmica con receptores UniQ (izquierda) consistió en 25 920 canales activos dispuestos en un cuadrado de 7 200 m × 7 200 m [23 600 pies × 23 600 pies], formado por 36 líneas de recepción densamente muestreadas (azul). A los fines comparativos, el área cubierta por las líneas negras representa una plantilla de receptores de un levantamiento convencional. La plantilla de receptores se centra en la posición del punto de tiro, que se muestra en rojo. Los círculos verdes de guiones muestran los ángulos de incidencia para las reflexiones en la profundidad del objetivo y se disponen desde el centro hacia afuera en incrementos de 11°; las distancias horizontales corresponden a los desplazamientos de los receptores respecto de las fuentes en el centro. La plantilla de fuentes fue idéntica a la plantilla de receptores, pero se orientó en sentido perpendicular a los mismos. La gráfica de desplazamientos-azimuts (derecha) indica los desplazamientos y los azimuts adquiridos durante el levantamiento. El desplazamiento corresponde a la distancia con respecto al centro del círculo. El azimut corresponde al ángulo considerado en sentido horario desde la dirección de referencia en el extremo superior del círculo. Los colores varían de púrpura, para un número escaso de trazas, a verde, amarillo y rojo para un número considerable de trazas. El diseño del levantamiento proporcionó una cobertura azimutal completa y simétrica de cuatro cuadrantes.

–4 000

–3 000

–2 000

–1 000

0

4 000

3 000

2 000

1 000

–4 000

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0

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6 0005 0004 0003 0002 0001 0000

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180°

150°

120°

90°270°

60°

240°

300°

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210°

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–1 000–2 000–3 000–4 000–5 000–6 000

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O

N

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0–3 000 –2 000 –1 000 4 0003 0002 0001 000

Desplazamiento en la dirección inline, m

Tendido UniQTendido convencionalLocalización del punto de tiro

0° a 11°11° a 22°22° a 33°

Densidad de trazas por celda

Baja Alta

> Campo petrolero Gongshanmiao. Un equipo de exploración de PetroChina Southwest Oil and Gas Company llevó a cabo un levantamiento sísmico terrestre 3D con el sistema integrado de receptores puntuales UniQ en el campo Gongshanmiao. Los levantamientos 3D previos no habían generado imágenes adecuadas de los yacimientos compactos de petróleo de este campo.

Cuenca deSichuann

Campo petroleroGongshanmiao

CHINA

Shanghai

Beijing

Xi’an

Chongqing

Cuenca Campo de gas Campo de petróleoMar del Sur de China

Volumen 26, no.2 43

21. van Baaran P, Baioumy M, Cunnell C, Mohamed G, Zarkhidze A, Zubay E y Al Quadi A: “Integrated High-Density Point-Source, Point-Receiver Land Seismic,” E&P 86, no. 6 (Junio de 2013), http://www.epmag.com/item/Integrated-high-density-point-source-pointreceiver-land-seismic_116753 (Se accedió el 29 de mayo de 2014).

22. Zou C, Shizhen T, Fan Y y Xiaohui G: “Characteristics of Hydrocarbon Accumulation and Distribution of Tight Oil in China: An Example of Jurassic Tight Oil in Sichuan Basin,” Search and Discovery Article 10386 (2012), adaptado de un resumen extendido preparado en conjunto con una presentación oral en la Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG, Milán, Italia, 23 al 26 de octubre de 2011.

Liang B, Zhang M, Xiao F, Yang J, Lei X, Liang D, Li R, Li F, Liu Q, Qian H y Zhan L: “Characterizing Tight Thin

meabilidades ultra bajas variables entre 0,0001 y 0,5 mD.23 El espesor total de las unidades varía entre 10 y 230 m [33 y 750 pies]. Es probable que los depó-sitos individuales sean más delgados. La delinea-ción y la generación de imágenes adecuadas de estos depósitos no podrían efectuarse utilizando datos sísmicos convencionales 3D de 1999 y 2003.

Como parte de su esfuerzo de exploración, SWOGC contrató a la compañía China National Petroleum Corporation Geophysical Company a comienzos del año 2013 para ejecutar un levanta-miento sísmico 3D de alta densidad en el campo petrolero Gongshanmiao, utilizando el sistema integrado de adquisición sísmica terrestre con receptores puntuales UniQ.24 El equipo de explo-ración de SWOGC deseaba mejorar la definición de las zonas prospectivas de edad Jurásico para sustentar las decisiones asociadas con el desarro-llo de los recursos y el posicionamiento de los pozos horizontales. Los objetivos del levanta-miento eran la generación de imágenes de las are-niscas prospectivas de las formaciones Sha y Liang de escaso espesor y las unidades de calizas fractu-radas de la formación Da, también de escaso espe-sor, que las infrayacen. Para alcanzar ambos objetivos, los geofísicos planificaron un diseño de levantamiento de azimut completo (FAZ), despla-zamiento largo y alto apilamiento nominal, mues-treado simétricamente (página anterior, abajo).

En todo momento durante la ejecución del levantamiento, se dispuso de más de 40 000 cana-les desplegados para asegurar la eficiencia de las operaciones de registro. No obstante, cada grupo de trazas sísmicas consistió de 25 920 canales acti-vos de receptores GAC desplegados con una con-figuración de adquisición sísmica característica, de forma cuadrada, dispuesta a lo largo de 36 líneas de recepción paralelas separadas por una distancia de 200 m [660 pies] con 720 receptores espacia-dos a intervalos de 10 m entre sí.

Las fuentes sísmicas, cargas de dinamita de 1 a 1,5 kg [2,2 a 3,3 lbm], se colocaron en pozos rela-tivamente someros de 6 m [20 pies]. La geometría de fuentes sísmicas, idéntica a la de los receptores,

se orientó en sentido perpendicular a la misma. Los desplazamientos máximos en la dirección paralela (inline) y en la dirección perpendicular (crossline) a la dirección de adquisición fueron de 3 600 m [11 800 pies]. La densidad de trazas que resultó del levantamiento fue de aproximada-mente 13 millones de trazas/km2 [34 millones de trazas/mi2].25

Dado que el tamaño de las cargas de dinamita y la profundidad del pozo de explosión eran pequeños en relación con los utilizados usual-mente en el área de las operaciones, los pozos pudieron ser perforados en menos tiempo, lo que permitió la conclusión anticipada del programa de adquisición sísmica. El operador estaba seguro de que el ruido excesivo generado por las cargas someras podría ser removido durante el procesa-miento de los datos debido a la alta densidad de las trazas y a las opciones de procesamiento del

ruido disponibles como resultado de registrar un conjunto de datos con receptores puntuales mues-treados simétricamente.

Los geofísicos iniciaron el procesamiento de los datos mediante la combinación de las localizacio-nes geográficas y las elevaciones de las fuentes y los receptores con los datos registrados. Luego, pica-ron los primeros arribos y calcularon las estáticas por primeros arribos.26 En este proceso, el ruido indeseado debe ser removido sin afectar las seña-les geológicamente significativas de las reflexio-nes utilizadas para generar imágenes de las zonas prospectivas. Para dar cuenta de dicho ruido y a modo de protección contra la remoción del ruido agresivo, los geofísicos aplicaron a los datos un pro-ceso de compensación de amplitud, consistente en superficie, antes de la remoción del ruido.27 Para la atenuación del ruido, se utilizaron las técnicas de procesamiento NUCNS, MDI y NUENS (arriba).28

> Supresión del ruido. Los datos provenientes de una colección de trazas de fuente común (izquierda) muestran las secciones verticales en las direcciones de las líneas de emisión y recepción, y un horizonte sísmico (plano horizontal) antes del procesamiento del ruido. Después del procesamiento con los métodos NUCNS, MDI y NUENS (derecha), se suprimió el ruido coherente y ambiental del ápice y los flancos del cono de ruido para revelar más detalles de las reflexiones, que pueden ser rastreadas con mayor seguridad por debajo de la fuente.

