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Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples

Olav BarkvedBPStavanger, Noruega

Bob BartmanBehtaz CompaniDevon EnergyHouston, Texas, EUA

Jim GaiserRichard Van DokDenver, Colorado, EUA

Tony JohnsHouston, Texas

Pål KristiansenOslo, Noruega

Tony ProbertGatwick, Inglaterra

Mark ThompsonStatoilTrondheim, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Jack Caldwell, Houston, Texas, EUA; Jakob Haldorsen y Joan Mead, Ridgefield, Connecticut, EUA; yAndreas Laake, Stephen McHugo y Alan Strudley, Gatwick,Inglaterra.

En las áreas donde las técnicas sísmicas convencionales resultan inadecuadas, los

métodos de componentes múltiples que utilizan información tanto de ondas compre-

sionales como de ondas de corte están reduciendo el riesgo exploratorio y mejorando

el manejo de yacimientos.

1. Gaiser JE: “Acquisition and Application of MulticomponentVector Wavefields: Are They Practical?” artículo E036,presentado en la 66a Conferencia y Exhibición Anual de laEAGE, París, Francia, 7 al 10 de junio de 2004.

2. “Embracing New Technology in Shell Malaysia,” PetroMin 29, no. 5 (Julio de 2003): 24–25.

En los 75 años que la industria del petróleo y elgas lleva aplicando la tecnología sísmica, lasondas compresionales, u ondas P, han dominadoa sus contrapartes, las ondas de corte. Un infinitonúmero de yacimientos han sido descubiertos,caracterizados y vigilados rutinariamente a tra-vés de las ondas P como resultado de la evoluciónde la tecnología, que pasó de los métodos bidi-mensionales y tridimensionales (2D y 3D) a losmétodos sísmicos de repetición (técnica de lap-sos de tiempo) o de cuatro dimensiones (4D),disponibles hoy en día.

Por muy poderosa que pueda ser la tecnologíade ondas P convencional, no puede resolver todoslos problemas de generación de imágenes sísmi-cas o de descripción de yacimientos. En ciertassituaciones, además de la información de ondas P,se requiere información de ondas de corte, uondas S, para representar adecuadamente unyacimiento o describir sus propiedades. Con laayuda adicional de las ondas S, las compañías depetróleo y gas han descubierto nuevas reser-vas—cientos de millones de barriles de petróleoy decenas de miles de millones de pies cúbicosde gas—que no podrían haber sido halladas conlas ondas P solas.1 La correcta colocación de lospozos, por utilizar información de ondas decorte, se ha traducido en ahorros de millones dedólares.2

La información de ondas de corte permitemejorar tanto la generación de imágenes sísmi-cas como la caracterización de yacimientos. Losproblemas de generación de imágenes surgencuando la presencia de gas somero reduce drás-

ticamente la velocidad de las ondas P de losestratos de sobrecarga, perturbando la transmi-sión de las mismas y oscureciendo grandesvolúmenes del subsuelo subyacente. Además, lascapas de alta velocidad, tales como los mantossalinos o las rocas volcánicas duras, puedenimpedir que los objetivos más profundos recibanla iluminación adecuada. Esto sucede porque elalto contraste de impedancia acústica curva sig-nificativamente las trayectorias de los rayossísmicos, causando problemas con la iluminacióny las imágenes correspondientes a los reflectoresmás profundos. Algunos yacimientos exhiben unbajo contraste de impedancia acústica de ondasP respecto de las capas adyacentes, generandosólo reflexiones de baja amplitud y ocultándoseefectivamente de las ondas P.

Puede ocurrir que las ondas compresionalesno logren determinar propiedades importantesde los yacimientos. Por ejemplo, un yacimientolimitado por acuñamientos graduales y cambioslitológicos quizás resulte demasiado sutil paraser detectado por las ondas P. Aunque las ondascompresionales indiquen un cambio lateral o através del tiempo en las propiedades del yaci-miento, la interpretación de los datos de ondasP convencionales quizás no pueda distinguir loscambios producidos en las propiedades de lasrocas, tales como litología o esfuerzo de forma-ción, de los cambios que tienen lugar en lacomposición de los fluidos o en la presión. Laoptimización del procesamiento y de la interpre-tación de los datos de ondas compresionalesadquiridos especialmente, tales como el análisis

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AVO (variación de la amplitud con el desplaza-miento), puede ayudar a diferenciar los cambioslitolólgicos de los cambios producidos en la dis-tribución de los fluidos, pero habitualmente losresultados son más cualitativos que cuantitati-vos. Las ondas compresionales solas quizás nologren caracterizar la presencia, densidad yorientación de las fracturas en el yacimiento oen los estratos de sobrecarga.

La mayoría de estos complejos problemasrelacionados con los yacimientos pueden resol-verse o mejorarse mediante la incorporación deinformación de ondas S. En este artículo, se ana-liza cómo las ondas de corte contribuyen amejorar la comprensión de los yacimientos y sedescribe la tecnología de adquisición sísmicaque facilita la recolección de información deondas de corte de alta calidad. Algunos ejemplosdel Mar del Norte y del Golfo de México demues-tran la resolución exitosa de los problemas degeneración de imágenes y de caracterización deyacimientos mediante la combinación de resul-tados de ondas P y S.

Ondas de corteLas ondas de corte aportan conocimientos adi-cionales a un levantamiento sísmico porque lasondas compresionales y las ondas de corte mues-trean diferentes propiedades de las rocas.3 Lavelocidad de las ondas compresionales es unafunción de la densidad, el módulo de corte y elmódulo volumétrico de un medio. El módulovolumétrico es sensible a la compresibilidad delfluido, lo que hace que las ondas P sean extre-madamente sensibles al contenido de fluidos deuna roca. La doble dependencia con respecto ala compresibilidad del fluido y el módulo decorte permite que las ondas P se propaguentanto en sólidos como en líquidos.

La velocidad de las ondas de corte es unafunción de la densidad y del módulo de corte delmedio; una onda de corte es prácticamenteinsensible al contenido de fluidos de una roca.En una formación dada, la velocidad y la re-flectividad de las ondas de corte permaneceninalteradas independientemente de que la for-mación contenga gas, petróleo o agua. Sinembargo, las ondas S sólo viajan en medios conmódulos de corte distintos de cero de maneraque pueden originarse y propagarse solamenteen los sólidos.

Mediante la combinación de informacióntanto de ondas P como de ondas S, los intér-pretes sísmicos pueden aprender más sobre elsubsuelo que si se basan solamente en un tipode onda. A partir de las velocidades de las ondasP y S (Vp y Vs), es más fácil determinar la li-tología que con los datos de ondas P solos.

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Onda Pincidente

Onda Sreflejada

Onda Preflejada

Onda Ptransmitida

Onda Stransmitida

Movimiento delas partículasen las ondas S

Movimiento delas partículas

en las ondas PVP VS VP

> Movimiento de las partículas y propagación de las ondas compresionales yde corte. En el caso de las ondas compresionales, u ondas P, el movimientode las partículas es paralelo a la dirección de propagación de las ondas. Enlas ondas de corte, u ondas S, el movimiento de las partículas es perpendi-cular a la dirección de propagación de las ondas, y está limitado al plano dereflexión. En este caso, el movimiento de las partículas en las ondas S tienelugar en el plano de la hoja.

P

P S

Cable sísmico para fondomarino con componentes múltiples

Z

Y

X

Hidrófono

Fuente deondas P

P

Embarcación deregistro sísmico

Geófonos

> Detección de ondas convertidas por sensores de fondo marino. En las interfases del subsuelo, lasondas P incidentes se reflejan y transmiten como ondas P y además se transforman parcialmente enondas S. Las ondas S ascendentes pueden ser detectadas por receptores de fondo marino sensiblesa los componentes múltiples del movimiento. Los cuatro componentes de un receptor comprenden unhidrófono y tres geófonos o acelerómetros en tres direcciones ortogonales entre sí; X, Y y Z (recuadro).

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Conociendo ambas velocidades, los intérpretespueden hacer uso de la relación Vp/Vs para pre-decir el tipo de roca. La comparación delcomportamiento de las ondas P con el comporta-miento de las ondas S en un reflector permitedistinguir cambios producidos en la litología decambios producidos en los fluidos: un cambiolateral en la amplitud de las reflexiones de lasondas P a lo largo de un límite de capa puedeindicar un cambio litológico o bien un cambio defluido, pero si la amplitud de las reflexiones delas ondas S en el mismo límite también cambia,es más probable que la variación represente uncambio litológico. La consistencia de la reflecti-vidad de las ondas S en el mismo reflector indicaque es más probable un cambio en el tipo defluido.

