Detección sísmica de fallas y fracturas sutiles - slb.com/media/Files/resources/oilfield_review/...Sabry Lotfy Mahmoud Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations Abu Dhabi, Emiratos

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Detección sísmica de fallas y fracturas sutiles

Durante décadas, los operadores dependieron de las imágenes sísmicas para

iluminar la geometría y la localización de las fallas y pliegues principales como

objetivos para sus pozos. Ahora, los avances registrados en las técnicas de

procesamiento y visualización están ayudando a revelar información sobre patrones

o estructuras de fallamiento y fracturamiento de pequeña escala que trascendían las

capacidades de detección de las técnicas previas. Los operadores están utilizando

este nuevo conocimiento para perforar y manejar sus yacimientos con mayor certeza.

Víctor AarreDonatella AstrattiStavanger, Noruega

Taha Nasser Ali Al DayyniSabry Lotfy MahmoudAbu Dhabi Company for Onshore Oil OperationsAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Andrew ClarkPetroleum Development OmánMuscat, Omán

Michael J. StellasJack W. StringerSpectra Energy CorporationHouston, Texas, EUA

Brian ToelleDenver, Colorado, USA

Ole V. VejbækGillian WhiteHess CorporationCopenhague, Dinamarca

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2012: 24, no. 2.Copyright © 2012 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Art Bonett y a Ismail Haggag, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos.FMI y PowerV son marcas de Schlumberger.

En la última década, las compañías de petróleo y gas han experimentado un éxito creciente en el posicionamiento de sus pozos en las zonas pro-ductivas —sitios óptimos (sweet spots)— de los yacimientos fracturados. Estas zonas de fracturas a menudo exhiben expresiones sutiles en los datos sísmicos, pero los avances registrados reciente-mente en las técnicas de atributos sísmicos y visualización están ayudando a los geofísicos a identificarlas y caracterizarlas. Mediante la com-binación de estos resultados geofísicos con datos geológicos y de ingeniería, las compañías están reduciendo el riesgo e incrementando los éxitos de perforación y producción.

El posicionamiento óptimo de los pozos requiere que el operador incluya la tendencia predomi-nante de las fracturas naturales en la selección de la orientación del pozo. La producción puede mejorarse si se intersectan múltiples fracturas. Además, las fracturas pueden redireccionar el trayecto de los fluidos inyectados, lo que limita la eficacia de los fluidos en cuanto al contacto, barrido y desplazamiento de los hidrocarburos. En este caso, las ventajas de la producción deben balancearse con las ineficiencias compen-sadoras provocadas por los sistemas de fracturas.

Por consiguiente, el objetivo de un operador es maximizar la producción de los yacimientos frac-turados y limitar al mismo tiempo los efectos per-judiciales de esas mismas fracturas.

Las fracturas tienden a alinearse a lo largo de direcciones, o azimuts, preferidos y a menudo atraviesan capas estratigráficas. Las fracturas existen en muchas escalas, pero la mayoría son más pequeñas que las longitudes de ondas sísmi-cas utilizadas habitualmente para los levanta-mientos y, por consiguiente, no resultan visibles en las representaciones sísmicas estándar. Aunque los métodos sísmicos quizás no detecten las fracturas individuales, la respuesta sísmica cuantificable del sistema global de fracturas puede indicar su presencia. Como analogía, el ojo humano no puede ver una gota de agua a una dis-tancia de un kilómetro, pero sí un conjunto de pequeñas gotas de agua —una nube— en el cielo. Este mismo ejemplo es aplicable a los métodos sís-micos y las fracturas. En consecuencia, algunas de las técnicas sísmicas más exitosas de detección de fracturas utilizan métodos de procesamiento especializados diseñados para resaltar los atribu-tos sísmicos que revelan la presencia de sistemas de fallas y fracturas.1

1. Los atributos sísmicos son mediciones, características o propiedades derivadas de los datos sísmicos. Los atributos pueden ser medidos en un instante del tiempo o a través de una ventana de tiempo, y pueden medirse en una sola traza, en una serie de trazas, una superficie o un volumen extraído de los datos sísmicos. Su cálculo es útil porque ayudan a extraer patrones, relaciones o rasgos que de otro modo podrían no

ser evidentes. La deducción o el cálculo de los atributos sísmicos normalmente implica el procesamiento de los datos, lo que incluye, entre otras cosas, operaciones de ajustes de ventanas, suavizado, promediado, filtrado, cálculo de medidas estadísticas, hallazgo de valores máximos y mínimos, ejecución de diferenciaciones e integraciones, análisis de los cambios de polaridad o ejecución de análisis espectrales o de ondículas.

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Históricamente, ciertos métodos sísmicos han demostrado ser exitosos para detectar yaci-mientos naturalmente fracturados. Dichos méto-dos incluyen el análisis de datos de ondas de

corte (ondas S), la adquisición de perfiles sísmi-cos verticales, el análisis de anisotropía de ondas compresionales y de corte (ondas P y S) y la dis-persión de ondas.2 Los estudios indicaron ade-más que la descomposición espectral, utilizada generalmente en el análisis estratigráfico, puede utilizarse para localizar los rasgos estructurales sutiles que controlan la distribución de las frac-turas en un yacimiento.3

Para identificar la disposición, textura o grano estratigráfico y estructural del yacimiento, los métodos sísmicos de última generación se cen-tran en la determinación de cómo varían direccio-nalmente las propiedades y los atributos sísmicos. La estructura del yacimiento afecta las propieda-des direccionales —anisotrópicas— de las seña-les sísmicas.4 Los métodos sísmicos incluyen técnicas que examinan la señal sísmica para determinar las variaciones sutiles producidas en la respuesta de frecuencia y amplitud con el azi-mut y el echado (buzamiento). La orientación o grano de las fibras de un trozo de madera consti-tuye una analogía. Los carpinteros utilizan el grano de la madera para maximizar la resisten-cia, minimizar el astillado y realzar la belleza del producto terminado.

Con excepción de las fallas de gran escala que el intérprete sísmico puede picar a mano, la mayo-ría de los lineamientos estructurales son ignora-dos por ser demasiado pequeños y demasiado numerosos para ser interpretados manualmente. Por otro lado, la consideración de los efectos de

estos rasgos pequeños en los modelos de yaci-mientos no es un proceso directo. Se han desarro-llado técnicas y flujos de trabajo avanzados de generación de imágenes sísmicas y procesa-miento para asistir a los geocientíficos en esta desafiante tarea de interpretación.

Este artículo describe los estudios de yaci-mientos que incorporan métodos sísmicos para la caracterización de los sistemas de fracturas. Algunos casos de estudio demuestran cómo estos métodos proporcionan información a los operadores cuando deben tomar decisiones de posicionamiento de pozos y manejo de yacimientos. Un ejemplo de Pensilvania, EUA, describe el posicionamiento óptimo de los pozos para un yacimiento de alma-cenamiento subterráneo de gas con zonas de esfuerzos de corte que controlan la orientación y la distribución de las fracturas. En un yacimiento fracturado de creta del Mar del Norte, el análisis avanzado de atributos sísmicos revela los detalles de un sistema de fallas complejas. En un campo carbonatado gigante de los Emiratos Árabes Unidos, el modelado de las redes de fracturas ayuda a representar las fracturas que son dema-siado numerosas para ser picadas a mano, pero respecto de las cuales se sabe que impactan el movimiento y el barrido del fluido inyectado.

Las fracturas naturales y su detecciónLas rocas responden al esfuerzo de maneras pre-decibles, formando fracturas, diaclasas y fallas (arriba, a la izquierda).5 Las fracturas son planos

> Los esfuerzos principales y la formación de fracturas. Los tres esfuerzos de compresión principales —el esfuerzo máximo, σ1, el esfuerzo mínimo, σ3, y el esfuerzo intermedio, σ2— pueden originar diversos tipos de fracturas e imponer el movimiento de éstas (flechas negras). Las flechas de colores son las direcciones de los esfuerzos de compresión y su tamaño indica la magnitud relativa.

Oilfield Review SUMMER 12 Subtle Fractures Fig. 1ORSUM 12-SUBFRCTS 1

σ1

σ1

σ3 σ3

σ2

Diaclasa, o fractura por tracción

Fallas conjugadas, o fracturas de corte

2. Una onda de corte (onda S) es una onda elástica que se propaga a través de un medio y vibra en forma perpendicular a su dirección de viaje. Para obtener más información sobre las ondas de corte, consulte: 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.