Línea de recepción Línea de emisión Línea de recepción Línea de emisión

Antes del procesamiento para la supresión del ruido Después del procesamiento para la supresión del ruido

Reflexiones

Reservoirs Using High-Density 3D Seismic—A Case Study from the Central Sichuan Basin,” First Break 32, no. 5 (Mayo de 2014): 85–93.

23. Zou et al, referencia 22.24. Para obtener más información sobre el campo petrolero

Gongshanmiao, consulte: Xiao et al, referencia 15. Para obtener más información sobre el sistema sísmico

terrestre UniQ, consulte: Papworth, referencia 10.25. Para obtener más información sobre el proceso de

adquisición de datos en el campo petrolero Gongshanmiao, consulte: Xiao et al, referencia 15.

26. Una corrección estática es el corrimiento en tiempo de los tiempos de viaje de cada una de las trazas sísmicas para dar cuenta de las perturbaciones causadas en el tiempo de viaje por las condiciones locales próximas a la superficie terrestre, tales como las variaciones de la

elevación y de la velocidad sísmica —por la geología y el intemperismo (meteorización)— en cada una de las posiciones de fuente y receptor. Las estáticas de los primeros arribos y las estáticas residuales de reflexión son métodos utilizados para corregir estos efectos.

27. Diversos métodos de procesamiento consistentes en superficie remueven las variaciones del tiempo de viaje y de la amplitud con la distancia entre la fuente y el receptor, y las variaciones de la ondícula causadas por los efectos relacionados con la adquisición y no por la geología. Específicamente, la compensación de la amplitud consistente en superficie da cuenta de las variaciones de la amplitud con la distancia entre la fuente y el receptor.

28. Xiao et al, referencia 15.

44 Oilfield Review

El equipo de geociencias deseaba utilizar el método de variación de la amplitud con el despla-zamiento y el azimut (AVOAZ) para la generación de imágenes de los yacimientos y para el análisis de la anisotropía sísmica y del potencial hidrocar-burífero.29 Este método requiere la conservación de la información azimutal completa y el aprove-chamiento máximo de la cobertura azimutal y los desplazamientos largos del conjunto de datos. Los procesadores sísmicos clasificaron y asignaron celdas a los datos conformando mosaicos de vec-tores de desplazamiento (OVT).30 El proceso de clasificación OVT preserva la información de des-plazamientos y azimuts de los datos antes del apilamiento para los análisis de anisotropía, frac-turas y AVOAZ.

El proceso de análisis, inversión y procesa-miento de los datos AVOAZ de las reflexiones sís-micas asume que la amplitud de las reflexiones sísmicas es proporcional al contraste de impedan-cia sísmica, o elástica, a través de las interfaces existentes entre la zona prospectiva y los interva-

los que la suprayacen y la infrayacen. Este con-traste es cuantificado por la reflectividad sísmica, o coeficiente de reflexión, existente en el con-tacto litológico. La reflectividad depende de la densidad volumétrica, la velocidad de ondas P y la velocidad de ondas S de las formaciones; el conoci-miento del contraste de reflectividad permite a los geofísicos deducir los cambios producidos en el tipo de roca y de fluido. La reflectividad varía con el ángulo de incidencia, que es determinado por la distancia entre fuente y receptor; esta variación constituye la base del método de variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO). Además, en un medio anisotrópico, la reflectividad varía con el azimut a partir del cual la onda sísmica choca con la interfaz porque la velocidad sísmica varía con el azimut en la capa que se encuentra por encima y por debajo de la interfaz. Este fenó-meno constituye la base del análisis AVOAZ, que se utiliza para inferir las características anisotró-picas de un yacimiento. Dicha anisotropía puede ser el resultado de la orientación predominante

> Clasificación de la litología. Un horizonte sísmico en tiempo, cerca de la base de la formación Shaximiao (Sha) (izquierda), está codificado en colores por litología. La distribución de arenas hidrocarburíferas (HC) (naranja), arenas acuíferas (azul) y lutitas (negro) revela la presencia de canales fluviales, entrelazados (anastomosados) y aislados dentro de la formación Sha. La clasificación de la litología es el resultado de la definición de las características sísmicas, o elásticas, de las rocas y los fluidos, basada en las calibraciones de los datos sísmicos en función de los registros de pozos, utilizando métodos estadísticos y de física de rocas (derecha). Este método clasifica la litología de cada punto de la imagen en base a funciones de densidad de probabilidad (PDF) de la impedancia de ondas P y la relación entre las velocidades de las ondas P y las de las ondas S a partir de la inversión AVO simultánea. Las funciones PDF se combinan para generar un mapa de curvas de contorno de probabilidades. La probabilidad se incrementa desde la curva de contorno más externa (cero) hacia la curva de contorno más interna.

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Impedancia de ondas P, 106 kg/m2/s8 12 16

Arena hidrocarburífera

Arena acuífera

Lutita

Arena hidrocarburífera Arena acuífera Lutita

km0 5

0 mi 3

N

Curvas de contorno de probabilidades asociadas con la litología

de las fracturas, la estratificación y los esfuerzos locales, y puede ponerse de manifiesto en los valores, dependientes de la dirección, de las pro-piedades físicas, geomecánicas y relacionadas con el flujo de fluidos.

Para obtener imágenes de reflexiones ópti-mas que puedan ser utilizadas para la inversión AVOAZ, los geofísicos deben determinar los efec-tos de las amplitudes sísmicas resultantes de las complejidades geológicas presentes por encima del objetivo. Por razones de precisión, esta deter-minación debe caracterizar la naturaleza litoló-gica, petrofísica y anisotrópica de los estratos de sobrecarga. De los 30 pozos de un área de 100 km2 [40 mi2] adyacente al área del levantamiento del campo petrolero Gongshanmiao, sólo 7 se encontra-ban dentro del área del levantamiento. Los datos de registros de pozos se obtuvieron en 12 de los 30 pozos y la información de velocidad de ondas S se obtuvo de 4 pozos localizados fuera del área del levantamiento.

Los geocientíficos construyeron un modelo geológico calibrado restringido con los datos de pozos disponibles y luego procesaron los datos migrados antes del apilamiento OVT utilizando el método de inversión sísmica simultánea para extraer la porosidad, la litología, la saturación de hidrocarburos y los parámetros geomecánicos.

Volumen 26, no.2 45

A continuación, referenciaron los resultados con los registros de pozos.31 Este proceso permitió la definición de la geometría de las arenas hidrocar-buríferas de canal del intervalo prospectivo de la formación Sha, de edad Jurásico superior, y la clasificación cualitativa de su RQ en arenas hidrocarburíferas, arenas acuíferas y lutitas (página anterior).

Además, los geocientíficos combinaron los métodos de inversión AVOAZ y de detección de

fallas y fracturas después del apilamiento mediante un algoritmo de seguimiento de la huella de hor-migas (ant tracking) para caracterizar los siste-mas de fracturas naturales existentes en la formación Da de calizas de edad Jurásico medio. Los resultados indicaron que la orientación pre-dominante de las fracturas exhibía en general un rumbo NO–SE (abajo).32

Para confirmar la interpretación sísmica, el equipo de exploración llevó a cabo una compara-

ción aleatoria de los resultados sísmicos con los datos de pozos que no habían sido incluidos en el desarrollo de esos resultados.33 Para el caso de las arenas de canal de la formación Sha, los científi-cos utilizaron tres pozos. Los datos de los pozos sustentaron los pronósticos sísmicos acerca de que las buenas condiciones de RQ coincidían con altos valores de porosidad, contenido de hidro-carburos y anisotropía de la velocidad de ondas de corte.