En las ondas compresionales, el movimientode las partículas es paralelo a la dirección depropagación de las ondas (página anterior,arriba). Este caso es diferente al de las ondas decorte en el que el movimiento de las partículases perpendicular a la dirección de propagaciónde las ondas. En la adquisición de datos sísmicosde superficie convencional, las ondas sísmicas sereflejan en los reflectores del subsuelo y luegoarriban a la superficie viajando en sentido casivertical. Esto significa que las ondas P puedenser registradas por geófonos de un componenteque detectan el movimiento vertical en la forma-ción. Las ondas compresionales también puedenser detectadas por hidrófonos, o sensores de pre-sión, rodeados de agua; el arreglo de registrotípico de los levantamientos sísmicos marinoscon cable remolcado.

El registro de las ondas S requiere geófonosque detecten más que el mero componente verti-cal, por lo que los sistemas de registro de ondasP estándar resultan inadecuados. Las ondas decorte son ondas transversales, lo que significaque el movimiento de las partículas es perpendi-cular a la dirección de propagación. Enconsecuencia, el campo de ondas S es completa-mente tridimensional y se requieren sensores detres componentes para caracterizarlo. La formamás común de sensor de tres componentes es unsensor que consta de tres geófonos ortogonalesentre sí, lo que permite la detección de las ondasS desde todas las direcciones posibles. Esteempleo de más de un receptor ha dado origen alnombre de levantamientos sísmicos de “compo-nentes múltiples.”

El movimiento de las ondas S registrado enlos componentes horizontales es reconstruido porrotación matemática dando como resultado uncomponente radial de movimiento en el plano depropagación de las ondas y un componente trans-versal fuera del plano de propagación de las ondas.

Los primeros intentos prácticos de utiliza-ción de ondas S en la industria de exploración yproducción se remontan a la década de 1950, enque los geofísicos realizaban experimentos concomponentes múltiples en tierra.4 En esos expe-rimentos, una fuente oscilante, o fuente deondas de corte, generaba ondas de corte directasque se reflejaban en profundidad y eran regis-tradas en la superficie. Desde esos primerosintentos, numerosos levantamientos sísmicos decomponentes múltiples en tierra resultaron téc-nicamente exitosos, pero su adquisición esdificultosa. Cada geófono debe estar orientado enla misma dirección para permitir la rotación delas coordenadas y debe ser plantado firmementeen el terreno para medir con precisión su movi-miento. Los levantamientos de componentesmúltiples en tierra presentan tres sensores orto-gonales, por lo que requieren tres veces máscanales de registro y el triple de volumen dedatos que los levantamientos de un componente.El procesamiento de los levantamientos de ondasde corte en tierra también es problemático por-que la heterogeneidad de las capas cercanas a lasuperficie produce grandes variaciones en eltiempo de tránsito para el caso de las ondas S.

Como sucede con los levantamientos sís-micos terrestres, el registro de ondas S en unlevantamiento sísmico marino requiere el des-pliegue de sensores de componentes múltiplessobre el terreno, en este caso sobre el fondo delmar. Las primeras ondas de corte de ambientemarino fueron registradas a comienzos de ladécada de 1970 con sismómetros de fondomarino (OBS, por sus siglas en inglés) que selanzaban por la borda de la embarcación. Enexperimentos posteriores, los sismómetros defondo marino eran presionados en el fondo delmar mediante un vehículo de operación remota(ROV, por sus siglas en inglés).

Si bien la analogía con los levantamientos decomponentes múltiples en tierra sirve para des-cribir los receptores de componentes múltiplesmarinos, no puede ser aplicada a la tecnología defuentes sísmicas marinas: resulta impracticabledesplegar una fuente de ondas de corte sobre elfondo marino. Afortunadamente, si bien las fuen-tes sísmicas marinas típicas utilizadas en loslevantamientos con cables sísmicos remolcadosno generan ondas S directamente, las ondas Pque sí generan pueden a su vez generar ondas Sen el subsuelo. Las ondas compresionales experi-mentan una transformación parcial en ondas decorte en las interfases del subsuelo y pueden serdetectadas como ondas S por los sensores defondo marino (página anterior, abajo). Las ondasregistradas que se inician como ondas P y setransforman en ondas S se conocen normalmente

como ondas convertidas, u ondas PS, pero encierta literatura reciente se las denomina ondasC, por la C de “convertidas.” Sus contrapartes, esdecir aquellas ondas que se inician y se reflejancomo ondas P, se denominan ondas PP.

Las ondas convertidas se reflejan en las inter-fases del subsuelo siguiendo la ley de Snell, querelaciona los ángulos de incidencia, reflexión ytransmisión con las velocidades de propagaciónde las ondas P y S. En lo que respecta a las ondasP que se reflejan en una interfase, el ángulo dereflexión es igual al ángulo de incidencia. Estasimetría simplifica la adquisición y el procesa-miento de los levantamientos de ondas P. Noobstante, en el caso de las ondas PS, el ángulo dereflexión de las ondas S no es igual al ángulo deincidencia de las ondas P. Una onda S siempre serefleja más verticalmente de lo que lo haría unaonda P, porque la velocidad de propagación deuna onda S es inferior a la de una onda P. Estaasimetría complica la adquisición y el pro-cesamiento de los levantamientos de ondasconvertidas. El procesamiento de ondas compre-sionales aprovecha el hecho de que el punto dereflexión de incidencia P-emergencia P seencuentra en el punto medio entre la fuente y elreceptor. El procesamiento, en el caso de lasondas de corte, debe tomar en cuenta el hechode que el punto de conversión está ubicado máscerca del receptor.

Las primeras técnicas de registro de ondasPS surgieron de la conexión de varios OBSs conun cable para la transmisión de energía y lacomunicación y de la colocación del tendido dereceptores en su lugar.5 Pero era necesario unvehículo de operación remota para presionarcada OBS, o nodo, en el lecho marino. Otra va-riedad de sistema de registro marino de ondasde corte, denominado sistema a cable, se basaen la tecnología de adquisición de registros depozos y utiliza sensores de componentes múlti-ples acondicionados en cilindros de aceroconectados por un cable conductor de alta re-sistencia. A partir de los sistemas de doscomponentes surgió un tipo diferente de tecno-logía de cable para lecho marino conocida comocables fijos, que fueron diseñados para mejorarla adquisición de ondas P en aguas somerasmediante el registro con un hidrófono y un geó-fono. Una versión de cuatro componentes,desarrollada por WesternGeco y utilizada porprimera vez a nivel comercial en 1996, se basa

3. Caldwell J, Christie P, Engelmark F, McHugo S, Özdemir H,Kristiansen P y MacLeod M: “Shear Waves Shine Brightly,”Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 2–15.

4. Jolly RN: “Investigation of Shear Waves,” Geophysics 21,no. 4 (Octubre de 1956): 905–938.

5. Caldwell J: “Marine Multicomponent Seismology,” TheLeading Edge 18, no. 11 (Noviembre de 1999): 1274–1288.

en una tecnología de cables sísmicos marinossimilar a los cables sísmicos remolcados de loslevantamientos sísmicos marinos actuales. Losnuevos sistemas se conocen como cables defondo marino (OBC, por sus siglas en inglés).

Los sistemas más nuevos de adquisiciónsísmica marina de componentes múltiples desa-rrollados por WesternGeco despliegan unaversión del cable relleno de fluido sobre el fondodel mar, y tienen sensores con tres geófonos-ace-lerómetros (GAC, por sus siglas en inglés) y unhidrófono. Los tres GACs ortogonales, denomi-nados X, Y y Z, miden los campos de ondascompletos de las ondas que arriban. Las orienta-ciones de cada GAC son medidas por separadode manera de poder rotar matemáticamente losdatos registrados para obtener tres nuevos com-ponentes ortogonales de datos; uno vertical y

dos horizontales, estando uno de los componen-tes horizontales alineado en la dirección depropagación de las ondas. El hidrófono, sensiblea los cambios producidos en la presión delfluido, provee una medición adicional del mo-vimiento de las ondas P. Estos sistemas deadquisición sísmica se conocen como tecnologíamarina de cuatro componentes (4C), que essinónimo de tecnología de componentes múlti-ples. Los sistemas más avanzados han ampliadolas capacidades de profundidad de adquisiciónpara registrar levantamientos a profundidadesde agua que alcanzan 2500 m [8200 pies], abor-dando la necesidad de contar con una mejordeterminación de los fluidos y la litología en lasnuevas áreas prospectivas de aguas profundas.

Los levantamientos de componentes múltiplesmarinos requieren varios pasos para la adquisi-

ción de datos de alta calidad.6 Antes de cadalevantamiento, un estudio de reconocimiento consonar de barrido lateral examina el fondo marinoe inspecciona las potenciales ubicaciones delcable de fondo marino. A continuación, unaembarcación de registro sísmico con capacidadde posicionamiento dinámico despliega los cablesa medida que se desplaza a lo largo de las posicio-nes de las líneas receptoras seleccionadas.Durante el despliegue de los cables, la embarca-ción adquiere datos de posiciones de lostranspondedores (transmisores-receptores) delos cables de fondo marino para asegurarse deque se hallen en la posición correcta.