Los perfiles sísmicos verticales (VSP) incluyen una diversidad de levantamientos de sísmica de pozos. No obstante, el levantamiento VSP decisivo se refiere a las mediciones obtenidas en un pozo vertical utilizando una fuente sísmica en la superficie, cerca del pozo, que transmite las señales a los receptores distribuidos dentro del pozo. Para obtener más información sobre los perfiles VSP, consulte: Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnston L, Rutherford J, Schaffner J y Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpen the Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995): 18–31.

La dispersión de las ondas sísmicas se refiere a la dirección de propagación cambiante de las ondas sísmicas, resultante de la heterogeneidad y la anisotropía del medio. Para obtener más información sobre la dispersión de las ondas, consulte: Revenaugh J: “Geologic Applications of Seismic Scattering,” Annual Review of Earth and Planetary Sciences 27 (Mayo de 1999): 55–73.

3. Neves FA, Zahrani MS y Bremkamp SW: “Detection of Potential Fractures and Small Faults Using Seismic Attributes,” The Leading Edge 23, no. 9 (Septiembre de 2004): 903–906.

4. La anisotropía es la variación de una propiedad física, tal como la velocidad de las ondas P o S, con la dirección de su medición. Para ver un análisis de la anisotropía elástica, consulte: Armstrong P, Ireson D,

Chmela B, Dodds K, Esmeroy C, Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y Lynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.

5. Una fractura es cualquier ruptura producida en las rocas, independientemente del origen. Una diaclasa, o fractura de Modo I, es una fractura formada por desplazamiento de la apertura, perpendicular al plano de la fractura, bajo condiciones de esfuerzos de tracción. Una falla es una fractura formada por desplazamiento de corte, en el plano de la fractura, bajo condiciones de esfuerzos de corte. Las fallas se forman bajo condiciones de deslizamiento (Modo II) o de desgarre (Modo III), dependiendo de si el esfuerzo de corte actúa en forma perpendicular o paralela al frente de la fractura.

Pollard DD y Aydin A: “Progress in Understanding Jointing over the Past Century,” Geological Society of America Bulletin 100, no. 8 (Agosto de 1988): 1181–1204.

Aydin A: “Fractures, Faults, and Hydrocarbon Entrapment, Migration and Flow,” Marine and Petroleum Geology 17, no. 7 (Agosto de 2000): 797–814.

6. En la Tierra, los planos de fracturas naturales abiertas son paralelos al plano de esfuerzo principal que contiene los esfuerzos de compresión principales máximo e intermedio. Este plano tiende a ser vertical porque el esfuerzo vertical es a menudo uno de estos esfuerzos principales.

7. El flujo en forma de dedos es la inestabilidad que surge en la interfaz existente entre dos fluidos inmiscibles cuando uno invade al otro. Resultado de las diferencias producidas en la viscosidad y la movilidad del fluido, el flujo en forma de dedos puede tener lugar durante el proceso de inyección de agua, en el que el agua infiltra petróleo, o durante el proceso de inyección de aire en que el aire forma burbujas a través del agua.

8. Para obtener más información sobre 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 los yacimientos naturalmente fracturados,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 4–25.

9. Dershowitz WS y Herda HH: “Interpretation of Fracture Spacing and Intensity,” en Tillerson JR y Wawersik WR (eds): Actas del 33er Simposio sobre Mecánica de Rocas de EUA, Rótterdam, Países Bajos: AA Balkema Publishers (1992): 757–766.

Crosta G: “Evaluating Rock Mass Geometry from Photographic Images,” Rock Mechanics and Rock Engineering 30, no. 1 (Enero de 1997): 35–58.

10. Flórez-Niño J-M, Aydin A, Mavko G, Antonellini M y Ayaviri A: “Fault and Fracture Systems in a Fold and Thrust Belt: An Example from Bolivia,” AAPG Bulletin 89, no. 4 (Abril de 2005): 471–493.

11. Zahm CK y Hennings PH: “Complex Fracture Development Related to Stratigraphic Architecture: Challenges for Structural Deformation Prediction, Tensleep Sandstone at the Alcova Anticline, Wyoming,” AAPG Bulletin 93, no. 11 (Noviembre de 2009): 1427–1446.

12. Para obtener más información sobre los atributos sísmicos, consulte: Chopra S y Marfurt KJ: “Seismic Attributes—A Historical Perspective,” Geophysics 70, no. 5 (Septiembre–Octubre de 2005): 3SO–28SO.

Chopra S y Marfurt KJ: “Emerging and Future Trends in Seismic Attributes,” The Leading Edge 27, no. 3 (Marzo de 2008): 298–318.

Chopra S y Marfurt K: “Gleaning Meaningful Information from Seismic Attributes,” First Break 26, no. 9 (Septiembre de 2008): 43–53.

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de hundimiento de las rocas generados por la presencia de esfuerzos. Las rocas son sometidas a esfuerzo durante los procesos de plegamiento, fallamiento, sepultamiento, levantamiento, ero-sión y metamorfismo. Además, en las formaciones arcillosas, pueden formarse fracturas endógenas a través de los fenómenos de deshidratación y des-volatilización durante la maduración térmica de los hidrocarburos.

El campo de esfuerzos que formó estos rasgos puede cambiar significativamente después de su formación. En consecuencia, la configuración estructural de las fallas y las fracturas indica las condiciones de paleoesfuerzos existentes en el momento de su formación pero quizás no corres-ponde al campo de esfuerzos actual.

Las fracturas naturales se encuentran en todas partes y son de muchos tipos: abiertas, cerradas, reparadas o parcialmente reparadas. Existen en todas las escalas, desde las asociadas con fallas tectónicas de cientos de kilómetros de largo hasta las fisuras de escala micrométrica.

No obstante, la importancia de las fracturas naturales presentes en el subsuelo no fue apre-

ciada en toda su expresión hasta hace poco tiempo. Históricamente, los pozos de petróleo y gas han sido perforados principalmente en sentido vertical. Las condiciones de esfuerzos presentes en el sub-suelo a menudo producen fracturas naturales abiertas —las que resultan de interés para la pro-ducción— que se orientan en sentido vertical.6 Los pozos verticales raramente intersectan estas fracturas verticales. No obstante, en ciertos tipos de yacimientos tales como las capas de areniscas y carbonatos compactos, las extensiones producti-vas de gas de lutitas, lutitas petrolíferas y metano en capas de carbón, los sistemas de fracturas pro-porcionan la única permeabilidad de la formación; para el logro de tasas de producción comercial se requiere que el pozo atraviese las fracturas. La perforación de pozos que conecten la mayor cantidad de fracturas posibles se ha convertido en el objetivo principal, pero la tarea debe ser ejecutada con cuidado. Las fracturas pueden dominar la permeabilidad tanto positiva como negativamente. Por un lado, proveen la permea-bilidad esencial que brinda a los yacimientos compactos un mejoramiento de la productividad

y de la eficiencia de recuperación. Por otro lado, las fracturas pueden dañar los yacimientos pro-ductivos mediante la creación de zonas de pérdida de circulación y, en los proyectos de recuperación asistida de petróleo, pueden producir una irrup-ción prematura e inestabilidades del flujo del yacimiento; dedos de flujo.7

Tanto en la exploración como en la producción de un yacimiento de hidrocarburos, los operadores necesitan caracterizar los sistemas de fracturas naturales para identificar las mejores oportuni-dades para el posicionamiento de los pozos y la planeación de trayectorias de pozos horizontales. A fin de caracterizar las fracturas, los científicos requieren información sobre la orientación, la apertura, la porosidad, la permeabilidad, la den-sidad, el tamaño y la localización de las fracturas, la anisotropía y la dirección de los esfuerzos y el contenido de fluidos.8 La orientación se cuanti-fica mediante el rumbo y el echado de la superfi-cie de una fractura. La apertura, es decir el ancho perpendicular de una fractura abierta, es un parámetro clave para la determinación de la porosidad y la permeabilidad de las fracturas, pero su medición se complica debido a la existen-cia de factores tales como la rugosidad de las paredes de las fracturas, el relleno compuesto por minerales y arcilla de frotamiento, y la conti-nuidad a lo largo de los planos de fracturas.