> Sistema de fracturas naturales dentro de la formación de calizas Daanzhai (Da). Una comparación entre los conjuntos de datos convencionales combinados de los años 1999 y 2003 (izquierda) y el conjunto de datos UniQ (derecha) de 2013 muestra un claro mejoramiento de la resolución resultante de la utilización del sistema de adquisición UniQ. Ambas visualizaciones son el resultado del proceso moderno de migración en tiempo antes del apilamiento (PSTM). En cada una de las imágenes, las secciones cruzadas muestran la amplitud de las reflexiones. En cada una de las imágenes, el horizonte del corte de tiempo se encuentra en el mismo nivel dentro de la formación Da y muestra la varianza de la amplitud de las reflexiones sísmicas. Los conjuntos de datos convencionales carecen de una resolución detallada. El conjunto de datos UniQ muestra un nivel de detalle rico en torno a la geometría del sistema de fracturas naturales.

m0 1 000

0 pies 3 000

m0 1 000

0 pies 3 000


– 0 +

Varianza

Mínima Máxima

29. La anisotropía se caracteriza por poseer propiedades físicas cuyos valores dependen de la dirección de la medición.

30. Un mosaico de vectores de desplazamiento (OVT) es un conjunto de datos de apilamiento nominal unitario que después de los procesos de clasificación (sorting) y de asignación de celdas (binning), contiene un rango restringido de desplazamientos y azimuts, o vectores de desplazamiento.

Para obtener más información sobre los OVTs, consulte: Vermeer GJO: 3D Seismic Survey Design, 2da ed. Tulsa: Society of Exploration Geophysicists (2012): 15–58.

31. Para obtener más información sobre el procesamiento basado en mosaicos de vectores de desplazamiento (OVT), consulte: Stein JA, Wojslaw R, Langston T y Boyer S: “Wide-Azimuth Land Processing: Fracture Detection Using Offset Vector Tile Technology,” The Leading Edge 29, no. 11 (Noviembre de 2010): 1328–1337.

Rasmussen KB, Bruun A y Pedersen JM: “Simultaneous Seismic Inversion,” artículo P165, presentado en la 66a Conferencia y Exhibición Anual de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, París, 7 al 10 de junio de 2004.

Ma X-Q: “Simultaneous Inversion of Prestack Seismic Data for Rock Properties Using Simulated Annealing,” Geophysics 67, no. 6 (Noviembre a diciembre de 2002): 1877–1885.

Bachrach R, Beller M, Liu CC, Perdomo J, Shelander D, Dutta N y Benabentos M: “Combining Rock Physics Analysis, Full Waveform Prestack Inversion and High-Resolution Seismic Interpretation to Map Lithology Units in Deep Water: A Gulf of Mexico Case Study,” The Leading Edge 23, no. 4 (Abril de 2004): 378–383.

Bachrach R: “Joint Estimation of Porosity and Saturation Using Stochastic Rock-Physics Modeling,” Geophysics 71, no. 5 (Septiembre a octubre de 2006): O53–O63.

32. Para obtener más información sobre la caracterización sísmica de los sistemas de fracturas naturales, consulte: Worthington MH: “Interpreting Seismic Anisotropy in Fractured Reservoirs,” First Break 26, no. 7 (Julio de 2008): 57–63.

Aarre V, Astratti D, Al Dayyni TNA, Mahmoud SL, Clark ABS, Stellas MJ, Stringer JW, Toelle B, Vejbæk OV y White G: “Detección sísmica de fallas y fracturas sutiles,” Oilfield Review 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 30–45.

Paddock D, Stolte C, Young J, Kist P, Zhang L y Durrani J: “Seismic Reservoir Characterization of a Gas Shale Utilizing Azimuthal Data Processing, Pre-Stack Seismic Inversion and Ant Tracking,” Resúmenes Expandidos, 78a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Las Vegas, Nevada, EUA (9 al 14 de noviembre de 2008): 2777–2781.

33. Liang et al, referencia 22.

46 Oilfield Review

Para el caso de las calizas fracturadas de la formación Da, los científicos utilizaron imágenes de pozos derivadas de los registros adquiridos durante la perforación (LWD) en una sección horizontal de un pozo perforado en las calizas compactas del miembro Da inferior extremo, denominado Da3. La interpretación de las imáge-nes corroboró los resultados del método AVOAZ y del algoritmo de seguimiento de la huella de hor-migas; la orientación predominante de las fractu-ras coincidió con las áreas de gran anisotropía de la velocidad de ondas S y las fracturas tienden a orientarse en la dirección NO–SE y se inclinan en la dirección NE con un ángulo que oscila entre 60° y 90°.

Estas pruebas sustentan el valor de la infor-mación obtenida mediante la ejecución de levan-tamientos sísmicos 3D utilizando sensores puntuales con configuraciones de alta densidad. Estos levantamientos proporcionan a los geofísi-cos conjuntos de datos ricos con los que trabajar y, si se combinan con información geológica y petrofísica, permiten a los geocientíficos desarro-llar modelos más precisos de las zonas prospecti-vas, que ayudan a guiar las estrategias de desarrollo, perforación y terminación.

Rejuvenecimiento de un campo petrolero carbonatadoLa producción de los pozos de un campo ubicado en tierra firme en Texas, EUA, se encontraba en proceso de declinación. La formación prospec-tiva de este campo está compuesta por carbona-tos naturalmente fracturados de gran espesor, caracterizados por valores bajos de porosidad y permeabilidad de la matriz, a los que suprayace una unidad de lutitas ricas en contenido orgánico. La mejor producción de petróleo se encuentra en las zonas que poseen redes de fracturas naturales bien conectadas. En un intento por incrementar la producción, el operador deseaba utilizar los resul-tados de la tecnología sísmica para diseñar los pla-nes de desarrollo del campo, perforar pozos horizontales, terminar los pozos utilizando tratamien-tos de estimulación por fracturamiento hidráulico y conectarlos con las fracturas naturales. Dado que los datos sísmicos 3D de ondas P existentes en el área no eran de calidad suficiente para este pro-pósito, el operador contrató a WesternGeco para la ejecución de un levantamiento 3D a través del campo, con receptores puntuales UniQ y datos de ondas P.

Los datos fueron adquiridos en el año 2011 utilizando fuentes Vibroseis y GAC con receptores puntuales.34 Para cada punto de vibración (VP),

había 16 900 receptores GAC activos. La geometría de receptores consistió en líneas paralelas con un espaciamiento de 300 m [1 000 pies], y cada una de las líneas contenía 1 300 GACs separados por una distancia de 6 m [20 pies]. La geometría de fuentes sísmicas consistió en líneas perpendicu-lares a la geometría de receptores, con un espa-ciamiento de 370 m [1 200 pies] y VPs separados por una distancia de 60 m [200 pies]. Las geome-trías cruzadas de fuentes y receptores se traduje-ron en una cobertura simétrica, de azimut completo y desplazamiento largo, en la cual los desplazamien-tos máximos inline y crossline fueron de 4 020 m [13 200 pies] y 3 960 m [13 000 pies] respectiva-mente. Estos desplazamientos largos resultaron importantes para caracterizar los efectos de la varia-ción de la amplitud con el desplazamiento (AVO) porque excedieron la profundidad del objetivo, varia-ble entre 2 400 y 3 000 m [8 000 y 10 000 pies].35

El procesamiento de los datos incluyó la ate-nuación del ruido aleatorio y coherente, la ejecu-ción del análisis de velocidad y el desarrollo de un modelo anisotrópico estratificado de veloci-dad de primer orden utilizando los métodos de tomografía y migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM) de Kirchhoff. Luego, los datos se clasificaron en OVTs, se procesaron utilizando el método de migración PSDM OVT y se analizaron para determinar:• la anisotropía azimutal de la velocidad de las

ondas P utilizando el análisis de anisotropía elíptica ajustada a partir de los tiempos de viaje (FEATT)

• las fracturas naturales utilizando el análisis de variación de la amplitud con el azimut (AVAZ)

• la estructura ortorrómbica utilizando el método AVOAZ.36

El modelo de velocidad anisotrópica inicial representó las capas horizontales de las rocas sedimentarias. En este tipo de anisotropía relati-vamente simple, las velocidades elásticas no varia-ban en la dirección horizontal pero sí en la dirección vertical. Este tipo de modelo de veloci-dad se considera transversalmente isotrópico con un eje vertical de simetría (TIV). Las ondas sísmi-cas generalmente se propagan más rápido a lo largo de las capas horizontales que verticalmente a través de las mismas.