Una vez instalado el primer cable en su lugar,se conecta su extremo a una boya mientras laembarcación despliega un segundo cable, gene-ralmente paralelo al primero. La mayoría de loslevantamientos de componentes múltiples 3D seadquieren con dos a seis cables activos sobre elfondo del mar. Una vez instalados todos loscables, se fijan sus extremos a la embarcación deregistro sísmico de modo de poder registrar losdatos provenientes de todos los cables. El cableadicional permite que la embarcación de registrosísmico se aleje del curso de la embarcación emi-sora sin mover los detectores de fondo marino.

La embarcación emisora registra a lo largo delíneas de tiro predeterminadas, creando unacinta de datos registrados por los cables sísmicosde fondo marino en esta primera localización.Luego, la embarcación de registro sísmico recu-pera los cables y los vuelve a tender para cubrirla siguiente cinta. Los levantamientos de compo-nentes múltiples pueden estar constituidos pordecenas de cintas de datos superpuestas demodo que no haya ninguna discontinuidad en lacobertura del subsuelo.

Diversas propiedades de la capa de agua ydel lecho marino pueden afectar la calidad delos levantamientos de componentes múltiplesadquiridos por los sensores de fondo marino.Algunos factores afectan la calidad de los datossísmicos de componentes múltiples más que lacalidad de los datos adquiridos con cablesremolcados y ciertos factores tienen menosefecto sobre los datos sísmicos de componentesmúltiples. Las corrientes marinas pueden incidiren la capacidad de despliegue preciso tanto delos cables sísmicos remolcados como de loscables sísmicos de fondo marino. Las variacionesde temperatura y salinidad, que dependen de laprofundidad, pueden perturbar la transmisiónde las ondas acústicas utilizadas para ubicar lossensores de fondo marino, generando errores enla localización de los mismos. Y si bien el fondomarino constituye normalmente un ambientemás calmo que la superficie del mar para la

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Imagen PP a través de la nube de gas de la estructura del campo Lomond

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> Problema de generación de imágenes en la nube de gas de la estructura delcampo Lomond. La nube de gas oscurece esta imagen PP proveniente de unlevantamiento 3D convencional adquirido con cable sísmico remolcado. Lasreflexiones presentes cerca de la cresta de la estructura del campo Lomondson debilitadas por la transmisión a través de la zona cargada de gas. Algu-nas reflexiones se “hunden” porque el gas reduce las velocidades sísmicas.

Otoño de 2004 51

adquisición símica marina, la presencia decorrientes profundas, sedimentos no consolida-dos y rasgos batimétricos, puede afectar lacalidad de los datos del lecho marino y la estabi-lidad de los cables.

La primera adquisición de datos sísmicosmarinos de cuatro componentes para mapeo deyacimientos fue realizada por Statoil en el campoTommeliten, en 1993.7 Esta línea sísmica 2D fueadquirida con un sistema basado en nodos de sen-sores OBS conectados, desplegados mediante unROV. En 1994, Geco-Prakla adquirió los derechospara desarrollar esta tecnología y además intro-dujo los cables de tipo cable sísmico marino, decuatro componentes. Para el año 1996, Amocoprobaba diversos sistemas 2D en sus camposValhall y Hod.8 Coincidentemente, WesternGeophysical mejoró sus equipos de dos compo-nentes—un hidrófono y un geófono—paraabordar la adquisición sísmica de cuatro compo-nentes y Petroleum Geo-Services Company (PGS)desarrolló un concepto basado en un cable paraservicio pesado accionado por rotores.

Western Geophysical y Geco-Prakla fueronlas primeras compañías en contar con capacidad3D. En 1997, se adquirieron levantamientos sís-micos de componentes múltiples 3D en loscampos Oseberg y Statfjord.9 El primer éxitototalmente comercial, un levantamiento adqui-rido por Geco-Prakla para Amoco en 1997 y1998, se registró en el campo Valhall.10 Siguieronde inmediato los levantamientos de los camposAlba y Lomond.

Observación a través del gasLa combinación de ondas P y ondas S permitiómejorar las operaciones de perforación de desa-rrollo en el campo Lomond operado por BP en elsector británico del Mar del Norte. Este campode gas condensado, descubierto en 1972, haestado en producción desde 1993. La estructuradel yacimiento corresponde a un domo fractu-rado que sobreyace un diapiro salino. Elintervalo productivo corresponde a una areniscaForties de alta calidad particionada por una falla.La producción proveniente de un lado de la fallaes buena, mientras que los pozos que penetran elotro lado de la falla son productores pobres.

La delineación de la falla principal resultadificultosa porque el gas presente por encima dela cresta estructural—gas que probablementemigró en sentido ascendente a lo largo de lasnumerosas fallas que cortan el domo—perturbala propagación de las ondas P. Una imagen pro-veniente de un levantamiento 3D convencionalcon cable sísmico remolcado exhibe los proble-mas de generación de imágenes típicos de lasnubes de gas (página anterior). En las áreas car-

gadas de gas, las reflexiones “se hunden” porqueel gas reduce las velocidades de las ondas P. Labaja velocidad a través de las capas de gasaumenta el tiempo de tránsito, lo cual produceun incremento del espesor aparente en las imá-genes sísmicas exhibidas con el tiempo detránsito como eje vertical. Además del hundi-miento de las reflexiones, el gas hace que segenere una imagen pobre de las fallas situadasen la cresta estructural y oscurece las reflexio-nes dentro del domo.

Las ondas convertidas registradas por unlevantamiento de componentes múltiples 3D,adquirido en el año 1998, ayudaron a crear unaimagen clara de la estructura del campoLomond (arriba). La comparación de la imagenPP con la imagen PS muestra un resultado signi-ficativamente mejor con los datos PS. En lasección PS, la falla se resuelve claramente, loque posibilita la ubicación segura de los pozosde desarrollo. Un pozo nuevo, que fue perforadoutilizando estos datos PS como guía, se asentóen el lado correcto de la falla y resultó ser unexcelente productor.11

6. Rowson C: “4C Seismic Technology Makes Mark in Caspian Sea,” Offshore 63, no. 5 (Mayo de 2003): 50.

7. Berg E, Svenning B y Martin J: “SUMIC—A New Strategic Tool for Exploration and Reservoir Mapping,”artículo GO55, presentado en la 56a Reunión y ExhibiciónTécnica de la EAEG, Viena, Austria, 6 al 10 de junio de1994.

8. Kommedal JH, Barkved OI y Thomsen LA: “Acquisition of 4 Component OBS Data—A Case Study from ValhallField,” artículo BO47 presentado en la 59a Reunión yExhibición Técnica de la EAGE, Ginebra, Suiza, 26 al 30 de mayo de 1997.

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Número de traza

> Comparación de datos tridimensionales provenientes de un levantamiento marino adquirido con cable sísmico remolcado y de un levantamiento del fondomarino. En la imagen PP del levantamiento marino adquirido con cable sísmico remolcado (izquierda), las reflexiones presentes en la cresta de la estructuradel campo Lomond son oscurecidas por la existencia de gas somero. La imagen de ondas PS convertidas, proveniente del levantamiento del lecho marino(derecha), resuelve claramente la gran falla que atraviesa la estructura en su cresta e ilumina completamente la estructura con las reflexiones de alta amplitud.

9. Rognø H, Kristensen A y Amundsen L: “The Statfjord 3-D,4-C OBC Survey,” The Leading Edge 18, no. 11 (Noviem-bre de 1999): 1301–1305.

10. Brzostowski M, Altan S, Zhu X, Barkved O, Rosland B yThomsen L: “3-D Converted-Wave Processing over theValhall Field,” Resúmenes Ampliados, 69a Reunión yExposición Internacional Anual de la SEG, Houston, Texas,EUA (31 de octubre al 5 de noviembre de 1999): 695–698.

11. Pope DA, Kommedal JH y Hansen JO: “Using 3D 4C Seis-mic to Drill Beneath the Lomond Gas Cloud,” artículo L01,presentado en la 62a Conferencia y Exhibición Anual de laEAGE, Glasgow, Escocia, 29 de mayo al 2 de junio de 2000.

Los levantamientos de componentes múltiplesdel fondo marino también permitieron la genera-ción exitosa de imágenes a través del gas en elGolfo de México (derecha, extremo inferior). Enlos datos tridimensionales de componentes múlti-ples del área West Cameron, la imagen de ondasPS convertidas revela claramente una resoluciónde fallas y estratigráfica mejorada, con respecto ala imagen PP (abajo). Las fallas, las reflexioneslateralmente continuas y los cambios en la ampli-tud, que resultan ambiguos en la sección PP, soninconfundibles en la sección PS.