La densidad, o intensidad, del fracturamiento se cuantifica mediante la medición del número, longitud, ancho, área y volumen de las fracturas en un largo, área o volumen de roca prescripto.9 La densidad y el tamaño de las fracturas son impactados por la litología, las propiedades de las rocas, el espesor de las capas, y la deformación debida a la compresión o a la tracción impuesta durante los procesos de deformación tectónica.10 En un ambiente tectónico, la distribución de la densidad y la dimensión de las fracturas oscila entre muchas fracturas pequeñas confinadas en capas individuales, un número menor de fractu-ras de escala intermedia que atraviesan unas pocas capas, y, a veces, unas pocas fallas tectónicas con escalas del orden de los kilómetros que defor-man secuencias estratigráficas enteras (arriba, a la izquierda).11

La escala, el desplazamiento y la apertura de la mayoría de las fracturas son demasiado peque-ños para ser detectados exclusivamente con téc-nicas de sísmica de superficie. Para delinear las fracturas y cuantificar sus propiedades, los geofí-sicos utilizan los atributos de los datos sísmicos derivados de las propiedades elásticas y geomé-tricas de las rocas fracturadas.12 Los análisis de atributos utilizan la respuesta del sistema de

> Pliegues, fallas y fracturas a lo largo de un anticlinal. En las rocas plegadas, la orientación de las fallas y las fracturas puede ser paralela o perpendicular al eje del pliegue. Las fracturas se forman como respuesta al esfuerzo; las diaclasas se forman por medio de esfuerzos de tracción, y las fallas se forman por medio de esfuerzos de corte. La deformación posterior hace que las fracturas se extiendan y puede modificar la dirección del movimiento a través de los planos de fracturas. Las fallas y las fracturas pueden estar limitadas por estratos y confinadas a una sola capa o volverse continuas; atravesando todas las secuencias sedimentarias y abarcando muchas formaciones. Su conectividad oscila entre fracturas individuales aisladas, enjambres o corredores de fracturas ampliamente espaciadas, y redes de fracturas totalmente interconectadas. La perforación de pozos horizontales paralelos al eje del pliegue debería garantizar la mayor probabilidad de intersección de las fracturas. (Adaptado de Flórez-Niño et al, referencia 10.)


Diaclasa

Fallas intermediasEje del pliegueDiaclasas de corte, fallas incipientes

Zonas de fallascontinuas

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fracturas, promediada por volumen, para obtener estimaciones cuantitativas y cualitativas de las propiedades sísmicas en el volumen de la roca yacimiento (arriba).

Las fracturas naturales alineadas presentes en una formación producen la anisotropía elás-tica —la variación de las propiedades de las ondas elásticas con la dirección— que se observa en los datos sísmicos adquiridos y procesados correctamente.13 Los atributos sísmicos que varían con el azimut son la velocidad, la amplitud de las reflexiones y la birrefringencia, o desdobla-miento, de las ondas S. Las variaciones azimuta-les de estas propiedades se deducen del análisis de los datos sísmicos de pozos y de superficie 3D y de levantamientos que han sido ejecutados en múltiples azimuts.14

En el caso de la anisotropía de la velocidad sísmica causada solamente por las fracturas natu-rales orientadas, las velocidades de las ondas P y S exhiben su valor máximo en la dirección para-lela a las fracturas y su valor mínimo en la direc-ción perpendicular a la tendencia de las fracturas. Dado que es probable que los esfuerzos actuales no coincidan con los paleoesfuerzos existentes en el momento en que se formaron las fracturas, esta ani-sotropía de la velocidad puede ser modificada por el esfuerzo de compresión máximo actual, cerrando preferentemente las fracturas en sentido perpen-dicular a éste y abriéndolas en sentido paralelo. La anisotropía de la velocidad sísmica resultante es la superposición de las anisotropías causadas por las fracturas preexistentes y el campo de esfuerzos locales actuales.

Las rocas que contienen sistemas de fracturas naturales han sido sometidas a esfuerzos y defor-mación —han sido comprimidas, alargadas, flexionadas y quebradas— lo que modifica sus for-mas originales. Los atributos sísmicos de varianza, coherencia, curvatura y distancia hasta las flexio-nes, pliegues y fallas son todos indicadores útiles de la existencia de deformación. La varianza y la cohe-rencia poseen una relación recíproca; la varianza mide las diferencias entre las trazas sísmicas y la coherencia mide las similitudes. La varianza enfa-tiza la impredecibilidad de los horizontes sísmi-cos —sus bordes e interrupciones— en tanto que la coherencia enfatiza su predecibilidad; su conec-tividad y su continuidad.15 Los valores de varianza altos y de coherencia bajos pueden indicar la existencia de zonas, agrupamientos o enjambres (corredores) de fallas o fracturas. Los geólogos utilizan las características similares de los hori-zontes sísmicos para interpretar las fallas o las fracturas a la hora de analizar un conjunto de datos sísmicos; mediante la representación grá-fica de los datos, los geólogos siguen el trayecto de un horizonte o una superficie sísmica hasta que termina, se quiebra o experimenta un despla-zamiento hacia arriba, hacia abajo o hacia los costados hasta una localización diferente.

El atributo de curvatura en ciertos puntos de un horizonte puede ser una medida de la deforma-ción estructural.16 Las áreas en las que la curvatura es alta o cerrada pueden haber sido sometidas a una gran deformación que las convirtió en áreas de fle-xión, plegamiento, fallamiento o fracturas de gran intensidad. El atributo de distancia hasta la flexión, el plegamiento y el fallamiento es un indicador de deformación geométrica; se supone que la intensi-dad de las fracturas se incrementa con la proximi-dad respecto de estos elementos estructurales.

La coherencia y la curvatura proveen informa-ción estructural complementaria. Se prevé que los horizontes plegados exhiben el atributo de curva-tura pero ninguna disrupción de la coherencia; en cambio, los horizontes fallados sí exhiben, aunque no siempre, discontinuidades en la coherencia. Por ejemplo, si el movimiento de las fallas ha sido pequeño respecto de la longitud de onda sísmica, puede parecer que el horizonte fallado posee una alta coherencia.

Otro atributo sensible se deduce del análisis del contenido de frecuencias de las señales sísmicas: la descomposición espectral, o análisis temporal-fre-cuencial, es un método de separación de las seña-les sísmicas en sus componentes de frecuencia.17 El contenido espectral de los datos sísmicos regis-trados depende de los efectos acumulados de las propiedades sísmicas y de las interfases de los estratos de rocas que encuentran las señales en proceso de propagación. Mediante el aislamiento de ciertas frecuencias, los intérpretes pueden extraer rasgos sutiles. Por ejemplo, los componen-tes de frecuencias más altas contienen informa-ción acerca de los rasgos estructurales de longitud de onda más corta ocultos en una señal de longitud de onda predominantemente larga de los datos sísmicos con todas las frecuencias. Los científicos aplican la descomposición espectral para el mejo-ramiento de las imágenes; mejorando la resolu-ción, equilibrando el contenido de frecuencias o eliminando el ruido. También la utilizan para la caracterización de yacimientos; evaluando la estratigrafía secuencial y los rasgos depositacio-nales, estimando el espesor estratigráfico y deter-minando las propiedades de las fracturas y el contenido de fluidos. La descomposición espec-tral es una herramienta poderosa para la ilumi-nación de rasgos sutiles, tales como las fallas de corte que controlan la geometría del sistema de fractura, pero que se encuentran por debajo de la resolución de los datos sísmicos de superficie con todas las frecuencias, como quedó demostrado en una instalación de almacenamiento de gas de la cuenca de los Apalaches.

Intersección de fracturas con pozos horizontalesEl campo Steckman Ridge corresponde a una unión transitoria de empresas concertada entre New Jersey Resources (NJR), Steckman Ridge Storage Company y Spectra Energy Corporation, aludidas en conjunto como la “asociación.” La ins-talación es operada por Spectra Energy como una instalación de almacenamiento subterráneo de gas (UGS) multicíclico, regulada por la Comisión

> Cómputo de los atributos en una superficie en escala de tiempo de un volumen sísmico 3D. Los geofísicos analizan el carácter de cada traza sísmica en una superficie de una sección en tiempo seleccionada (extremo superior, rojo) y asignan un valor. Por ejemplo, la amplitud de cada traza se mapea en una superficie de atributos de amplitud (centro). Las amplitudes más altas, cerca del centro del volumen sísmico 3D, aparecen representadas gráficamente como valores más altos en el centro de la sección en tiempo de amplitudes 2D. Otras superficies de atributos, tales como la frecuencia, se computan de la misma manera (extremo inferior).


Cubo de datos sísmicos

Atributo de amplitud

Atributo de frecuencia

Tiem

po Sección en tiempo

x y

xy

xy

Baja Alta

Volumen 24, no.2 35

Reguladora de la Energía Federal de EUA (FERC). El campo se encuentra ubicado en la Provincia Valley and Ridge de la cuenca de los Apalaches, en el Condado de Bedford, Pensilvania, EUA (arriba). Y el yacimiento se sitúa en la formación Oriskany de edad Devónico, que en las profundidades pros-pectivas corresponde a una cuarcita fracturada.