Otro tipo de anisotropía, la anisotropía azimu-tal, puede ser producido por un sistema de fractu-ras naturales al que se aproxima un único conjunto de fracturas paralelas verticales. Los esfuerzos hori-zontales desiguales también producen anisotro-pía azimutal, generando microfracturas alineadas según los esfuerzos, cuyas aperturas son demasiado

pequeñas para admitir el flujo de fluidos. Las micro-fracturas alineadas según los esfuerzos se extien-den en la dirección del esfuerzo principal horizontal máximo local y se abren en la dirección del esfuerzo principal horizontal mínimo local. Las ondas P sís-micas generalmente se propagan más rápido en sentido paralelo a los planos de fractura o al esfuerzo horizontal máximo. Si las fracturas son suficientemente grandes y están abiertas como para permitir el flujo de fluidos, dominarán la permeabilidad del yacimiento. El modelo de velo-cidad más simple de este tipo es un modelo trans-versalmente isotrópico con un eje horizontal de simetría (TIH); las fracturas abiertas son parale-las al esfuerzo horizontal máximo actual. En los modelos TIH, se ignora el efecto de cualquier ani-sotropía TIV.

La anisotropía ortorrómbica es producida por la superposición de las simetrías TIV (anisotropía por capas) y TIH (anisotropía por fracturas). Esta super-posición se produce cuando las rocas estratificadas son sometidas a esfuerzos horizontales desiguales o cuando contienen un único conjunto de fractu-ras verticales. La anisotropía de mayor compleji-dad (monoclínica o triclínica) puede ser el resultado de la superposición de otros efectos, tales como capas inclinadas o rocas con múltiples con-juntos de fracturas. Podría producirse un tipo de anisotropía sísmica compleja si el azimut del esfuerzo horizontal máximo actual se desviara en la dirección de un sistema de fracturas naturales más antiguas formadas en un régimen de esfuer-zos previo.

La migración en profundidad antes del apila-miento remueve los efectos de la heterogeneidad y la anisotropía de los estratos de sobrecarga por encima del nivel del yacimiento al que se desea representar con imágenes. Cuando un registro PSDM se clasifica por desplazamiento y azimut, la variación de los tiempos de viaje y las amplitu-des de las reflexiones con el azimut se esclarece (véase “Esfuerzos locales, fracturas naturales y anisotropía sísmica,” página 47).

34. La técnica Vibroseis fue introducida por Conoco en el año 1952 y utiliza una plancha vibradora acoplada a la superficie terrestre, instalada en un camión, para producir el movimiento del terreno a partir de un barrido de frecuencias que se propaga hacia el subsuelo. Para obtener más información sobre la técnica Vibroseis, consulte: Bagaini et al, referencia 1.

35. Para obtener más información sobre el análisis AVO, consulte: Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S y Skidmore C: “Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 42–50.

36. Vermeer, referencia 30. Stein et al, referencia 31.

(continúa en la página 50)

Volumen 26, no.2 47

El éxito económico de una extensión produc-tiva no convencional depende en gran medida de la efectividad de los tratamientos de estimulación por fracturamiento. Los factores más importantes que rigen el fracturamiento de las rocas son su resistencia, la magnitud del esfuerzo de compresión principal horizontal mínimo, y la orientación y densidad de las fracturas naturales abiertas. Los operadores pueden extraer esta información de los datos sísmicos para planificar las operaciones de per-foración, terminación y estimulación de pozos.1

Esfuerzos localesLos esfuerzos locales, que pueden resolverse en tres esfuerzos principales, afectan la anisotropía de la velocidad sísmica en las rocas porque determinan qué microfracturas son abiertas y cuáles son cerradas. El esfuerzo vertical es determinado por el peso de las rocas suprayacentes. Dado que los esfuerzos horizontales actuales usualmente no son

equivalentes entre sí, las microfracturas orientadas en sentido casi perpendicular al esfuerzo horizontal máximo tienden a contraerse y cerrarse, en tanto que las microfracturas orientadas en sentido casi paralelo al esfuerzo horizontal máximo tienden a permanecer abiertas. Estas últimas fracturas son las microfracturas alineadas según el esfuerzo y su orientación determina cómo los tiempos de viaje sísmicos y sus inversas —las velocidades— varían con el azimut.2 La dirección del esfuerzo horizontal máximo, que es paralela a las microfracturas abiertas alineadas según el esfuerzo, es la dirección rápida, la dirección del tiempo de viaje más corto y la velocidad más alta. El esfuerzo horizontal mínimo es paralelo a la dirección lenta, la dirección del tiempo de viaje más largo y la velocidad más baja. Estos fenómenos caracterizan un rasgo común que se observa en casi todas las formaciones y que se denomina anisotropía de la velocidad.

Una colección de puntos comunes de la imagen (CIP) muestra este fenómeno (izquierda). La sección sísmica muestra una colección CIP de datos enfocada en un reflector objetivo (abajo). La ondulación indica las variaciones del tiempo de viaje sísmico y los colores indican la amplitud de las reflexiones sísmicas. Las trazas de desplazamiento lejano son diagnósticas y

muestran mejor las variaciones azimutales del tiempo de viaje y la amplitud porque hay más trazas de desplazamiento lejano que cercano y los trayectos sísmicos de desplazamiento lejano son más horizontales que los de desplazamiento cercano. En la sección CIP, la dirección rápida se encuentra en el cuadrante SE, en el azimut de tiempo de viaje mínimo y velocidad máxima. La dirección lenta se encuentra en el cuadrante NE, en el azimut de tiempo de viaje máximo y velocidad mínima.

Las amplitudes máximas —los azules y los rojos más oscuros— se encuentran en el cuadrante ENE. Si bien esta situación es más evidente en las bandas de desplazamientos lejanos, también resulta visible en los desplazamientos cercanos. Además, las amplitudes de las reflexiones máximas no coinciden con la dirección de la velocidad rápida o lenta. Las amplitudes de las reflexiones no necesitan responder a las mismas caracterís-ticas de las rocas que las velocidades sísmicas.

Para cada CIP de un levantamiento 3D, la colección CIP se utiliza para medir la varia-ción del tiempo de viaje azimutal a su alrededor.

Esfuerzos locales, fracturas naturales y anisotropía sísmica

> Comprensión de una colección de puntos comunes de la imagen (CIP). El punto imagen, o punto de reflexión, se encuentra en el centro. Los cuadrados son las posiciones de las fuentes y los receptores de las trazas que contribuyen al punto imagen. Los colores y los números indican las regiones de desplazamiento similar. Sólo la mitad Este se muestra en colores; si se asume la existencia de reciprocidad, las trazas del cuadrante NO son las mismas que las del cuadrante SE, y las del cuadrante SO son las mismas que las del cuadrante NE.