En otro ejemplo, Devon Energy utilizó méto-dos sísmicos de componentes múltiples paraidentificar reservas de gas adicionales en un áreaproductora del Golfo de México, donde una granproporción de la producción de gas proviene de

yacimientos someros. A menudo, las zonas explo-tadas corresponden sencillamente a la porciónmás somera de una serie de areniscas gasíferasapiladas que podrían ser explotadas en su totali-dad con las mismas instalaciones de superficie si

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PP

Sección PP

Sección PS

Área de West Cameron. Generación de imágenes a través del gas

> Datos PP de un levantamiento marino adquiridocon cable sísmico remolcado convencional y datosPS de componentes múltiples de un levantamien-to del lecho marino, en el área de West Cameron,Golfo de México. Las sección de ondas PS con-vertidas (abajo) revela claramente las fallas, lacontinuidad lateral en el carácter de las reflexio-nes y los cambios en la amplitud, que resultanambiguos en la sección PP (arriba).

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Areniscas gasíferas apiladas en el Golfo de México. Imagen PP

> El gas somero oscurece los yacimientos de gas más profundos en el Golfode México. La reflexión de gran amplitud presente cerca del extremo superiorde esta sección PP revela el yacimiento somero de gas ya en producción. Noobstante, el gas somero también impide que las ondas P generen imágenesde las reservas más profundas.

L u i s i a n a

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WCA2

West Cameron

HighIslandEast

West CameronSouth

High IslandEast So. Add.

Cable sísmico marino

Cable de fondo marino

> Áreas del Golfo de México cubiertas por los levantamientos sísmicos de componentes múltiples deWesternGeco.

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Imagen PS en escala de tiempo PP

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> Relación de las secciones de ondas convertidas en el tiempo de tránsito PS con las secciones de ondas compresionales en el tiempo de tránsito PP. Comolas ondas S son más lentas que las ondas P, los tiempos PS (centro) son más tardíos que los tiempos PP (izquierda), de manera que las secciones PS apa-recen estiradas con respecto a las secciones PP. Los intérpretes responsables del procesamiento sísmico eliminan el estiramiento de la sección PS parahallar una correlación con la sección PP, teniendo en cuenta que el estiramiento relativo varía con la profundidad y que los eventos que aparecen intensosen una imagen PP pueden ser débiles en la imagen PS y viceversa. La imagen PS final, desplegada en el tiempo PP (derecha), muestra varias areniscasgasíferas apiladas con grandes amplitudes.

Otoño de 2004 53

pudieran descubrirse las areniscas más profun-das. No obstante, es difícil generar imágenes delas zonas gasíferas más profundas porque la pre-sencia de gas somero las oscurece sísmicamente(página anterior, derecha extremo superior).

En el año 2001, Devon Energy utilizó datossísmicos de componentes múltiples adquiridospor WesternGeco en la zona de West Cameron,en el área marina de Luisiana, EUA, para reducirel riesgo asociado con la perforación de cuatropozos de gas. Las capas horizontales del áreaprospectiva planteaban desafíos adicionales encuanto a la interpretación de las imágenes deondas convertidas, ya que no había ningún rasgoestructural para correlacionar a partir de laimagen de ondas P. Las imágenes de ondas con-vertidas se obtienen en el tiempo PS: es decir, eleje vertical, o eje correspondiente al tiempo detránsito, tiene unidades que corresponden al

tiempo requerido para que la onda desciendacomo una onda P y se refleje como una onda S.Como las ondas S son más lentas que las ondasP, los tiempos PS son mayores que los tiempos

PP, de manera que las secciones PS aparecenestiradas con respecto a las secciones PP(arriba).

La interpretación de las secciones PS junto alas imágenes de levantamientos adquiridos concables sísmicos remolcados convencionales, quese despliegan en tiempo PP, requiere la conver-sión del tiempo PS al tiempo PP. Dado que noexiste una función petrofísica confiable, querelacione la velocidad de corte con la velocidadcompresional en cada profundidad, esta conver-sión se realiza en forma interpretativa. Losintérpretes responsables del procesamiento sís-mico eliminan el estiramiento de la sección PSpara hallar una correlación con la sección PP,teniendo en cuenta que el estiramiento relativovaría con la profundidad y que los eventos indivi-duales pueden tener diferente amplitud ypolaridad en las imágenes PP y PS (abajo).

Tiem

po d

e trá

nsito

PP,

mse

gund

os

Datos PP Datos PS Datos PP

1,200

1,400

1,800

2,000

2,200

1,600

1,000

> Correlación de las imágenes PS con las imágenes PP. En esta área con reflectores horizontales y ausencia de producción de gas, las reflexiones de lasondas convertidas registradas en el tiempo PS son difíciles de correlacionar en forma única con las reflexiones de las ondas compresionales registradas enel tiempo PP. Una imagen PS (centro) convertida a tiempo de tránsito PP ha sido insertada en una imagen PP (izquierda y derecha) mostrando buena con-cordancia en todas las reflexiones salvo en las más someras.

Mediante este tipo de interpretación de losdatos sísmicos de componentes múltiples, DevonEnergy logró correlacionar los eventos de la sec-ción de ondas convertidas con los eventos deondas P a profundidades de perforación conoci-das. Los cuatro pozos perforados con ayuda delas secciones sísmicas de componentes múlti-ples interpretadas resultaron exitosos y lacompañía desarrolló varias áreas prospectivascon sus datos 4C. En total se perforaron nuevepozos, de los cuales siete resultaron exitosos.

Rocas y fluidos a partir de datos sísmicos de componentes múltiplesUn ejemplo excelente de la utilización de datossísmicos de componentes múltiples para dis-criminar la litología también es un ejemploexcelente de generación de imágenes de un yaci-miento con bajo contraste de impedancia deondas P. El campo Alba, que se encuentra ubi-cado en el sector británico del Mar del Norte,corresponde a areniscas de canal turbidíticas noconsolidadas, de alta porosidad, con lutitas intra-yacimiento que contribuyen a generar problemasde perforación, terminación y producción. Dadoque la impedancia acústica de ondas P de lasareniscas es similar a la de la roca de cubiertade las lutitas, el tope del yacimiento resultaprácticamente invisible en las imágenes PP. Noobstante, se ve claramente iluminado en las sec-ciones PS.12

Entre 1993 y 1998, el campo produjo 130millones de barriles [20.6 millones de m3] depetróleo de 15 pozos horizontales. En 1998, seplanificaron varios pozos nuevos para mejorar eldrenaje mediante la penetración de la zonaproductiva lo más cerca posible del tope delyacimiento. La iluminación del yacimiento conbajo contraste de impedancia resultaba difícilcon las ondas P, de manera que se diseñó unlevantamiento de lecho marino para mapear eltope de la arenisca rica en petróleo. Como lospozos nuevos podrían ser perforados cerca de losproductores e inyectores existentes, también eraimportante lograr predecir la saturación defluido delante de la barrena. El nuevo levanta-miento de lecho marino se compararía con unlevantamiento previo adquirido con cable sís-mico remolcado para revelar cambios desaturación detectables por medio de la sísmica.

El análisis del cubo de datos proveniente dellevantamiento del lecho marino arroja un mapeotridimensional de la litología, mientras que losdatos PP del levantamiento previo adquirido concable sísmico marino remolcado presentan unaimagen ambigua (derecha, extremo superior).Estos mapas de amplitud de las reflexiones deltope del yacimiento muestran amplitudes altas

cuando las ondas PS encuentran un yacimientorico en contenido de areniscas y amplitudesbajas cuando el reflector es rico en lutitas. Lasamplitudes altas trazan un canal rico en arenis-cas y algunos lóbulos ricos en areniscas. Partede los mismos rasgos pueden verse sólo vaga-mente en la sección PP.

Con ayuda del cubo de datos PS, los intérpre-tes sísmicos lograron distinguir la areniscaprospectiva de la lutita que la encierra. Los res-ponsables de la planeación de pozos lograroncolocar los nuevos pozos horizontales en estecanal, justo debajo del tope del yacimiento, parareducir el influjo de agua. Como resultado, el

54 Oilfield Review

Amplitudes PP en el Campo Alba Amplitudes PS en el Campo Alba

> Discriminación de la litología en el campo Alba operado por ChevronTexaco en el sector británico delMar del Norte. Dado que el yacimiento y sus lutitas adyacentes tienen impedancias acústicas simila-res a las ondas P, éste no aparece claramente en un mapa de amplitud de las reflexiones para las ondasPP (izquierda). El brillo difuso (amarillo) implica zonas de contraste de impedancia, lo que indica una lito-logía potencialmente rica en contenido de arenisca. El yacimiento tiene alta impedancia acústica antelas ondas S, de manera que el mapa de amplitud de las reflexiones para las ondas PS (derecha) mues-tra claramente un canal rico en areniscas y algunos lóbulos ricos en areniscas (verde y amarillo).