Se trata de un yacimiento fracturado Tipo 1, en el que las fracturas proporcionan la porosidad y la permeabilidad primarias.18

Steckman Ridge LP adquirió el campo de gas agotado en el año 2004; el campo había producido 12 500 MMpc [354 millones de m3] de gas en forma acumulada de cinco pozos verticales. La producción

de los pozos individuales variaba considerable-mente, lo que condujo a los especialistas de la asociación a sospechar que la porosidad y la per-meabilidad eran controladas por una red de frac-turas más que por las propiedades matriciales. La compañía obtuvo la aprobación de la FERC en el año 2008 para la conversión del campo en una

13. Para obtener más información sobre la anisotropía elástica, consulte: Armstrong et al, referencia 4.

Hardage B: “Measuring Fractures—Quality and Quantity,” AAPG Explorer 32, no. 7 (Julio de 2011): 26–27.

Hardage B: “For Fractures, P + S = Maximum Efficiency,” AAPG Explorer 32, no. 8 (Agosto 2011): 32.

14. Para obtener más información sobre el análisis de la anisotropía sísmica azimutal, consulte: Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R, Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.

Grimm RE, Lynn HB, Bates CR, Phillips DR, Simon KM y Beckham WE: “Detection and Analysis of Naturally Fractured Gas Reservoirs: Multiazimuth Seismic Surveys in the Wind River Basin, Wyoming,” Geophysics 64, no. 4 (Julio–Agosto de 1999): 1277–1292.

Lynn HB, Campagna D, Simon KM y Beckham WE: “Relationship of P-Wave Seismic Attributes, Azimuthal

> Campo de almacenamiento de gas Steckman Ridge. La provincia Valley and Ridge de los Apalaches forma un arco desde la zona centro-sur de Pensilvania hacia el nordeste (contorno negro). Muchos lineamientos estructurales de dirección NO–SE atraviesan el eje de los Apalaches (líneas rojas de guiones), algunos de los cuales no tienen nombre. El límite oeste del Condado de Bedford (rosa) separa aproximadamente la topografía más suave de la Meseta de Allegheny al oeste de la topografía más accidentada de la provincia Valley and Ridge de los Apalaches al este [Mapa de superficies topográficas adaptado del Centro Nacional de Datos Geofísicos de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de EUA, http://www.ngdc.noaa.gov/cgi-bin/mgg/topo/state2.pl?region=pa.jpg (Se accedió el 6 de junio de 2012).]


Provincia de la Mesetade Allegheny

Provincia Valley andRidge de los Apalaches

ProvinciaPiedmont

Parsons

Condado de Washington

Pittsburgh-Washington

Blairsville-Broadtop

Home-Gallitzin

French Creek

Tyrone-Mount Union

Lawrenceville-Attica

Campo Steckman Ridge

E S T A D O S U N I D O S

Pensilvania

0 km

0 mi 50

50

Condado de Greene

Anisotropy, and Commercial Gas Pay in 3-D P-Wave Multiazimuth Data, Rulison Field, Piceance Basin, Colorado,” Geophysics 64, no. 4 (Julio–Agosto de 1999): 1293–1311.

15. Bahorich M y Farmer S: “3-D Seismic Discontinuity for Faults and Stratigraphic Features: The Coherence Cube,” The Leading Edge 14, no. 10 (Octubre de 1995):1053–1058.

Caldwell J, Chowdhury A, van Bemmel P, Engelmark F, Sonneland L y Neidell NS: “Exploring for Stratigraphic Traps,” Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 48–61.

16. La curvatura describe cuán arqueada es una curva 2D o una superficie 3D en un punto. En un punto de una curva 2D, la curvatura es la recíproca del radio del círculo más grande capaz de tocar el punto con un contacto tangente. La curvatura, o cantidad de flexión, se incrementa a medida que se reduce el radio del círculo debido a su relación recíproca. Este concepto puede extenderse a las superficies 3D. Muchas curvas pueden ser definidas a través de un punto de una

superficie si se corta la superficie con planos a través del punto. Los tipos comunes de curvatura 3D son las curvaturas máxima, mínima, de rumbo y de echado. Para obtener más información sobre el atributo de curvatura, consulte: Roberts A: “Curvature Attributes and Their Application to 3D Interpreted Horizons,” First Break 19, no. 2 (Febrero de 2001): 85–100.

17. Partyka G, Gridley J y López J: “Interpretational Applications of Spectral Decomposition in Reservoir Characterization,” The Leading Edge 18, no. 3 (Marzo de 1999): 353–360.

Castagna JP y Sun S: “Comparison of Spectral Decomposition Methods,” First Break 24, no. 3 (Marzo de 2006): 75–79.

18. Existen cuatro tipos principales de yacimientos fracturados basados en la importancia de las fracturas para la provisión de la porosidad y la permeabilidad del yacimiento. Para ver un análisis más detallado de los tipos de yacimientos fracturados, consulte: Bratton et al, referencia 8.

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instalación de almacenamiento de gas, con una capacidad de operación de 17 700 MMpc [501 millo-nes de m3], compuestos por 12 000 MMpc [340 millo-nes de m3] de gas de operación y 5 700 MMpc [161 millones de m3] de gas de colchón, con una capacidad de entrega máxima de 300 MMpc/d [8,5 millones de m3/d] y una tasa de inyección máxima de 227 MMpc/d [6,43 millones de m3/d].19 El plan original requería la conversión de los cinco pozos de producción existentes en pozos de almacenamiento y la perforación de un número sustancial de pozos de almacenamiento vertica-les nuevos. Cada uno de los pozos estaba dise-ñado para un ciclo de vida de entre 50 y 70 años.

El campo Steckman Ridge contiene tres estructuras anticlinales que se formaron a lo largo del extremo frontal de las fallas de corrimiento (izquierda).20 La compañía operadora original, Pennsylvania General Energy Company (PGE),

> Atributos sísmicos iniciales. Los mapas de atributos sísmicos —amplitud de las reflexiones (izquierda), distancia hasta las fallas (centro) y curvatura (derecha)— muestran las tendencias de gran escala consistentes con el rumbo NNE de las estructuras apalachianas plegadas y corridas de la formación Oriskany en el campo Steckman Ridge.


Quarles 1709

Clark 1664

Clark 1663

Clark 1665

Stup 1557

Quarles 1709

Quarles 1709

Amplitud de las reflexiones Distancia hasta las fallas Curvatura

Clark 1664

Clark 1664

Clark 1663

Clark 1665

Stup 1557

0 610m

0 pies 2 000

Ampl

itud

Positiva

Negativa

Dist

anci

a

Lejana

Cercana

Alta

Baja

Curv

atur

a

0 610m

0 pies 2 000

0 610m

0 pies 2 000

, Tope de la formación Oriskany en Steckman Ridge. Tres anticlinales, los anticlinales A, B y C, se formaron en el extremo frontal de las fallas de corrimiento (líneas rojas) principalmente durante la orogenia Allegénica (Pérmico), si bien las orogenias Taconiana (Ordovícico) y Acadiana (Devónico) previas también afectaron el basamento y la cubierta sedimentaria de la región. Cinco pozos verticales, los pozos Clark 1663, Clark 1664, Clark 1665, Stup 1557 y Quarles 1709, agotaron el yacimiento de gas original.


5 000

5 500

4 500

6 000

0 km

0 mi 1

1

–4 250–4 500

–5 500

–6 500

–7 500

–5 250

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–4 750

–5 750

–6 750

–5 000

Prof

undi

dad,

pie

s

–6 000

–7 000

1

2

3

4

5

2 Quarles 17093 Clark 1664

1 Clark 1663

4 Clark 16655 Stup 1557

Pozos de gas

Anticlinal A

Anticlinal B

Anticlinal C

Volumen 24, no.2 37

había adquirido datos de sísmica de superficie 3D y registros del generador de imágenes microeléc-tricas de cobertura total (FMI) en dos de los pozos de producción. Como preparación para la conver-sión a operaciones de almacenamiento de gas, los consultores geofísicos de Schlumberger y la aso-ciación reexaminaron estos conjuntos de datos y llevaron a cabo estudios de campo.