NColección CIP

S

EO 1 2 3 4 5 6 7

> Sección de puntos comunes de la imagen. De izquierda a derecha, las trazas de la sección están dispuestas en bandas de desplazamientos, de desplazamiento cercano a desplazamiento lejano, y luego por azimut, dentro de cada banda. Las líneas verticales separan las bandas. Los colores y los números que figuran por debajo de la sección se relacionan con la colección CIP de la figura de la izquierda. El número de trazas dentro de una banda controla su ancho; hay menos trazas de desplazamiento cercano que trazas de desplazamiento lejano. Dentro de cada banda, de izquierda a derecha, el azimut de las trazas abarca de norte a sur.

Tiem

po d

e vi

aje

Trazas ordenadas por desplazamiento y luego por azimut


– 0 +

1 2 3 4 5 6 7

1. Rich JP y Ammerman M: “Unconventional Geophysics for Unconventional Plays,” artículo SPE 131779, presentado en la Conferencia de Gas No Convencional de la SPE, Pittsburgh, Pensilvania, EUA, 23 al 25 de febrero de 2010.

2. Crampin S: “Geological and Industrial Implications of Extensive-Dilatancy Anisotropy,” Nature 328, no. 6130 (6 de agosto de 1987): 491–496.

48 Oilfield Review

> Anisotropía de la velocidad de intervalo de ondas P. Los resultados del análisis FEATT se superponen sobre un mapa de curvas de contorno del horizonte correspondiente al tope del yacimiento; el intervalo de contorno es de 15 m [50 pies]. Las tachuelas indican la anisotropía azimutal de la velocidad de ondas P y se encuentran en una cuadrícula con un espaciamiento de 60 m × 60 m [200 pies × 200 pies]. En cada punto de la cuadrícula, la tachuela señala la dirección de la velocidad de ondas P rápidas (VP, int, rápida), su longitud indica la magnitud de la anisotropía de la velocidad (ΔVP, int) y su color indica la magnitud de la velocidad de ondas P lentas (VP, int, lenta). Los colores del fondo representan la VP, int, lenta. Los cuadrados representan los gradientes de presión instantánea de cierre (ISIP), previos a la operación (negro) y posteriores a la operación (azul), medidos antes y después de cada etapa del tratamiento de estimulación por fracturas hidráulicas (HF) (números negros grandes) del pozo B. Se muestra la microsismicidad (círculos y elipses de guiones) resultante de las HFs de la etapa 1 (rojo) y de la etapa 2 (negro). La mayor parte de los eventos de la HF de la etapa 2 exhibe una orientación SO–NE, que es similar a la dirección del azimut de VP, int, rápida. Muchas HFs de este pozo se propagaron a lo largo de la dirección SO–NE. La HF de la etapa 1 se propagó siguiendo una orientación NO–SE, atribuible a las fracturas naturales pre-existentes.

Pozo B

N

Anisotropía de la velocidadde ondas P

m0 300

0 pies 1 000

Velocidad de intervalo de ondas P lentas, pies/s( y fondo)

13 000 14 000 15 000 16 000 17 000 18 000

> Anisotropía de amplitud de las reflexiones de ondas P. Los resultados del análisis de variación azimutal con el azimut (AVAZ) de desplazamiento cercano se superponen sobre un mapa de curvas de contorno del horizonte correspondiente al tope del yacimiento; el intervalo de contorno es de 15 m [50 pies]. Los triángulos muestran la anisotropía azimutal de amplitud de ondas P y se encuentran en una cuadrícula con un espaciamiento de 30 m × 30 m [100 pies × 100 pies]; cuando los datos no son confiables, no aparece ningún ícono. Los triángulos representan los datos AVAZ de desplazamiento cercano, que incluyen ángulos de incidencia de 1° a 15°. El color del ícono representa la magnitud de la anisotropía de amplitud (ΔAP), que es la amplitud máxima (AP, máx) menos la amplitud mínima (AP, mín), y se interpreta como la variación azimutal de la impedancia de ondas P de la capa prospectiva. Los triángulos señalan la dirección de AP, máx, y su longitud indica la confiabilidad de la determinación de la anisotropía. Los íconos de barras muestran las orientaciones de las fracturas naturales derivadas de los registros de imágenes de resistividad StarTrak corridos en el pozo C; su longitud representa la densidad de las fracturas, su color es la apertura de la fractura (la variación de azul a púrpura y a rojo significa la transición de pequeño a mediano y a grande) y su azimut es la orientación de las fracturas. Estos datos de resistividad fueron utilizados para calibrar y confirmar que los datos AVAZ fueran indicativos de las orientaciones de las fracturas naturales abiertas. El color del fondo es la amplitud media de las reflexiones de los desplazamientos cercanos. Los cuadrados son proporcionales a los gradientes ISIP previos a la operación (negro) y posteriores a la operación (azul).

Pozo APozo C

N

Amplitud media (fondo)

– +0

Anisotropía de amplitud de ondas POrientación de las fracturas naturales

m0 100

0 pies 400

Anisotropía de amplitud, porcentajede amplitud media

0 100 200 300

( )

Los geofísicos utilizan el flujo de trabajo del análisis de anisotropía elíptica ajustada a partir de los tiempos de viaje (FEATT) para examinar los tiempos de viaje azimutales y proporcionar como salida la elipse ajustada a las velocidades indicadas por cada tiempo de viaje entre fuente y receptor y para cada evento de interés. Después de la aplicación del análisis FEATT y de la remoción del corrimiento en tiempo residual elíptico de las reflexiones, se dispone de las velocidades de intervalo rápida y lenta para un análisis posterior. Los geofísicos representan gráficamente estos resultados del análisis FEATT en mapas (arriba, a la izquierda).

En el mapa se representan dos etapas de fracturamiento hidráulico. La orientación general de la microsismicidad de la etapa 2 se resume como una elipse alineada en sentido SO–NE, lo que indica la orientación del esfuerzo horizontal máximo. Este azimut es también el azimut de VP, int, rápida. Los eventos microsísmicos de la etapa 1 fueron anómalos y exhibieron una orientación NO–SE. El análisis posterior y la calibración de la anisotropía

azimutal de la amplitud de las reflexiones de ondas P indicaron que la microsismicidad de la etapa 1 seguía una orientación de fracturas naturales.

Las fracturas naturalesLas fracturas naturales se formaron en un régimen de paleoesfuerzos, ya sea como fracturas de tracción o como fracturas de cizalladura, de acuerdo con los esfuerzos

existentes locales y las resistencias de las rocas. En ciertos marcos geológicos, los paleoesfuerzos son similares a los esfuerzos actuales.

Las evidencias de las fracturas naturales aparecen en la variación azimutal de las amplitudes de las reflexiones. Las reflexiones sísmicas poseen una resolución espacial y temporal superior a la de los tiempos de viaje sísmicos. La amplitud de las reflexiones depende de la impedancia de ondas P y S de las rocas presentes por encima y por debajo de un reflector y es una función del ángulo de incidencia. Este fenómeno se denomina variación de la amplitud con el desplaza-miento (AVO) o variación de la amplitud con el ángulo de incidencia (AVA).

Originalmente, los geofísicos estudiaban la variación azimutal del gradiente AVO o la variación de la amplitud con el desplazamiento y el azimut (AVOAZ).3 En presencia de anisotropía, tal como una alta densidad de las fracturas de un conjunto de fracturas

por encima o bien por debajo de un reflector, el gradiente AVO varía con el azimut. Sin embargo, en ausencia de anisotropía azimutal a través de la interfaz, el gradiente AVO no varía con el azimut.