Tiem

po d

e trá

nsito

PP,

mse

gund

os

1,750

2,000

2,250

2,500

2,750

3,000

3,250

3,500

3,750

4,000

4,250

Sección PP1,500

Bajo contraste de impedancia de ondas P en Eugene Island

Sección PS

> Bajo contraste de impedancia acústica y sombreado de falla en el área Eugene Island del Golfo deMéxico. En la sección PP (izquierda), las reflexiones presentes debajo de la falla (verde) no son detec-tadas claramente, ni tampoco se resuelve la falla. En la sección PS (derecha), las ondas convertidasiluminan el volumen presente debajo de la falla (óvalo negro). El rectángulo azul resalta un área en laimagen PP que muestra un punto brillante de alta amplitud, a veces indicativo de la presencia de hidro-carburos. Sin embargo, la misma área en la imagen PS también es de alta amplitud, lo que sugiere quela reflexión podría representar un cambio litológico de alta impedancia. El rectángulo negro resalta otropunto brillante en la imagen PP, pero la respuesta oscura en la correspondiente sección PS sugiereque este punto brillante podría contener hidrocarburos.

Otoño de 2004 55

equipo a cargo de los activos del campo Alba eje-cutó un exitoso programa de perforación depozos horizontales, colocando numerosos pozosen el intervalo más rico del yacimiento e incor-porando un volumen sustancial de nuevasreservas.13 La comparación entre el levanta-miento del lecho marino y el levantamientoadquirido con cable sísmico, empleando la téc-nica de repetición, ayudó a identificar y evitarregiones de alta saturación de agua.

Los intervalos de bajo contraste de impedan-cia acústica también causan problemas degeneración de imágenes en otras regiones. En elárea Eugene Island del Golfo de México, porejemplo, tales intervalos pueden presentar lacomplicación adicional de yacer en la sombra deuna falla en la imagen (página anterior, abajo).Aquí, la sección de ondas convertidas revelavarios rasgos que no resultan visibles en la sec-ción PP. La falla en sí es pobremente resueltapor la imagen de ondas P y la región correspon-

diente a la sombra de la falla, indicada con elóvalo negro, se resuelve mucho mejor en la sec-ción PS. La imagen PP muestra un puntobrillante de alta amplitud que podría ser in-terpretado como un indicador sísmico dehidrocarburos en el lado derecho de la sección.No obstante, la correspondiente reflexión en laimagen PS también es de alta amplitud. Para unintérprete, esto serviría de advertencia en lo querespecta a asumir una correlación con contenidode hidrocarburos e indicaría la necesidad deefectuar un análisis ulterior. En la misma sec-ción, la imagen PP exhibe otra respuestabrillante cerca del extremo superior de la sec-ción. La respuesta oscura en la sección PSindica que este punto brillante representa unpotencial intervalo con hidrocarburos.

Aprovechando la diferencia en la respuesta delas ondas P y las ondas S al contenido de fluido,los intérpretes pueden examinar los volúmenesdel subsuelo para detectar zonas productivas

pasadas por alto. Un ejemplo tomado del levanta-miento sísmico 3D de componentes múltiplesrealizado en el área de Eugene Island muestracómo pueden obtenerse indicadores de fluido sus-trayendo las respuestas de las ondas PS de lasrespuestas de las ondas PP (abajo). Primero, seextraen las amplitudes de las reflexiones de losvolúmenes sísmicos PP y PS a lo largo de un hori-zonte correspondiente a una profundidad deaproximadamente 915 m [3000 pies]. Luego, unmapa de su diferencia resalta el potencialentrampamiento de hidrocarburos donde laamplitud correspondiente a la diferencia es alta.

Sección PP Sección PS Diferencia entre PP y PSExtracción de amplitudes en Eugene Island. Horizonte a 3000 pies

> Utilización de las diferencias en las respuestas PP y PS para ma-pear los fluidos remanentes. Las amplitudes de las reflexiones delos volúmenes sísmicos PP (extremo superior izquierdo) y PS (extre-mo superior, al centro) son extraídas a lo largo de un horizonte co-rrespondiente a una profundidad de aproximadamente 915 m [3000pies]. Las altas amplitudes (naranja) que se observan en el mapade su diferencia (extremo superior derecho) indican dónde puedehaber hidrocarburos entrampados. Las zonas con las amplitudesmás altas (contornos negros, extremo inferior derecho) puedencorrelacionarse con las áreas de alta amplitud de la sección PP(contornos negros, extremo inferior izquierdo) para mostrar lospuntos brillantes que pueden ser considerados con confianzacomo indicadores sísmicos de hidrocarburos.

12. MacLeod MK, Hanson RA, Bell CR y McHugo S: “TheAlba Field Ocean Bottom Cable Seismic Survey: Impacton Development,” artículo de la SPE 56977, presentadoen la Conferencia del Área Marina de Europa de la SPE,Aberdeen, Escocia, 7 al 9 de septiembre de 1999; véasetambién The Leading Edge 18, no. 11 (Noviembre de1999): 1306–1312.

13. Wilkinson D: “Imaging the Alba Reservoir with PS-Wavesfrom OBC Data and AVO Processing of PZ and PP Data,”presentado en la 73a Reunión Anual y Exposición Inter-nacional de la SEG, Seminario sobre Análisis AVO,Dallas, Texas, EUA, 31 de octubre de 2003.

Vigilancia rutinaria de cambios producidos en el yacimientoLos levantamientos sísmicos de componentesmúltiples proporcionan importante infor-mación sobre los cambios causados en elyacimiento por el movimiento de fluido, comoresultado de los esfuerzos de producción orecuperación asistida. Un tipo de cambio es lacompactación del yacimiento. La compacta-ción, causada por la extracción de fluido,puede actuar como mecanismo de empujepara mantener la producción, pero tambiénpuede producir inestabilidad en las capassobreyacentes. En casos extremos, la compac-tación del yacimiento puede ocasionar elcolapso de los estratos de sobrecarga e inclusola subsidencia del lecho marino.

Dado que son sensibles al módulo de cortede una roca, las ondas de corte responden acambios en la rigidez y la resistencia de laroca. Cuando los cambios producidos en larigidez y la resistencia de la roca tienen orien-taciones preferenciales, las ondas de corteexperimentan birrefringencia—como sucedeante la presencia de fracturas alineadas(véase “Caracterización de fracturas conondas S,” izquierda).

El levantamiento sísmico de componentesmúltiples de la estructura del campo Valhallen el sector noruego del Mar del Norte fuediseñado en primer lugar para iluminar lacresta de la estructura del campo Valhall,donde el gas oscurece las imágenes con-vencionales generadas con cable sísmicoremolcado. WesternGeco efectuó el levanta-miento sísmico de componentes múltiples 3Den el invierno de 1997 a 1998.

Pocos años después de adquirido el levan-tamiento, WesternGeco comenzó a reprocesarlos datos para BP, la compañía operadora. Elobjetivo principal de la campaña de reprocesa-miento era mejorar el modelo de velocidadsísmica de los estratos de sobrecarga con laesperanza de que un mejor modelo de veloci-dad de los estratos de sobrecarga mejoraría lageneración de imágenes a nivel del yacimiento.14

Dado que en el procesamiento de datos pre-vio se había observado el fenómeno deseparación de la onda de corte, los especialis-tas en procesamiento incluyeron la anisotropíaen el modelo de velocidad sísmica. Como elyacimiento Valhall se encuentra fracturado enla cresta, se esperaba que hubiera anisotropíaen las capas prospectivas. Además, los infor-mes resultantes del procesamiento previoindicaban la existencia de significativos efectosde anisotropía en los estratos de sobrecarga.

56 Oilfield Review

La comprensión de los sistemas de fracturaspresentes en los yacimientos es importantepara los programas de perforación de pozos derelleno, el diseño de pozos horizontales y losproyectos de recuperación asistida de petró-leo. Los esfuerzos presentes en el subsuelohacen que la mayoría de las fracturas seanverticales y estén alineadas entre sí. Lasondas sísmicas quizás no detecten las fractu-ras individuales que son más pequeñas que lalongitud de onda sísmica, pero las ondas sís-micas—especialmente las ondas decorte—pueden percibir las propiedades pro-medio de las fracturas dentro de un granvolumen para ayudar a determinar su orienta-ción y densidad promedio.