El examen inicial de los atributos sísmicos —amplitud de las reflexiones, curvatura y distan-cia hasta las fallas— reveló la existencia de ten-dencias de gran escala consistentes con el rumbo

NNE de las estructuras plegadas y corridas que formaron la topografía de valles y crestas de la región (página anterior, abajo). Por el contrario, los estudios de campo indicaron una orientación

NO de las fracturas en las zanjas de las líneas de conducción, los afloramientos y las incisiones en el fondo de los arroyos que atraviesan las crestas topográficas (arriba). Estas observaciones corro-boraron las interpretaciones, efectuadas con la herramienta FMI, de las fracturas naturales con orientación ONO a NNO y la orientación NO del esfuerzo horizontal máximo actual deducida de la dirección de las fracturas inducidas por la per-foración (izquierda). Por otra parte, las imágenes satelitales regionales y los estudios gravimétricos y magnetométricos indicaron la presencia de dis-continuidades estructurales de rumbo transversal

> Exposiciones de fracturas naturales en las proximidades del campo Steckman Ridge. Las fracturas de una cantera de cuarcita en la formación Oriskany (izquierda) de Virginia Oeste, EUA, localizada a unos 100 km [60 mi] al sudeste del campo Steckman Ridge, conforman dos grupos principales de fracturas con rumbo noroeste. La pared de la cantera mira al noroeste y las líneas rojas y verdes señalan los planos de fractura que exhiben un rumbo de 330° y 290°, respectivamente. En una vista desde el SSE, las fracturas expuestas en la zanja de una línea de conducción (derecha) cerca del Anticlinal C se encuentran orientadas con un ángulo de 350°. Los datos FMI (no mostrados) del pozo SR17, en el Anticlinal C, indicaron la misma orientación de 350° para las fracturas abiertas.

Planos de fractura de tendenciaNO y rumbo de 290°




Echado delas capas

, Caracterización de fracturas. Para detectar las fracturas existentes en el pozo Clark 1663 se utilizó una herramienta FMI. Las tendencias de estas fracturas fueron representadas gráficamente en un diagrama de roseta y ayudaron a los geocientíficos a visualizar la tendencia NO–SE predominante de las fracturas. Además, mostraron que la mayoría de las fracturas de este pozo eran fracturas abiertas o parcialmente abiertas y sus direcciones correspondían a la dirección de un conjunto de fallas.

10%

2%

4%

6%

8%


0°

30°

60°

90°

120°

150°180°

210°

240°

270°

300°

330°

Fracturas y fallasFracturas abiertas

Fracturas reparadasFracturas parcialmente abiertas

Conjunto de fallas 1

19. “Steckman Ridge LP—Order Issuing Certificates,” Comisión Reguladora de la Energía Federal de EUA, Número de Expediente CP08-15-000 (5 de junio de 2008), http://www.ferc.gov/eventcalendar/Files/200806051850 40-CP08-15-000.pdf (Se accedió el 14 de julio de 2012).

Para obtener más información sobre el almacenamiento subterráneo de gas, consulte: Bary A, Crotogino F, Prevedel B, Berger H, Brown K, Frantz J, Sawyer W, Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K, Stiles K y Xiong H: “Almacenamiento subterráneo de gas natural,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 2–19.

20. Scanlin MA y Engelder T: “The Basement Versus the No-Basement Hypotheses for Folding Within the Appalachian Plateau Detachment Sheet,” American Journal of Science 303, no. 6 (Junio de 2003): 519–563.

38 Oilfield Review

(CSD), o lineamientos, de orientación NO (arriba).21 Los resultados de estos estudios demostraron que las fracturas naturales podían estar ejerciendo un control significativo sobre la porosidad y la per-meabilidad del campo y sobre las estructuras tota-les de los anticlinales del campo Steckman Ridge. Si eso fuera cierto, las evidencias del sistema de fracturas de orientación NO deberían haber resul-tado visibles en los atributos sísmicos extraídos

de los datos sísmicos. Por consiguiente, se proce-dió a reexaminar los datos sísmicos 3D utilizando técnicas avanzadas de análisis de detección de fracturas para identificar y mapear los efectos más sutiles de los sistemas de fracturas abiertas.

El análisis espectral de los datos sísmicos indicó que el contenido de frecuencias de la ondí-cula sísmica era bastante consistente y oscilaba entre 25 y 75 Hz en las localizaciones de los pozos.

No obstante, en el campo, la forma de la ondícula sísmica a través del tope del horizonte Oriskany variaba entre una localización y otra.22 Esta variabi-lidad no afectaba la interpretación estructural de gran escala pero sí afectaría la interpretación estra-tigráfica y la búsqueda de rasgos de pequeña escala.

Los científicos efectuaron la descomposición espectral del volumen de datos sísmicos 3D y exa-minaron los volúmenes de frecuencias seleccio-nados, que revelaron la presencia de estructuras sutiles en los datos (abajo). Además, extrajeron el volumen de isofrecuencias a 30 Hz a través de la descomposición espectral, aislaron el tope del horizonte Oriskany como una porción del volu-men —limitada 12 ms por encima y 12 ms por

> Descomposición espectral. La descomposición espectral de una ondícula sísmica (extremo superior izquierdo), que contiene un amplio rango de frecuencias, separa la ondícula en muchas trazas con una sola frecuencia (extremo superior derecho). El proceso de descomposición espectral se desarrolla de izquierda a derecha, y la suma espectral —el proceso inverso al de la descomposición espectral— de derecha a izquierda. En la descomposición espectral de un volumen de datos sísmicos 3D con todas las frecuencias (extremo inferior), el filtrado con filtro pasa banda genera volúmenes que contienen datos con rangos de frecuencias estrechos.


0 a 10 Hz

Entrada(0 a 125 Hz)

Descomposición espectral

10 a 20 Hz

20 a 30 Hz

30 a 40 Hz40 a 50 Hz

y

Tiempo

Orientación del cubo

xDescomposición

espectral

Sumaespectral

Frecuencia, HzAmplitud

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po, m

s

0

0– +–400

400

Tiem

po, m

s

0

–400

400

0 75

21. Para obtener más información sobre las diaclasas de la cuenca de los Apalaches, consulte: Engelder T, Lash GG y Uzcátegui RS: “Joint Sets That Enhance Production from Middle and Upper Devonian Gas Shales of the Appalachian Basin,” AAPG Bulletin 93, no. 7 (Julio de 2009): 857–889.

Bankey V, Cuevas A, Daniels D, Finn CA, Hernández I, Hill P, Kucks R, Miles W, Pilkington M, Roberts C, Roest W, Rystrom V, Shearer S, Snyder S, Sweeney R, Vélez J, Phillips JD y Ravat D: “Digital Data Grids for the Magnetic Anomaly Map of North America,” Reston, Virginia, EUA: Servicio Geológico de EUA, Reporte de Archivo Abierto 02-414, 2002.

22. Para ver una clase breve sobre las ondículas sísmicas, consulte: Henry SG: “Catch the (Seismic) Wavelet,” AAPG Explorer 18, no. 3 (Marzo de 1997): 36–38.

Henry SG: “Zero Phase Can Aid Interpretation,” AAPG Explorer 18, no. 4 (Abril de 1997): 66–69.

23. El desplazamiento o movimiento por desplazamiento de rumbo se refiere al movimiento del otro lado de la falla de desplazamiento de rumbo respecto del lado de referencia; el lado en el que uno se encuentra de cara a la falla. El movimiento es lateral derecho cuando el otro lado de la falla se mueve hacia la derecha y es lateral izquierdo cuando el otro lado se mueve hacia la izquierda.

> Discontinuidades estructurales de rumbo transversal (CSD) en un mapa de anomalías magnéticas. La interpretación de una porción del mapa de anomalías magnéticas de América del Norte muestra las CSDs noroeste-sudeste que cruzan la cuenca de los Apalaches. Existe una clara discontinuidad en la anomalía del campo magnético al sudoeste de Pensilvania, a través de la CSD del Condado de Washington, que es interpretada como una zona de corte relacionada con las fracturas NO–SE del campo Steckman Ridge, que se encuentra en el Condado de Bedford (contorno negro). [Mapa de anomalías magnéticas adaptado del Servicio Geológico de EUA (Bankey et al, referencia 21).]