No obstante, en los últimos tiempos, los geofísicos han comenzado a concentrarse en la variación de la amplitud con el azimut (AVAZ) para un rango fijo de desplazamientos, especialmente las trazas de desplazamiento cercano y desplazamiento medio porque pueden mostrar la variación azimutal.

La variación AVAZ de un reflector en una colección CIP es más pronunciada en los desplazamientos lejanos y es uno de los motivos por los que los especialistas de la industria se han concentrado convencionalmente sólo en los desplazamientos lejanos para observar el efecto AVOAZ. No obstante, todas las bandas de desplazamientos muestran el efecto AVAZ. Los resultados del análisis AVAZ de desplaza-miento cercano se resumen en un mapa

(página anterior, arriba a la derecha). Los datos se calibraron en función de los datos de imágenes de la pared del pozo. Las amplitudes AVAZ mostraron los valores máximos cuando fueron medidas en sentido paralelo a las fracturas naturales abiertas observadas en los registros de imágenes.

La microsismicidad de la etapa 1 (izquierda) siguió un conjunto de fracturas naturales de dirección NO–SE. La etapa 2 y las etapas subsiguientes tendieron a seguir las fracturas naturales de orientación SO–NE. En este con-junto de datos, los resultados AVAZ y AVOAZ fue-ron consistentes con los datos de calibración.4

La anisotropía sísmica para aplicaciones de ingenieríaLa efectividad de los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico depende de la resistencia de las rocas, del esfuerzo de compresión principal horizontal mínimo, y de la orientación y densidad de las fracturas naturales abiertas. Los ingenieros de perforación, terminación y estimulación de pozos desearían conocer estas magnitudes antes de iniciar la perforación de sus pozos.

Los datos sísmicos correctamente adquiri-dos y procesados pueden decirle al geofísico la dirección de VP, int, rápida, la magnitud de ΔVP, int y la magnitud de VP, int, lenta. Estas magnitudes pueden ser calibradas y correlacionadas con la dirección del esfuerzo horizontal máximo local, la anisotropía del esfuerzo horizontal y la magnitud del esfuerzo horizontal mínimo.5 Además, los datos sísmicos pueden hacerle saber al geofísico la dirección y la magnitud de ΔAP, máx, lo que puede relacionarse con la orientación y la intensidad de la dirección de las fracturas naturales locales.6 Con los mapas basados en estas magnitudes calibradas, los ingenieros pueden planificar las operaciones de perforación, terminación y estimulación de pozos.7 El ejemplo de los datos exhibidos aquí ilustra cómo los datos cuidadosamente adquiridos, procesados e interpretados pue-den resultar de gran valor para los ingenieros.

Volumen 26, no.2 49

> Análisis AVAZ de la reflexión de ondas P. Los resultados del análisis AVAZ se superponen sobre un mapa de curvas de contorno del horizonte correspondiente al tope del yacimiento; el intervalo de contorno es de 15 m [50 pies]. Los íconos triangulares representan los datos AVAZ de desplazamiento cercano. Se muestra la microsismicidad (círculos y elipses) de las HFs de la etapa 1 (rojo) y de la etapa 2 (negro) en el pozo B. La microsismicidad de la etapa 1 se propagó hacia el noroeste, siguiendo una orientación NO–SE, y la de la etapa 2 se propagó hacia el sudoeste siguiendo una orientación SO–NE. Ambas direcciones de propagación son paralelas a la dirección de la amplitud máxima de las reflexiones (AP, máx), que, según se interpreta, indica la orientación local de las fracturas naturales abiertas. El color del fondo indica la amplitud media de las reflexiones.

Pozo B

N

m0 300

0 pies 1 000

Anisotropía de amplitud de ondas P

Amplitud media (fondo)

– +0


0 100 200 300

( )

3. El gradiente AVO es la tasa, o pendiente, de variación de la amplitud con el desplazamiento, o el ángulo de incidencia.

4. Lynn et al, referencia 38, texto principal.5. Simon YS: “Stress and Fracture Characterization

in a Shale Reservoir, North Texas, Using Correlation Between New Seismic Attributes and Well Data,” Tesis de maestría, Universidad de Houston (2005).

6. Lynn, referencia 39, texto principal.7. Ajayi et al, referencia 2, texto principal.

50 Oilfield Review

La anisotropía azimutal de la velocidad puede asociarse con las orientaciones del esfuerzo hori-zontal principal presente en el yacimiento objetivo. El análisis de anisotropía elíptica ajustada a par-tir de los tiempos de viaje (FEATT) permite a los geofísicos hallar las direcciones de las velocida-des horizontales rápida y lenta. Las colecciones de puntos comunes de la imagen (CIP) OVT, deno-minadas (CIG) OVT, obtenidas con el método PSDM, fueron convertidas de profundidad a tiempo de viaje doble (ida y vuelta) y éste fue convertido luego a velocidad de intervalo.37

Utilizando el método FEATT, los geofísicos deter-minan las elipses de mejor ajuste para los datos de velocidad de intervalo. Los ejes mayor y menor de las elipses corresponden a las velocidades de intervalo de ondas P rápidas (VP, int, rápida) y lentas (VP, int, lenta) y sus direcciones.

Las características de la anisotropía de la velo-cidad de ondas P derivadas de estas magnitudes pueden mostrarse en mapas (arriba). Si estos mapas han sido correctamente calibrados con res-pecto a las condiciones de los esfuerzos locales y el sistema de fracturas naturales, los ingenieros de

perforación pueden utilizarlos para planificar las trayectorias de los pozos horizontales que siguen la dirección del esfuerzo horizontal mínimo y los ingenieros de terminación de pozos pueden colo-car las etapas de fracturamiento hidráulico en las localizaciones del bajo esfuerzo mínimo.

El análisis de los efectos AVAZ y AVOAZ cons-tituye otro método utilizado por los geofísicos para caracterizar la disposición de los yacimientos. Las CIGs PSDM se clasificaron en cuatro sectores azimutales superpuestos de 60° de ancho que, desde el norte oscilaron entre 15° y 75°, 55° y 115°, 95° y 155°, y 135° y 195°. Dentro de cada sector, los datos fueron clasificados en cuatro conjuntos superpuestos de ángulos de incidencia de 15°, que varían desde la vertical a un ángulo incidencia de 45° —desde el desplazamiento cercano al desplazamiento lejano— y se ordena-ron de 0° a 15°, 10° a 25°, 20° a 35°, y 30° a 45°. Los datos entregables resultantes consistieron en 16 volúmenes de datos que se utilizaron para generar imágenes. A partir de estos volúmenes de datos de azimut limitado y desplazamiento limi-tado, se extrajo la amplitud de las reflexiones del

tope del yacimiento para cada CIG. El tamaño de la celda fue de 30 m × 30 m [100 pies × 100 pies].

Los resultados del análisis de anisotropía de la velocidad FEATT se correlacionaron con los datos de la orientación de los esfuerzos locales obtenidos a partir de los análisis del pozo y de los esfuerzos hidráulicos. La dirección de la velocidad de intervalo rápida se alineó con la dirección del esfuerzo principal máximo actual, como se verificó mediante el monitoreo de la microsismicidad. Las áreas caracterizadas por un valor alto de ΔVP, int, definidas como VP, int, rápida menos VP, int, lenta, y por un valor bajo de VP, int, lenta coincidieron con zonas caracterizadas por un bajo esfuerzo horizontal principal mínimo. Estas localizaciones serían las candidatas principales para los tratamientos de

37. Las colecciones (CIG) de puntos comunes de la imagen (CIP) son subconjuntos de una imagen que poseen localizaciones de superficie fijas. Estas colecciones facilitan la medición de las variaciones de los atributos sísmicos y las propiedades petrofísicas en localizaciones fijas o puntos de imágenes. Las CIGs pueden ser analizadas como una función del desplazamiento o del ángulo de reflexión. Un término alternativo para CIG es la expresión “colección de trazas de punto común de reflexión (CRP).”