Las ondas de corte que se propagan a travésde este tipo de medio fracturado o se reflejanen él experimentan el fenómeno conocidocomo birrefringencia, o separación, de la ondade corte. La birrefringencia hace que una

onda de corte se separe en dos ondas con dife-rentes velocidades, una rápida y otra lenta. Elmovimiento de las partículas de la onda Srápida se polariza en la dirección promediodel rumbo de la fractura, mientras que elmovimiento de las partículas de la onda Slenta se polariza en dirección perpendicularal rumbo de la fractura (arriba). La diferenciaen el tiempo de tránsito entre la onda Srápida y la onda S lenta está relacionada conla densidad de las fracturas. El análisis dedatos sísmicos de componentes múltiplesterrestres con este método ha sido utilizadoen yacimientos carbonatados para identificarzonas de alta densidad de fracturas que fue-ron validados subsiguientemente por lasoperaciones de perforación y producción.1

Caracterización de fracturas con ondas S

Eje lento de

la formación

Eje rápido de la formación

Lecho marino

Onda decorte rápida

Onda decorte lenta

> Separación de una onda de corte en una onda rápida y una onda lenta des-pués de la reflexión en un medio fracturado o anisotrópico o luego de la trans-misión a través del mismo. El movimiento de las partículas de la onda S rápida(azul) se polariza en la dirección promedio del rumbo de la fractura y, en elcaso de la onda S lenta (amarillo), el movimiento de las partículas se polarizaen dirección perpendicular al rumbo de la fractura. La diferencia en el tiempode tránsito entre la onda rápida y la onda lenta está relacionada con la densi-dad de las fracturas.

1. Li X-Y y Mueller M: “Case Studies of MulticomponentSeismic Data for Fracture Characterization: AustinChalk Examples,” en Pala I y Marfurt KJ (eds): Carbonate Seismology. Tulsa, Oklahoma, EUA: Society of Exploration Geophysicists (1997): 337–372.

Otoño de 2004 57

Durante el reprocesamiento, los geofísicos deWesternGeco observaron que hasta las ondas decorte convertidas provenientes de la capa mássomera mostraban los efectos de la separaciónde la onda de corte y en un grado aún no obser-vado en otros levantamientos sísmicos decomponentes múltiples 3D del Mar del Norte.

Mediante la representación gráfica de ladirección de la onda de corte rápida y de la dife-rencia entre la velocidad de la onda de corterápida y la onda de corte lenta, los geofísicosdescubrieron una correlación sorprendenteentre las propiedades de velocidad de ondas decorte de la capa más somera y la magnitud de lasubsidencia del fondo marino sobre la cresta delcampo Valhall (arriba). Los resultados de lacapa más somera, que se extiende sólo unoscientos de metros por debajo del fondo marino,muestran una configuración de tipo anillo que seajusta a la forma de la subsidencia del fondomarino que tuvo lugar desde el inicio de la pro-ducción de petróleo.

El mecanismo real que produce la separa-ción de la onda de corte somera no se conoce. Laanisotropía azimutal se asocia habitualmentecon el fracturamiento, el esfuerzo o la litología.En este caso, la magnitud de la anisotropía espequeña en la porción central del campo dondela subsidencia es mayor, pero se vuelve significa-tiva en los flancos reduciéndose nuevamente amayor distancia del centro. Esto indica enfática-mente que la separación de la onda de corte essensible a los cambios en el esfuerzo o en ladeformación. Se cree que esta leve subsidenciadel lecho marino está vinculada a cambios pro-ducidos a nivel del yacimiento; como resultadode la producción de fluidos, el debilitamientodel yacimiento de creta por la inyección de aguay la subsiguiente compactación de la capa pros-pectiva.

La detección de los cambios producidos en elyacimiento con el tiempo es el objetivo de loslevantamientos sísmicos de ondas P tridimensio-nales adquiridos con la técnica de repetición,

también conocidos como levantamientos 4D(véase “El tiempo lo dirá: Contribuciones clave apartir de datos sísmicos adquiridos con la técnicade repetición,” página 6). No obstante, en lasáreas en las que las ondas P no pueden generaruna imagen adecuada del yacimiento, los geo-físicos pueden utilizar los datos sísmicos decomponentes múltiples adquiridos con la técnicade repetición para detectar cambios que podríanafectar las decisiones de desarrollo del yaci-miento. El primero de este tipo de levantamientofue realizado recientemente en el campo Ekofisk.

El fondo marino que sobreyace el campoEkofisk en el Mar del Norte ha experimentadocomo mínimo 8 m [26 pies] de subsidencia, loque demandó que la compañía operadora Cono-coPhillips modificara las plataformas y encararaesfuerzos tendientes a estabilizar los efectos de

Subsidencia delfondo marino, m

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

0

> Correlación de la separación de la onda de corte de nivel somero con la subsidencia en el campoValhall, Mar del Norte. Los segmentos de línea en ángulo ilustran la dirección de la onda de corterápida en las capas que se encuentran inmediatamente debajo del fondo del mar. La longitud decada segmento de línea es proporcional a la diferencia entre la velocidad de la onda de corte rápiday lenta. Las líneas delgadas son líneas receptoras. El sombreado azul corresponde a la subsidenciadel fondo marino en el campo Valhall.

14. Olofsson B, Probert T, Kommedal JH y Barkved OI: “Azimuthal Anisotropy from the Valhall 4C 3D Survey,”The Leading Edge 22, no. 12 (Diciembre de 2003):1228–1235.

la producción futura. Como la produccióncomenzó en 1971, la formación de creta de altaporosidad ya ha producido 302 millones de m3

[1,900 millones de barriles] de los 1,100 millonesde m3 [6,700 millones de barriles] de petróleooriginal en sitio. Se espera que la produccióncontinúe hasta el año 2050. La vigilancia rutina-ria y la mitigación de los efectos de la producciónson claves para el logro de la viabilidad del pro-yecto en el largo plazo.

La vigilancia rutinaria de la producción conmétodos sísmicos requiere el empleo de tecnolo-gía de componentes múltiples de repetición:aproximadamente un tercio de la estructura delcampo Ekofisk es oscurecido en las imágenes deondas P existentes por la presencia de gas libre ylutitas sobrepresionadas en los estratos de sobre-carga. Para el primer estudio de componentesmúltiples marino con empleo de la técnica derepetición realizado en todo el mundo, el puntode partida estuvo constituido por un levanta-miento sísmico de componentes múltiples inicialllevado a cabo en septiembre de 2002. Esteúltimo fue comparado con el levantamiento decontrol adquirido en diciembre de 2003.15 Encada levantamiento, se utilizó un cable de lechomarino para adquirir datos con un amplio rangode azimuts (izquierda, extremo superior).

Para cada levantamiento, se analizaron lasondas convertidas a fin de determinar las direc-ciones principales de las ondas S rápidas ylentas. En la posición de cada sensor, las trazasregistradas fueron reunidas o recolectadas ensectores de 10°, según el azimut desde la ubica-ción del punto de tiro, y luego se procedió a suapilamiento. Esto genera un conjunto de 36 tra-zas para cada componente, en cada posición derecepción. Las direcciones principales aparecencomo variaciones en los tiempos de arribo en elcomponente radial y como amplitudes bajas en elcomponente transversal (izquierda, extremoinferior). La dirección rápida corresponde a losarribos previos en el componente radial y ladirección lenta corresponde a los arribos poste-riores en el componente radial. Estas direccionesprincipales se asocian con una inversión de lapolaridad en el componente transversal, queresulta de la interferencia destructiva de las dosondas S en estas orientaciones.

La comparación de los datos de los dos levan-tamientos sísmicos de componentes múltiples alcabo de un año de producción indica ciertoscambios leves en la dirección de la onda decorte rápida y en la diferencia entre la velocidadde la onda de corte rápida y de la onda de cortelenta. Las diferencias no son consistentes entodo el campo, y aún no han sido totalmentecomprendidas si bien se las sigue evaluando.

58 Oilfield Review

50 140 230 320 50 140 230 320

Componente radial Componente transversal

Azimut, grados

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (d

e id

a y

vuel

ta),

segu

ndos

2.0

1.0

1.5

0.5

0

> Trazas apiladas con azimut limitado, provenientes de un receptor del levantamiento de lecho marinorealizado en el campo Ekofisk en 2003. Cada uno de los dos paneles contiene 36 trazas, una traza porcada celda de 10°. En el componente radial (izquierda), las reflexiones parecen ondular cuando elazimut de la celda gira 360°. Para cada reflexión ondulante, los arribos previos corresponden a ondasde corte rápidas y los arribos posteriores corresponden a ondas de corte lentas. En consecuencia, ladirección de la onda de corte rápida es de 140°. Las direcciones principales de las ondas de corterápida y lenta aparecen como amplitudes bajas en el componente transversal (derecha).