Condado de GreeneParsons

Condado de Washington

Pittsburgh-Washington

Blairsville-Broadtop

Home-Gallitzin

French Creek

Tyrone-Mount Union

Lawrenceville-Attica


0 km

0 mi 50

50

Anomalía magnética, nT

–300 –200 –100 200100 400–30 300

Volumen 24, no.2 39

debajo del picado del horizonte— y luego, utili-zando secciones en tiempo, efectuaron un corte en este subvolumen de 24 ms de espesor. De este modo, lograron ver evidencias claras de la exis-tencia de zonas de corte de tendencia NO que atravesaban el rumbo NNE de los ejes anticlina-les (izquierda). Estas zonas de corte fueron los únicos rasgos estructurales descubiertos, con la misma orientación que la del sistema de fractu-ras observado tanto en los afloramientos locales

, Amplitud de isofrecuencias al tope de la formación Oriskany. Un mapa de una sección sísmica de tiempo con un tiempo de viaje doble (ida y vuelta) de 746 ms a través del volumen de isofrecuencias a 30 Hz, después de la descomposición espectral, se centra en el tope de la formación Oriskany, en el Anticlinal A. Las variaciones de amplitud resaltan los corrimientos por desplazamiento de rumbo lateral derecho y lateral izquierdo a través del anticlinal. Un ejemplo es el corrimiento lateral derecho NO–SE (línea roja de guiones) que corta la gran área de gran amplitud azul. Al sudoeste, los corrimientos laterales izquierdos de la misma área de amplitud azul son paralelos a la línea roja de guiones. Estos corrimientos NO–SE son consistentes con los lineamientos estructurales NO–SE mapeados en todo el territorio de Pensilvania, interpretados como zonas de corte de rumbo transversal que controlan el almacenamiento de gas y el régimen de flujo del yacimiento Steckman Ridge.


Clark 1663

SR9

Anticlinal A

Baja

Alta

Ampl

itud

N

Tiempo

E

746 ms

0 km

0 mi 0,5

0,5


180°210°

240°

270°

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30°75°90°

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Echado de la fractura Azimut de la fractura Porosidad de la matriz Traza de la fractura

Gráfica polar

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Azimut del echado, grados

0

2

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8

Porosidad,%

>Modelado de redes de fracturas discretas. Para el yacimiento Oriskany se construyó un modelo de redes de fracturas discretas (DFN), que fue dividido verticalmente en cinco zonas. En el modelo se incorporaron los resultados de las interpretaciones sísmicas y de registros. Los resultados de la zona 5 muestran, de izquierda a derecha, el echado de la fractura, el azimut de la fractura, la porosidad matricial y las trazas de las 27 367 fracturas. La traza de una fractura es una curva formada por la intersección de una fractura que atraviesa la superficie de un horizonte. La gráfica polar radial (extremo superior derecho) resume los echados y las direcciones de los echados de los planos de fracturas modelados, que se inclinan de 45° a 90° en las direcciones sudoeste a noreste. Un polo es una línea perpendicular a un plano de fractura; una fractura que tiene un azimut de rumbo de 135° y un ángulo de echado de 75° al NE queda representada gráficamente como un punto con un ángulo de dirección de 45°—si se lee en sentido horario alrededor del diagrama— y una inclinación de 75°— si se lee desde el centro hacia el borde— en una gráfica polar.

como en los datos FMI del pozo vertical cercano Clark 1663.23 Los científicos determinaron que estas zonas de corte eran los rasgos estructurales que controlaban el sistema de fracturas alta-mente permeable respecto del cual se conside-raba que poseía la capacidad de almacenamiento real para el gas del campo.

Los geocientíficos de Schlumberger diseñaron un modelo de redes de fracturas discretas (DFN) de doble porosidad para asistir en el diseño de las trayectorias de los pozos, para actualizar con datos del programa de perforación y para utilizar para el modelado del almacenamiento y la recu-peración del gas (abajo). Los datos de entrada para el modelo incluyeron las zonas de corte y los conjuntos de fracturas mapeados a partir de la interpretación sísmica, la apertura de las fractu-


180°210°

240°

270°

300°

330°

150°

120°

90°

60°

30°75°90°

60°

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Ángulo del echado, grados

Echado de la fractura Azimut de la fractura Porosidad de la matriz Traza de la fractura

Gráfica polar

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Azimut del echado, grados

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Porosidad,%

40 Oilfield Review

ras, el relleno de las fracturas, el ángulo de echado y el azimut del echado derivados de las imágenes FMI y la conductividad de las fracturas obtenida de los registros de resistividad; los picos de alta conductividad eléctrica de los registros de resistividad se correlacionaron con las fracturas más abiertas y, presumiblemente, más conducti-vas desde el punto de vista hidráulico.24

Los datos revelaron la existencia de dos con-juntos de fracturas en el campo. Uno de los con-juntos se disponía de oeste a este en la porción sur del campo, y el otro de NO a SE. En dirección hacia el norte, ambas tendencias rotaban en sen-tido horario. Los científicos teorizan que esta rota-ción se asocia con la rotación del campo de esfuerzos lejos de las zonas de corte de tendencia NO.

Los planificadores de pozos de Spectra Energy que trabajaron para la asociación utilizaron este modelo para diseñar los pozos horizontales a lo largo de trayectorias NE a SO a fin de maximizar la inter-cepción de los sistemas de fracturas de rumbo trans-versal de orientación NO a SE (arriba). Los pozos SR10 y SR14, el primer y segundo pozos perfora-dos en estos rasgos definidos por medio de méto-dos sísmicos, fueron perforados en los Anticlinales A y C, respectivamente. El objetivo de los planifi-cadores de pozos era perforar secciones hori-zontales de 305 m [1 000 pies] para ambos pozos.

No obstante, inmediatamente después de alcan-zar el yacimiento, los perforadores encontraron grandes sistemas de fracturas abiertas. En las dos secciones horizontales, después de perforar sólo 40 m [130 pies] y 53 m [172 pies], respectiva-mente, los perforadores experimentaron pérdidas de circulación en el sistema de fracturas abiertas, lo que los obligó a suspender las operaciones. Luego de haber hallado buenas zonas para la inyección de gas, los operadores consideraron que estos pozos eran adecuados para el almace-namiento de gas, por lo que ambos fueron termi-nados en agujero descubierto, y la tubería de revestimiento se hizo penetrar 15 m [50 pies] en el tope del yacimiento para asegurar el aisla-miento de la unidad de almacenamiento.

Los pozos restantes fueron terminados en conjunto con las actualizaciones del modelo DFN; el proceso consistió en perforar un pozo hasta la profundidad final (TD), correr un regis-tro FMI, actualizar el modelo DFN y perforar el pozo siguiente. Por ejemplo, las fracturas interpre-tadas en el registro FMI corrido en el pozo SR21 fueron utilizadas para actualizar el modelo antes de perforar el pozo siguiente (próxima página). Además, los perforadores utilizaron el modelo DFN para la geonavegación de todos estos pozos horizontales.

Dada la complicada estructura geológica del área del campo, el direccionamiento de los pozos constituyó un desafío. Los ingenieros obtuvieron registros sónicos y de densidad en los puntos crí-ticos, durante la perforación, a fin de generar trazas sísmicas sintéticas para correlacionarlas con las trazas sísmicas reales y utilizaron estos ajustes preliminares entre el pozo y la sísmica para comparar la localización de perforación vigente en ese momento con el objetivo de perfora-ción que había sido planificado en base a los datos sísmicos. Esta metodología de posicionamiento de pozos guiada geofísicamente ayudó a los ingenie-ros a ajustar las trayectorias de los pozos. Los inge-nieros de Schlumberger ejecutaron los planes de perforación de pozos utilizando las herramientas de perforación direccional de Schlumberger. El sistema de perforación vertical rotativa direc-cional PowerV fue utilizado para mantener el pozo vertical hasta el punto de comienzo de la desviación, y los perforadores direccionales ayu-daron a direccionar el pozo hasta los objetivos de entubación, asentamiento y TD del lateral.

La asociación consideró exitosa esta conversión a instalación de almacenamiento de gas. A través de un proceso cuidadoso de análisis, integración e interpretación, el equipo de trabajo identificó y con-firmó el sistema de fracturas de control del yaci-miento. El plan original consistía en perforar todos los pozos verticales nuevos para lograr una capaci-dad de inyección y extracción de 227 y 300 MMpc/d

24. Para ver los procedimientos de desarrollo del modelo DFN, consulte: Souche L, Astratti D, Aarre V, Clerc N, Clark A, Al Dayyni TNA y Mahmoud SL: “A Dual Representation of Multiscale Fracture Network Modelling: Application to a Giant UAE Carbonate Field,” First Break 30, no. 5 (Mayo de 2012): 43–52.

25. Mackertich DS y Goulding DRG: “Exploration and Appraisal of the South Arne Field, Danish North Sea,” en Fleet AJ y Boldy SAR (editores): Petroleum Geology of Northwestern Europe—Actas de la 5a Conferencia sobre Geología del Petróleo. Londres: Sociedad Geológica (1999): 959–974.