> Anisotropía de la velocidad de ondas P. Esta sección horizontal correspondiente a la profundidad del yacimiento (inserto) está codificada en colores; la anisotropía azimutal de la velocidad se calcula como la diferencia entre VP, int, rápida y VP, int, lenta dividida por VP, int, rápida. La dirección y la longitud de las líneas rojas indican la orientación de VP, int, rápida y la anisotropía de la velocidad de ondas P expresadas como porcentaje, respectivamente. En este campo, se ha demostrado que la anisotropía de la velocidad es directamente proporcional a la anisotropía del esfuerzo principal local. Las líneas negras indican los pozos horizontales existentes. Los dos pozos de la izquierda se orientan en la dirección del esfuerzo mínimo pronosticado por la anisotropía azimutal sísmica; el pozo de la derecha fue perforado en sentido casi paralelo a la dirección del esfuerzo máximo y es probable que las fracturas hidráulicas se propaguen en sentido paralelo al pozo. La zona de color azul oscuro (óvalo blanco), a la izquierda del pozo que se encuentra en la posición izquierda extrema, representa una posible falla. En el lado oeste de esta falla, la orientación del esfuerzo máximo es SO–NE y paralela al plano de falla; en el lado este, su orientación es NO–SE y ortogonal con respecto a la falla. Los estudios geomecánicos revelaron que las fallas pueden alterar el campo de esfuerzos presentes en sus proximidades.

Anisotropía azimutal de lavelocidad de ondas P, %

0 20

m0 500

0 pies 2 000

Volumen 26, no.2 51

estimulación por fracturamiento hidráulico si allí se perforaran pozos horizontales óptimamente orientados.

Sobre la base de los datos FEATT, los geofísi-cos pudieron pronosticar el comportamiento del

tratamiento de fracturamiento hidráulico para el pozo horizontal B (arriba). El fracturamiento resultaría más fácil en el norte, en la punta del pozo, en donde ΔVP, int alcanzaba su valor máximo y VP, int, lenta, su valor mínimo. Por el contrario, el

fracturamiento resultaría más dificultoso y variable en el sur, en el talón, en donde el valor de ΔVP, int era bajo y el de VP, int, lenta, alto. Las observaciones de la microsismicidad resultante de los tratamien-tos de estimulación hidráulica corroboraron

> Calibración de la anisotropía de la velocidad de ondas P con el esfuerzo local. El pozo horizontal B (extremo superior izquierdo) fue perforado de SSE a NNO. Desde dos pozos de observación (círculos), los ingenieros sísmicos monitorearon la microsismicidad durante las 12 etapas de fracturamiento hidráulico. La anisotropía de la velocidad de ondas P se superpone sobre la superficie del tope del yacimiento (curvas de contorno), que se inclina hacia el NE; el intervalo de contorno es de 30 m [100 pies]; el tamaño de las celdas de la cuadrícula infrayacente es de 610 m × 610 m [2 000 pies × 2 000 pies]. Los íconos de tachuelas apuntan en la dirección de la velocidad de intervalo de ondas P rápidas (VP, int, rápida), su color indica la velocidad de intervalo lenta (VP, int, lenta) y su longitud es la diferencia (ΔP, int) entre la velocidad de intervalo rápida y lenta. Después de estimular el pozo (extremo superior derecho), los ingenieros midieron las magnitudes de la presión instantánea de cierre (ISIP) antes de la estimulación (cuadrados negros) y después de la estimulación (cuadrados azules). Los íconos indican las mismas propiedades que las de la figura de la izquierda, y el color del fondo corresponde a la VP, int, lenta. La presión ISIP es una medida de la magnitud del esfuerzo de compresión principal horizontal mínimo, cuya magnitud se incrementa entre la etapa 1 en la punta y las etapas 10 y 11, en dirección hacia el talón. La presión ISIP es más baja en donde VP, int, lenta es baja (rojo), ΔP, int es considerable (tachuelas largas) y la dirección de VP, int, rápida es NE–SO, formando un ángulo de aproximadamente 45° respecto de la trayectoria del pozo B. La presión ISIP es máxima en donde VP, int, lenta es relativamente alta (verde), ΔVP, int es relativamente baja (tachuelas cortas) y la dirección de VP, int, rápida se alinea más con el pozo. Una comparación entre VP, int, lenta y el gradiente ISIP (extremo inferior, cuadrados negros) muestra una proporcionalidad directa entre ambos parámetros, salvo para las etapas 10 y 11 (cuadrados azules), que exhibieron gradientes ISIP altos y resultaron difíciles de fracturar. Estos conjuntos de datos combinados indican que las magnitudes de ΔP, int se correlacionan con la anisotropía del esfuerzo horizontal local, la dirección de VP, int, rápida se correlaciona con la dirección del esfuerzo de compresión principal horizontal máximo, y las magnitudes de VP, int, lenta se correlacionan con la magnitud del esfuerzo de compresión principal horizontal mínimo.

Pozo de observación 1

Punta

Talón


Pozo B



Pozo BN N

Velo

cida

d de

inte

rval

o de

ond

as P

lent

as, p

ies/

s 15 500

15 000

14 500

14 000

13 500

Gradiente ISIP, o gradiente de esfuerzo mínimo, a lo largo del pozo, lpc/pie0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 0,95 1,00 1,05

Etapas 1 a 9Etapas 10 y 11Línea de regresión

Punta

Talón

Anisotropía de la velocidad de ondas PEtapa y dimensión de las fracturasGradiente ISIP previo a la operaciónGradiente ISIP posterior a la operación

Velocidad de intervalo de ondas P lentas, pies/s

13 000 14 000 15 000 16 000 17 000 18 000

52 Oilfield Review

> Calibración de los atributos de velocidad de ondas P con la microsismicidad. La microsismicidad (izquierda) observada durante el tratamiento de fracturamiento hidráulico del pozo B mostró que todas las etapas salvo la etapa 1 (círculos rojos) propagaron las fracturas siguiendo una orientación SO–NE como lo indican las elipses correspondientes a la etapa 2 (elipse negra de guiones, círculos negros), la etapa 5 (elipse verde de guiones, estrellas verdes) y la etapa 8 (elipse marrón de guiones, círculos marrones). Las elipses son alargadas en sentido paralelo a la dirección de VP, int, rápida (tachuelas de colores), que se interpreta como la dirección del esfuerzo horizontal máximo. Las tachuelas, que indican la anisotropía de la velocidad de ondas P, se orientan en la dirección de VP, int, rápida, su color indica la VP, int, lenta y su longitud corresponde a ΔVP, int. El análisis AVAZ de desplazamiento cercano para la anisotropía de la amplitud de las reflexiones (AP) de las ondas P (derecha, triángulo de colores) indica que un conjunto de fracturas naturales domina los resultados; la dirección de la amplitud máxima (AP, máx) coincide con la dirección del rumbo de las fracturas naturales locales. Los triángulos muestran la anisotropía de AP (ΔAP); su dirección apunta en la dirección de AP, máx, su color describe la ΔAP y su longitud representa la confiabilidad de la medición en su localización. La mayoría de las etapas de fracturamiento, representadas por las etapas 2, 5 y 8, siguen la orientación SO–NE de AP, máx, que corresponde a la dirección del esfuerzo horizontal máximo. Las etapas 10 y 11 resultaron difíciles de fracturar y no corresponden a una orientación de ΔAP identificable de manera confiable (no se grafica ningún triángulo). La brecha de los resultados del análisis AVAZ en esta localización es interpretada como la falta de un conjunto dominante de fracturas naturales abiertas. La fractura de la etapa 1 (inserto) se propagó siguiendo una orientación NO–SE, paralela a la dirección de AP, máx y perpendicular a la dirección de VP, int, rápida, formando un ángulo de aproximadamente 45° respecto de la trayectoria del pozo B, y parece seguir un sistema pre-existente de fracturas naturales abiertas.