1 km

266,000

264,500

265,000

265,500

266,500

510,000 511,000 512,000 513,000 514,000 515,000

Celdaazimutalde 10°

516,000

> Diseño de un levantamiento de componentes múltiples y celdas azimutales para el levantamiento delfondo marino realizado en el campo Ekofisk en el año 2003. Los puntos rojos representan los puntosde disparo y los triángulos azules en un recuadro azul de una línea próxima a la porción central dellevantamiento representan los receptores en el cable sísmico de fondo marino. Para estudiar los efec-tos azimutales y cuantificar la separación de la onda de corte, las trazas de cada localización de re-ceptores fueron recolectadas o reunidas en sectores de 10 grados y luego se procedió a su apilamien-to. Las celdas azimutales sólo se muestran para el primer receptor situado en el extremo izquierdodel cable sísmico de fondo marino.

Otoño de 2004 59

La subsidencia observada actualmente es elresultado de más de 30 años de producción y noresulta claro si serán observables los efectos deun año. Sin embargo, es probable que se observeun mayor efecto de subsidencia a lo largo de unintervalo de producción más prolongado.

En otro proyecto con componentes múltiplesutilizando la técnica de repetición, BP instaló unarreglo de lecho marino—esta vez en formapermanente—en el campo Valhall, en el áreamarina de Noruega, para vigilar rutinariamentelos cambios producidos en el yacimiento. Ladecisión de instalar este arreglo y llevar a cabolevantamientos sísmicos de componentes múlti-ples 3D repetidos, a intervalos regulares, se basóen la necesidad comercial de utilizar la tecno-logía sísmica de repetición para ayudar adeterminar la estrategia de drenaje del yaci-miento, mejorar la planeación de pozos a travésde la selección de las trayectorias de perforaciónóptimas, e identificar reservas adicionales comoresultado del mejoramiento de la descripcióndel yacimiento.

Cuando comenzó la producción del campoValhall en 1982, el campo contenía 39 millonesde m3 [245 millones de barriles] de reservas depetróleo recuperable. Las mejoras registradas enla caracterización de yacimientos permitieronincrementar las reservas de petróleo en un factorde cuatro, hasta alcanzar 167 millones de m3

[1,050 millones de barriles] de los cuales ya fue-ron producidos 88 millones de m3 [554 millonesde barriles], es decir la mitad. BP espera que lacontinuidad del crecimiento de las reservas delcampo Valhall acompañe las nuevas mejoras dis-ponibles a través de la vigilancia rutinaria de losyacimientos.

El proyecto de vigilancia rutinaria permitiráque los levantamientos sísmicos de componen-tes múltiples repetidos generen imágenesdebajo del gas somero que impide la correctageneración de imágenes con ondas P. La instala-ción permanente de los sensores de fondomarino permitirá que los levantamientos repeti-dos adquieran datos provenientes de un arreglode receptores en las mismas localizaciones,generando levantamientos de repetición. Loscables de fondo marino cubren un área de 45 km2

[18 millas cuadradas] y están conectados perma-nentemente a un sistema de registro con base enuna plataforma.

La implementación del proyecto de vigilan-cia rutinaria permanente del campo Valhall, lesvalió a la Unidad Valhall y a BP el premio a laRecuperación Mejorada de Petróleo 2003 de laDirección General de Petróleo de Noruega.16 Setrata de un premio a la creatividad y a la vo-luntad de asumir riesgos en la aplicación de

métodos que pueden mejorar la recuperaciónmás allá de lo que puede esperarse normal-mente. La Dirección General de Petróleo deNoruega considera que el método sísmico decomponentes múltiples de repetición podríatener potencial para muchos otros campospetroleros de Noruega y de otros países.

Mejoramiento de los métodos sísmicos de componentes múltiplesLos levantamientos de componentes múltiplesmarinos existen en el mercado desde 1996 y handemostrado ser exitosos en la resolución dediversos problemas de generación de imágenessísmicas y caracterización de yacimientos. Al-gunas compañías de petróleo y gas estánconvencidas de los beneficios del método sís-mico de componentes múltiples, mientras queotras aún deben ser persuadidas al respecto.

Para comprender el grado de aceptación delas aplicaciones sísmicas de componentes múl-tiples de parte de los usuarios, un grupo de

especialistas en ondas de corte examinó el temaen un seminario celebrado por la Sociedad deGeofísicos de Exploración (SEG) en el año 2000.Una encuesta realizada entre los asistentes alseminario reveló cómo consideran que los méto-dos sísmicos pueden resolver cualquiera de los24 problemas geológicos o geofísicos posibles(arriba).

Siendo la aplicación correspondiente a lacategoría máxima, la generación de imágenesdebajo de la sal fue considerada por el 100% delos asistentes como uso comprobado de la tec-nología sísmica de componentes múltiples.

15. Van Dok R, Gaiser J y Probert T: “Time-Lapse ShearWave Splitting Analysis at Ekofisk Field,” artículo G046presentado en la 66a Conferencia y Exhibición Anual dela EAGE, París, Francia, 7al 10 de junio de 2004.

16. Øyvind M: “IOR Award 2003: The NPD’s Award for Improved Oil Recovery Goes to Valhall,”http://www.npd.no/English/Emner/Ressursforvaltning/Utbygging_og_drift/IORprisen_2003_pm.htm (mostrado el13 de enero de 2004).

Generación de imágenes debajo de nubes de gas 100

Generación de imágenes de objetivos de reflectividad PP pobre

86 14

Delineación de la litología: clásticos 56

Incremento de la resolución somera(<1,000 m de profundidad)

56

44

40

Caracterización de fracturas (orientación y densidad) 54

Discriminación de fluidos

Detección de gas somero

Generación de imágenes de fallas

Generación de imágenes debajo de la sal

Estimación de la densidad

Predicción de la presión de poro

Caracterización de esfuerzos

Vigilancia rutinaria de yacimientos

Detección de flujos de agua someros

Delineación de la litología: carbonatos, evaporitas

Generación de imágenes debajo del basalto

Generación de imágenes debajo de la creta

Incremento de la resolución profunda(> 1,000 m de profundidad)

Generación de imágenes con múltiples

Hidratos de gas

Generación de imágenes de estructurascomplejas (sobrecabalgamiento)

Resistencia de la formación (peligro de perforación)

Estimación de la permeabilidad

Metano en capas de carbón

33

46

17

15

14

12

8

8

4

67

83

85

85

88

92

91

96

97

100

100

97

90

65

89

80

64

55

48

4

1

1

3

3

10

4

20

13

4

22

11

20

32

25

48

Problema geológico o geofísico Comprobado Posible Improbable Abstenerse

> Resultados de una encuesta de especialistas en ondas de corte, en un seminario celebrado por laSociedad de Geofísicos de Exploración en el año 2000. Se pidió que los participantes cuantificarancuán bien comprobados estaban, en su opinión, los métodos sísmicos de componentes múltiples paraabordar 24 problemas geológicos o geofísicos diferentes. Para la resolución de casi todos los proble-mas propuestos, los métodos sísmicos de componentes múltiples se consideran comprobados o posibles.

En segundo lugar figuró la generación de imáge-nes de objetivos con bajo contraste de impedanciade ondas P, seleccionada como tecnología compro-bada por un 86% de los entrevistados. Una claramayoría de los especialistas considera que estasdos aplicaciones principales son aplicacionescomprobadas. Los 22 problemas restantes reci-bieron puntajes divididos pero casi todos seconsideran posibles de resolver utilizando tecno-logía sísmica de componentes múltiples.

Para incrementar el nivel de aceptación delos métodos sísmicos de componentes múltiples,los geofísicos están trabajando con el fin demejorar todos los aspectos de la tecnología,desde la calidad de la señal sísmica y la eficien-cia de la adquisición, hasta el procesamiento y lainterpretación de los datos. En lo que respecta ala adquisición, se han registrado avances impor-tantes en los sistemas recién desarrollados.Estas mejoras incluyen el incremento de lascapacidades de profundidad del agua de loslevantamientos sísmicos de unos cientos demetros hasta 2500 m. Los sistemas de nodos, enoposición a los sistemas de cables sísmicos, tam-bién pueden adquirir datos de ondas de corte dealta calidad a estas profundidades. No obstante,los sistemas de nodos son operativamente inefi-caces en comparación con los sistemas OBC.

Los nuevos desarrollos de sensores incluyenlos sistemas microelectromecánicos (MEMS, porsus siglas en inglés). Los sensores MEMS estánbasados en acelerómetros miniaturizados produ-

cidos en forma similar a los microchips. Comosucede con los acelerómetros y los geófonos,estos sensores apuntan al mejoramiento de lacalidad de la señal sísmica registrada, a travésdel mejoramiento de la relación señal a ruido, ya la reducción de la interferencia entre los trescomponentes del sensor.

Otras de las mejoras introducidas en la cali-dad de la señal incluyen la optimización de lafidelidad y el incremento del ancho de banda enel registro del campo de onda completo de losdatos del lecho marino. El mejoramiento delacoplamiento entre los paquetes de sensores decomponentes múltiples y el fondo marino tam-bién mejora la calidad de los datos. Es necesarioalcanzar estos objetivos respecto de la calidadde los datos, mejorando al mismo tiempo la efi-ciencia operativa. Si bien el método de registrosobre el fondo marino típicamente incrementavarias veces el costo del levantamiento, en com-paración con los levantamientos adquiridos concable sísmico remolcado, el valor de la informa-ción excede fácilmente el costo adicional.