26. Herwanger JV, Schiøtt CR, Frederiksen R, If F, Vejbæk OV, Wold R, Hansen HJ, Palmer E y Koutsabeloulis N: “Applying Time-Lapse Seismic Methods to Reservoir Management and Field Development Planning at South Arne, Danish North Sea,” en Vining BA y Pickering SC (eds): Petroleum Geology: From Mature Basins to New Frontiers—Actas de la 7a Conferencia sobre Geología del Petróleo. Londres: Sociedad Geológica (2010): 523–535.

27. Para obtener más información sobre análisis sísmicos efectuados con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo), consulte: Pedersen L, Ryan S, Sayers C, Sonneland L y Veire HH: “Seismic Snapshots for Reservoir Monitoring,” Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 32–43.

Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P: “El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 6–17.

> Planeación de pozos horizontales para que intersecten fracturas abiertas. Algunos estudios indican que los pozos verticales sólo tienen una posibilidad remota de intersectar fracturas verticales. En el campo Steckman Ridge, los ingenieros proyectaron perforar pozos horizontales paralelos al eje anticlinal y a través de las zonas transversales de corte y fracturas identificadas a partir de los análisis de datos sísmicos, geológicos y de mapeo de superficie.


Pozo horizontal

Pozo vertical

Volumen 24, no.2 41

de gas, respectivamente. Actualmente, la asocia-ción cuenta con una capacidad de compresión ins-talada para inyectar 150 MMpc/d [4,2 millones de m3/d] de gas. Hasta la fecha, se reingresó a los cinco pozos de producción verticales originales y se procedió a su re-terminación con grados variados de éxito, y la asociación perforó y terminó muchos menos pozos que los planificados originalmente. Los pozos nuevos fueron pozos horizontales alta-mente exitosos. El desempeño de los pozos indica tasas cercanas a los niveles de extracción objetivo. La asociación está evaluando si pueden requerirse más pozos horizontales, pero la posibilidad de inyectar y extraer gas con las tasas de diseño o tasas similares, con un número significativamente menor de pozos horizontales que los planificados original-mente, generará un ahorro sustancial de costos.

A fin de convertir el campo Steckman Ridge en una instalación de almacenamiento subterrá-neo de gas, los ingenieros hicieron uso de los atri-butos derivados de los datos sísmicos para identificar zonas de corte sutiles de rumbo trans-versal y los sistemas de fracturas asociados. En el Mar del Norte, los geocientíficos están utilizando técnicas avanzadas de análisis de atributos sísmi-cos para el mapeo detallado de redes de fallas que proveen una capacidad adicional de produc-ción de yacimientos.

Mapeo detallado de redes de fracturasEl campo South Arne se encuentra situado en el sec-tor danés del Mar del Norte, a unos 250 km [155 mi] al ONO de Esbjerg, en Dinamarca. Hess opera el campo desde el año 1994; sus socios son DONG Energy A/S y Danoil Exploration A/S. El yacimiento se encuentra ubicado en las cretas de la formación Tor, de edad Cretácico Tardío, y la formación supra-yacente Ekofisk de edad Paleógeno Temprano, en una estructura alargada de tendencia NO–SE.25

La producción de petróleo comenzó en el año 1999 en los pozos horizontales perforados en sen-tido paralelo al eje estructural y es sustentada con inyección de agua desde pozos horizontales perforados en sentido paralelo a los pozos de pro-ducción y entrelazados con éstos. Para asistir en la producción, ambos tipos de pozos fueron some-tidos a programas de estimulación por fractura-miento que utilizaron bien sea ácido para erosionar la superficie de las fracturas inducidas o apunta-lante para mantener abiertos los canales que cons-tituyen las fracturas. Las fracturas inducidas poseen planos de fracturas verticales de orienta-ción NO–SE, paralelos a la estructura anticlinal. El esquema de implantación de pozos y el pro-grama de estimulación favorecieron el barrido

homogéneo del yacimiento.26 Al cabo de algunos años, los datos de producción indicaron que los fluidos del yacimiento no fluían como se había proyectado y que el barrido del yacimiento se estaba volviendo más heterogéneo.

En consecuencia, en el año 2005, Hess y Schlumberger pusieron en marcha un programa de sísmica de repetición (técnica de lapsos de tiempo) para investigar las configuraciones de flujo indicadas en los datos de producción y com-pararlas con las configuraciones inferidas a par-tir de la interpretación de los datos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición. La inter-pretación sísmica con la técnica de repetición compara uno o más levantamientos recientes con un levantamiento de referencia para descubrir los cambios relacionados con la producción en el volumen de yacimiento estudiado. Los levanta-

mientos sísmicos ejecutados con la técnica de repetición ayudan a los operadores a monitorear un yacimiento, mapear los trayectos y las barre-ras para el movimiento de los fluidos y compren-der los fenómenos asociados con los yacimientos, tales como la compactación que resulta de los cambios producidos en la distribución del conte-nido de fluidos del yacimiento.27 Para el campo South Arne, un levantamiento sísmico 3D previo a la producción, ejecutado en el año 1995, sirvió como levantamiento de referencia y un levanta-miento 3D llevado a cabo en el año 2005 sirvió como levantamiento de monitoreo.

Un resultado clave del análisis sísmico con la técnica de repetición fue una fuerte indicación de que las fallas estaban afectando el flujo del yaci-miento ya que proporcionaban capacidad de flujo adicional en sentido paralelo a su rumbo, pero

> Controles sobre la densidad de las fracturas. La sección horizontal del pozo SR21 (línea púrpura) fue perforada en sentido paralelo al eje del Anticlinal B e intersectó las fracturas (discos marrones) interpretadas a partir de las imágenes FMI. La densidad de las fracturas se incrementó cuando el pozo atravesó una falla de corte (línea roja de guiones). Las líneas azules representan las fallas de orientación NNE mapeadas durante el proceso de interpretación sísmica inicial. Las curvas de contorno (negro) y los colores indican la profundidad hasta el tope de la formación Oriskany.


Pozo SR21

Fallas de corteFallas de orientación NNE

Anticlinal B

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–5 500

–6 500

–7 500

–5 250

–6 250

–7 250

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–5 750

–6 750

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Prof

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–7 000

Incremento dela densidad delas fracturas

42 Oilfield Review

impedían el flujo en sentido perpendicular al rumbo (arriba). Los ingenieros han incorporado este comportamiento de flujo anisotrópico en los modelos de simulación del yacimiento; los pronós-ticos de flujo del yacimiento han mejorado, pro-porcionando una concordancia más estrecha entre las presiones estimadas y las presiones rea-les medidas en los pozos de evaluación perforados para la extensión del campo hacia el norte.28 Desde ese estudio, Hess y Schlumberger siguie-ron colaborando para mejorar la generación de imágenes de la estructura de fallas del campo South Arne.29

Existe un procedimiento prometedor para revelar las estructuras de fallas, que sigue un flujo de trabajo que identifica tres atributos inde-pendientes del echado sísmico, los combina para conformar un atributo global y luego utiliza un tipo de procesamiento con realce de bordes para exaltar las zonas de fallas (derecha). Los atribu-tos independientes —caos, curvatura y varianza— describen la incertidumbre estructural, la estructura y la sensibilidad de amplitud de los echados de las fallas interpretados a partir de los datos sísmicos.

Si bien el echado es difícil de estimar correctamente, los geofísicos utilizaron restricciones globales para estimarlo de manera confiable y consistente.30

El atributo de caos resulta de la incertidum-bre estructural o la variabilidad de las estimacio-nes sísmicas del echado y el azimut. Este atributo mide la calidad caótica o desordenada a partir del análisis estadístico de las respuestas sísmicas locales —las señales que cambian abruptamente son caóticas, pero las que varían en forma suave

No Sí

Volumen dedatos sísmicos

Clasificacióny validación

Detecciónde bordes

Fallas y fracturaspotenciales

• Reciprocidad• Causalidad• Consistencia• Continuidad

Restricciones entérminos de echados

Sumaponderada

¿Convergencia?

Atributos de echado• Caos• Curvatura• Varianza

Estimadorde echados

Volumende echados


> Estimación globalmente consistente de los echados para el mapeo de fallas y fracturas. El flujo de trabajo se inicia con el ingreso de los datos sísmicos (extremo superior izquierdo, púrpura) en un estimador de echados (extremo superior, azul). La comparación en función de las restricciones relacionadas con los echados (centro, amarillo) determina la convergencia. El resultado es un volumen de echados (extremo superior derecho, verde) además de tres atributos de echado (centro a la derecha, verde) utilizados para la identificación de fallas y fracturas. Los atributos de echado son sometidos a un proceso de suma ponderada y detección de bordes para generar un volumen estimado de fallas y fracturas potenciales (extremo inferior, de derecha a izquierda). Los geólogos, geofísicos y analistas de registros de pozos seleccionan y validan (extremo inferior izquierdo, naranja) estas fallas y fracturas como reales o como otros rasgos geológicos o transformaciones artificiales sísmicas.