Pozo deobservación 1




Velocidad de intervalo de ondas P lentas, pies/s (fondo)

13 000 14 000 15 000 16 000 17 000 18 000


N N

Anisotropía de velocidad de ondas PEtapa y dimensión de las fracturasGradiente ISIP previo a la operaciónGradiente ISIP posterior a la operaciónAnisotropía de amplitud de ondas P

Velocidad de intervalo de ondas P lentas, pies/s ( y fondo)

13 000 14 000 15 000 16 000 17 000 18 000

Velocidad de intervalo de ondas P lentas, pies/s (fondo)

13 000 14 000 15 000 16 000 17 000 18 000


0 100 200 300

( )


0 100 200 300

( )

Volumen 26, no.2 53

estas predicciones. Las presiones instantáneas de cierre (ISIP) de las primeras nueve estimula-ciones por fracturamiento hidráulico llevadas a cabo en el pozo B fueron directamente proporcio-nales a VP, int, lenta. En conjunto con las determina-ciones de los gradientes de esfuerzos derivadas de los registros de pozos, estos resultados sugie-ren que el valor calibrado de VP, int, lenta puede ser utilizado como predictor de las magnitudes rela-tivas del esfuerzo horizontal mínimo y, por consi-guiente, de los niveles de ISIP.38

Mediante la utilización de un registro de imá-genes de resistividad LWD de alta definición StarTrak de Baker Hughes, corrido en el pozo B para identificar la orientación de las fracturas abiertas, los geofísicos observaron, en base a los resultados del análisis AVAZ, que los datos de des-plazamiento cercano mostraban que las amplitu-des de las reflexiones máximas (AP, máx) coincidían con el rumbo de las fracturas naturales abiertas pre-existentes. En ciertas áreas del campo, estos azimuts de AP, máx coincidían con la dirección SO–NE del esfuerzo de compresión máximo actual local; es decir, la dirección de VP, int, rápida.

No obstante, en otras áreas, estos azimuts de AP, máx variaron de oblicuos a perpendiculares con respecto a la dirección del esfuerzo máximo actual.

Los geofísicos interpretaron esta observación como indicativa de que en estas áreas, el sistema de frac-turas se formó en un régimen de esfuerzos locales más antiguo cuya orientación difería de la actual.

A partir de las observaciones microsísmicas, los geocientíficos llegaron a la conclusión de que las fracturas naturales abiertas parecen haber contri-buido a la propagación de las fracturas hidráulicas de la etapa 1 del pozo B (página anterior). La etapa 1 se implementó en la punta del pozo, en donde el análisis AVAZ indicó la existencia de un conjunto de fracturas de orientación NO–SE oblicua a la tra-yectoria del pozo. Los patrones de microsismicidad indicaron que las fracturas hidráulicas seguían este conjunto de fracturas naturales abiertas de orientación NO–SE en vez de la dirección SO–NE del esfuerzo máximo actual. Durante las etapas 2 a 8 inclusive, el monitoreo microsísmico mostró que las fracturas hidráulicas seguían tanto la direc-ción SO–NE del esfuerzo máximo indicada por el análisis FEATT como los rumbos de las fracturas naturales indicados por el análisis AVAZ.39

El conjunto de datos sísmicos terrestres 3D UniQ fue de una calidad y una resolución sufi-cientemente altas como para arrojar un resultado PSDM de alta fidelidad. Los geofísicos pudieron procesar y analizar los datos para determinar los parámetros, o atributos, de anisotropía que relacio-naban la anisotropía de la velocidad de ondas P con las direcciones del esfuerzo horizontal actual local y la anisotropía de la amplitud de las ondas P con las orientaciones de las fracturas naturales.40 Los ingenieros de la compañía operadora están uti-lizando estos atributos de anisotropía para plani-ficar las operaciones de perforación, terminación y estimulación por fracturamiento hidráulico.

El futuro de la tecnología UniQLa tecnología de adquisición sísmica terrestre con receptores puntuales UniQ posibilita la eje-cución de levantamientos FAZ y levantamientos con desplazamientos largos que poseen tamaños de celdas pequeños con un alto apilamiento nominal.

Estos levantamientos iluminan los objetivos de los yacimientos desde todas las direcciones, lo que asegura una alta SNR y una elevada defini-ción del objetivo. Los receptores puntuales UniQ proporcionan la fidelidad de amplitud y fase requerida para caracterizar los puntos dulces. Estas cualidades permiten que los geólogos, geofísicos e ingenieros de yacimientos planifi-quen las operaciones de perforación y termina-ción de pozos.

Después del correcto procesamiento sísmico, los análisis azimutal y de desplazamientos de los datos de ondas P calibrados, provenientes de los levantamientos UniQ, revelan información sobre las fracturas naturales y los esfuerzos locales pre-sentes en los horizontes objetivo. Los casos de estudio demuestran cómo los atributos sísmicos, tales como la anisotropía de la velocidad y de la amplitud, la relación entre las velocidad de las ondas P y la de las ondas S, la impedancia de las ondas P, la varianza de la amplitud de las reflexio-nes y el seguimiento de la huella de hormigas, pueden asociarse con los factores RQ y CQ para distinguir la litología, delinear los sistemas de fracturas naturales y caracterizar el régimen de esfuerzos locales. Estas propiedades son cruciales para la planeación de pozos de exploración piloto, pozos de evaluación horizontales y pozos de pro-ducción horizontales tanto en yacimientos conven-cionales como en yacimientos no convencionales.

En el futuro, los levantamientos sísmicos 3D que contengan receptores puntuales y fuentes puntuales estrechamente espaciados expandirán la utilidad de los datos sísmicos, que dejarán de ser una herramienta utilizada principalmente en exploración para convertirse en una herramienta aplicada a la ingeniería de yacimientos, lo que a su vez se traducirá en la explotación más efi-ciente de los yacimientos desafiantes. Para los operadores, esto implica la posibilidad de reducir los costos y los riesgos de exploración, desarrollo y producción. —RCNH

38. Lynn HB, Lynn W, Obilo J y Agarwal V: “Azimuthal Pre-Stack Depth Migration for In-Situ Stress Evaluation in a Fractured Carbonate Oil Reservoir: Predrill Prediction of Instantaneous Shut-In Pressure Gradients,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver, 26 al 31 de octubre de 2014.

39. Lynn HB: “Fracture Densities and Fracture Azimuths Evident in the Azimuthal Amplitudes from the Top of a Fractured Carbonate Oil Reservoir,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver, 26 al 31 de octubre de 2014.

Lynn HB: “Field Data Evidence of Orthorhombic Media: Changes in the P-P Bright Azimuth with Angle of Incidence,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver, 26 al 31 de octubre de 2014.

40. Lynn HB: “Azimuthal Anisotropy: Distinguishing Between Unequal Horizontal Stress and Vertical Aligned Macro-Fractures, as Demonstrated in Thirty Years of Field Data Analysis,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver, 26 al 31 de octubre de 2014.

V26 -E2 Levantamientos Sísmicos Terrestres Para Yacimientos Desafiantes

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