Los resultados del procesamiento de datosde ondas convertidas en ocasiones han sidodecepcionantes en comparación con los resulta-dos de los datos de ondas P obtenidos en lamisma área. El procesamiento de datos sísmicosde componentes múltiples siempre ha sido undesafío, debido a la asimetría de las trayectoriasde los rayos causada por la diferencia de veloci-dad entre las ondas P y S. Los geofísicos de

WesternGeco están desarrollando algoritmos degeneración de imágenes mejorados que se ajustana los datos sísmicos de componentes múltiples.Mediante la utilización del método de migraciónen tiempo antes del apilamiento de Kirchhoff,en el que los tiempos de tránsito son calculadoscon precisión utilizando rayos curvos anisotrópi-cos, los especialistas en procesamiento deWesternGeco han logrado mejorar la resoluciónde las imágenes de ondas convertidas en cual-quier profundidad objetivo. El primer ejemplotridimensional con utilización de esta tecnologíacorresponde al campo Volve.

El campo Volve del Mar del Norte, operadopor Statoil, contiene un yacimiento subcretáceoestructuralmente complejo. Los geofísicos deStatoil creían que mediante la utilización delmuestreo de azimut completo, propio de las geo-metrías de los levantamientos sísmicos de fondomarino, podría obtenerse una imagen superiordel subsuelo para asistir en la descripción delyacimiento.

Los resultados de los datos de ondas compre-sionales (PZ) provenientes de los hidrófonos yde los geófonos verticales mostraban un mejora-miento significativo con respecto a las imágenesobtenidas en levantamientos previos adquiridoscon cable sísmico remolcado. Las expectativascon respecto a los datos PS no eran significati-vas pero Statoil decidió probar las nuevastécnicas de procesamiento con migración en eltiempo antes del apilamiento en una cinta dedatos de ondas PS. Se esperaba que la migraciónen tiempo antes del apilamiento arrojara mejo-res resultados que la generación de imágenescon ondas PS convencional, lo que incluye lageneración de celdas de punto común de conver-sión (CCP, por sus siglas en inglés) y lamigración después del apilamiento. El procesa-miento convencional de los datos de ondas PSdel campo Volve, realizado a los fines comparati-vos, genera una imagen por ondas convertidasque se compara pobremente con la imagen PZproveniente del mismo levantamiento sísmicodel lecho marino (arriba, a la izquierda).

Las pruebas de procesamiento de datos deondas convertidas comenzaron con el método demigración en tiempo antes del apilamiento utili-zando un modelo isotrópico. No obstante, losresultados fueron decepcionantes. La siguienteprueba incluyó la anisotropía en el modelo de

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17. Amundsen L, Ikelle LT y Berg LE: “Multidimensional Signature Deconvolution and Free-Surface Multiple Elimination of Marine Multicomponent Ocean-BottomSeismic Data,” Geophysics 66, no. 5 (Septiembre a octubre de 2001): 1594–1604.

18. Rognø et al, referencia 9.

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Sección sísmica PS con migración en tiempo despuésdel apilamiento utilizando un modelo isotrópico

> Comparación de las secciones PP y PS del campo Volve, ubicado en el sector noruego del Mar delNorte. La sección PS (derecha), procesada en forma convencional, con migración en tiempo despuésdel apilamiento, es de menor calidad que la sección PP (izquierda). La sección PP proviene de unlevantamiento sísmico de componentes múltiples y combina la información de hidrófonos y geófonos,que se conoce como datos PZ.

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velocidad de ondas de corte para la migraciónen tiempo antes del apilamiento y generó unaimagen muy superior a los datos PS procesadosen forma convencional (abajo).

De acuerdo con la filosofía de procesamientode Statoil, la migración en profundidad antes delapilamiento generaría imágenes óptimas a partirde los datos sísmicos de componentes múltiples,de manera que en una tercera prueba se aplicóel método de migración en profundidad antesdel apilamiento en una cinta de datos. Para lamigración en profundidad antes del apilamientose incluyó la anisotropía en el modelo de veloci-dad de ondas de corte, generándose una imagensuperior. La nueva imagen por ondas convertidascontiene reflexiones de alta resolución que lle-gan hasta el nivel objetivo y lo trascienden. Losbuenos resultados obtenidos con el método demigración en profundidad antes del apilamientoalentaron a Statoil a procesar todo el volumenPS con el método de migración en profundidadantes del apilamiento 3D; un nuevo proyecto queen este momento se encuentra en curso.

Es probable que otros yacimientos con es-tructuras complejas y modelos de velocidadrápidamente variables saquen provecho de lautilización de la nueva técnica de migración enprofundidad antes del apilamiento PS. Las com-pañías que ya han adquirido datos de ondasconvertidas podrán obtener beneficios si hacenreprocesar estos levantamientos para mejorar laresolución y la calidad de las imágenes.

Los avances registrados en las técnicas deprocesamiento también harán más factibles los

levantamientos de componentes múltiplesterrestres. En particular, los yacimientos que seencuentran ubicados debajo de reflectores fuer-tes, tales como basaltos, son difíciles derepresentar porque la alta reflectividad de lasondas P por encima del yacimiento permite quepoca señal penetre hasta el nivel de yacimiento.No obstante, el basalto produce una significativaconversión de ondas P a S, lo que crea oportuni-dades para la ejecución de levantamientos deondas convertidas. Con mejores algoritmos deprocesamiento, los levantamientos terrestressacarán provecho de la misma combinación dedatos de ondas P y S que benefician a sus con-trapartes marinas.

Los ejemplos presentados en este artículodemuestran cómo los métodos sísmicos de com-ponentes múltiples pueden ser utilizados paradetectar y caracterizar yacimientos cuando loslevantamientos de ondas P convencionales nodan los resultados esperados. Como sucede conmuchas técnicas sísmicas, su aceptación y apli-cación generalizada llevará tiempo. Las viejasbarreras que se interponían para la adopción delos métodos sísmicos de componentes múlti-ples—falta de familiaridad con las ondas decorte, falta de pruebas de valor, métodos de pro-cesamiento PS que retardaban las técnicas degeneración de imágenes PP, secuencia de tareasde interpretación inadecuadas—están siendosuperadas. La precisión de las mediciones delfondo marino está aumentando y los avancesregistrados en el procesamiento han conducidoa mejoras dramáticas en la calidad de los datos.

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Sección sísmica PP con migraciónen tiempo antes del apilamiento

Sección sísmica PS con migración en tiempo despuésdel apilamiento utilizando un modelo isotrópico

Sección sísmica PS con migración en tiempo antesdel apilamiento utilizando un modelo anisotrópico

> Comparación de imágenes en primer plano del yacimiento Volve, obtenidas de un levantamiento sísmico de componentes múltiples procesado mediantela aplicación de dos métodos diferentes. La generación cuidadosa de imágenes con migración en tiempo antes del apilamiento, utilizando un modelo develocidad de ondas S anisotrópico (derecha), esclarece mejor las discontinuidades de las reflexiones en la sección yacimiento que la imagen PP(izquierda) o que la sección PS con el procesamiento convencional (centro).

El mejoramiento de la calidad de los datos estáponiendo nuevo énfasis en el desarrollo de pro-ductos de interpretación.

Las demás aplicaciones nuevas de la tecnolo-gía sísmica de componentes múltiples semuestran promisorias en lo que respecta a laextracción de más información no sólo a partirde las ondas S sino también a partir de las ondasP. Recientemente, ha quedado demostrado quela utilización de dos mediciones—el hidrófono yel geófono de componente vertical—mejora lageneración de imágenes de ondas P en las áreasdonde las múltiples presentes en el fondo delagua, o las reverberaciones dentro de la co-lumna de agua, resultan difíciles de eliminar dela señal deseada.17 Los sistemas de componentesmúltiples también asisten en la adquisición dedatos de ondas P y ondas S con una ampliacobertura azimutal.18

Los entusiastas de la tecnología sísmica decomponentes múltiples consideran que se tratade un descubrimiento emergente en la industriasísmica cuyo impacto sobre la explotación depetróleo y gas debería ser equivalente al de latecnología sísmica 3D. Las ondas de corte fueronalguna vez consideradas simplemente ruido enlos levantamientos de ondas compresionales, porlo que era preciso filtrarlas. Como ha sucedido amenudo en el pasado con la tecnología sísmica,lo que alguna vez fue ruido puede convertirse enseñal. Ahora, con el registro correcto, se puedencapturar las ondas S haciendo que aporten laimportante información sobre las propiedadesde rocas y fluidos que contienen. –LS