28. Herwanger et al, referencia 26.29. Aarre V y Astratti D: “Seismic Attributes for Fault

Mapping—The Triple Combo,” presentado en el Seminario de Geofísica de la Sociedad de Exploración Petrolera de Gran Bretaña sobre Amplitudes y Atributos; Usos y Abusos, Londres, 15 al 16 de junio de 2011.

30. Aarre V: “Globally Consistent Dip Estimation,” Resúmenes Expandidos, 80a Reunión Anual de la SEG, Denver (15 al 17 de octubre de 2010): 1387–1391.

31. Randen T, Monsen E, Signer C, Abrahamsen A, Hansen JO, Sæter T, Schlaf J y Sønneland L: “Three-Dimensional Texture Attributes for Seismic Data Analysis,” Resúmenes Expandidos, 70a Reunión Anual de la SEG, Calgary (6 al 11 de agosto de 2000): 668–671.

32. Roberts, referencia 16.33. Para obtener más información sobre el procedimiento

patentado de seguimiento de las huellas de hormigas (ant tracking), consulte: Pedersen SI, Randen T, Sønneland L y Steen Ø: “Automatic Fault Extraction Using Artificial Ants,” Resúmenes Expandidos, 72a Reunión Anual de la SEG, Salt Lake City, Utah, EUA (6 al 11 de octubre de 2002): 512–515. Pedersen SI: “Image Feature Extraction,” Patente de EUA No. 8.055.026 (8 de noviembre de 2011).

34. Souche et al, referencia 24.35. La expresión “en escalón” se refiere a una disposición

escalonada o imbricada de objetos similares, bien sea a la derecha o a la izquierda del objeto de referencia.

,Mapa de diferencias de amplitud resultantes de aplicar la técnica de repetición en el campo South Arne. Este mapa (izquierda) muestra los cambios de la amplitud sísmica a lo largo del tope del horizonte Tor entre los años 1995 y 2005. Las fallas de dirección NO–SE (verde) dominan la estructura. Los colores azules indican una reducción de la intensidad de la reflexión y la gama del rojo al amarillo indica un incremento de ese parámetro. Los geocientíficos interpretan el incremento y la reducción de la amplitud de las reflexiones para indicar, respectivamente, la compactación y la dilatación del volumen de poros de la formación. La distribución de los cambios producidos en la intensidad de la reflexión es el resultado del flujo y la circulación de los fluidos de yacimiento, controlados por las fallas, durante el proceso de producción de petróleo sustentado con inyección de agua. Las orientaciones de las fallas favorecieron el colapso de la cresta estructural y la compactación (naranja y amarillo, extremo superior derecho), el flujo preferencial y el soporte de presión de los fluidos, además de la dilatación hacia los flancos de la estructura (azul, extremo inferior derecho).


5 km [3,1 mi] 2 km [1,2 mi]

N

N

Tope de la formación Tor: diferencia resultante de la técnica de repetición

Colapso de la cresta

Dilatación hacia los flancos

N

+0–

Diferencia de amplitud

Volumen 24, no.2 43

no lo son— lo que ayuda a identificar las fallas y las fracturas, que producen disrupciones en el volumen sísmico.31 El caos es un atributo inde-pendiente porque no varía con la amplitud sísmica o con la orientación del echado, lo que significa que el valor del caos será el mismo en una región de baja amplitud que en una de alta amplitud o en una región inclinada o una región plana del volu-men sísmico 3D.

El segundo atributo, el atributo de curvatura, describe la variación estructural lateral del echado. Los valores de curvatura grandes resaltan los cambios abruptos producidos en el echado y son indicadores comunes de la presencia de fallas y fracturas.32

El tercer atributo, la varianza de la amplitud, es un atributo sísmico de la familia de la coherencia.

La varianza de la amplitud revela la falta de con-tinuidad de la señal, que es útil para identificar fallas y rasgos estratigráficos.

Los tres atributos independientes —caos, cur-vatura y varianza— se combinan para conformar un atributo sísmico global, utilizando una suma ponderada de los datos de entrada independien-tes; la ponderación ecualiza cada una de las con-tribuciones, de modo que éstas afectan el atributo de salida global de un modo similar. Este volumen de atributos combinados es sometido a un proce-samiento con realce de bordes que utiliza el pro-cedimiento de seguimiento de las huellas de hormigas (ant tracking) para destacar los planos de fallas y eliminar otros rasgos no estructurales.33 El volumen sísmico resultante —un cubo de fallas— proporciona una descripción detallada

de la red de fallas asociadas con las fracturas que controlan la producción del yacimiento (izquierda). Estos detalles constituyen datos de entrada impor-tantes para los modelos de simulación de yaci-mientos y geomecánicos del subsuelo, que son utilizados por los ingenieros para pronosticar las propiedades de los yacimientos y su evolución con la producción.

Modelado de redes de fracturas con múltiples escalasIdealmente, los modelos de yacimientos deberían incluir todo lo que se conoce acerca de la geolo-gía, las propiedades de las rocas y los fluidos, y la historia de producción de un yacimiento. Las fallas y las fracturas merecen un tratamiento especial porque representan discontinuidades existentes en las rocas. Los cambios producidos en las propie-dades, cerca de las fallas y las fracturas, son tan importantes como los cambios producidos en las propiedades cerca de las superficies y los horizontes estratigráficos; límites de estratificación, secuen-cias y discordancias. La litología puede ser despla-zada en forma leve o drástica a lo largo de las fallas, en tanto que la porosidad y la permeabilidad pueden variar en sus proximidades. Las fallas y las fracturas pueden afectar los regímenes de flujo de fluidos al actuar como canales preferenciales para el flujo, si están abiertas, o como obstáculos si están selladas.

Mediante la utilización de datos sísmicos para detectar una red de fallas y fracturas, un equipo de geocientíficos de Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO), la compañía operadora, y Schlumberger llevaron a cabo un estudio de un campo carbonatado gigante situado al sudeste de Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, para determi-nar cómo captar mejor los detalles de la red sospe-chada de afectar la producción del yacimiento.34 El objetivo era representar los lineamientos sís-micos en modelos de yacimientos de la manera más completa y eficiente posible con las restric-ciones impuestas por el entorno computacional.

La producción proviene de la formación Thamama de edad Cretácico Inferior. La estruc-tura corresponde a un anticlinal extenso y suave que se alarga en dirección nordeste y es cruzado por cuatro conjuntos de fracturas identificados tanto en los datos de pozos como en los datos sís-micos 3D. El conjunto principal de fracturas de corte exhibe una orientación ONO–ESE, un corri-miento por desplazamiento de rumbo lateral derecho y un espaciamiento regular escalonado de 3 a 4 km [2 a 2,5 mi].35 Los datos muestran que el conjunto puede relacionarse con la reactivación de las fallas de desplazamiento de rumbo del basamento Precámbrico. El segundo conjunto

> Fallas y fracturas a partir del mapeo de los echados. Estas imágenes son mapas de relieve con sombras en escala de grises de la superficie por tiempo de viaje doble (ida y vuelta) al tope de la formación Ekofisk; en el esquinero inferior derecho de cada imagen, la flecha verde señala el norte. Una vista desde el sudeste de la superficie por tiempo de viaje doble (extremo superior izquierdo) muestra la estructura de tendencia NO–SE del campo South Arne, con una sección sísmica vertical en el fondo. Las otras son vistas desde el norte y corresponden a los resultados sísmicos superpues-tos sobre la superficie por tiempo de viaje doble. La amplitud de las reflexiones (extremo superior derecho) depende del contraste de las rocas a lo largo de la superficie; la amplitud en color azul muestra la polaridad de reflexión negativa producida por una reducción de la impedancia sísmica en el tope de la formación Ekofisk, que exhibe una impedancia sísmica inferior a las lutitas que la suprayacen en forma inmediata. Los echados estructurales (extremo inferior izquierdo) obtenidos del proceso de estimación de echados muestran el echado en cada uno de los puntos de la superficie y son independientes de la intensidad de la reflexión. La escala de grises indica la magnitud y la dirección de los echados y varía entre blanco y negro; el blanco indica los echados hacia el oeste y el negro, los echados hacia el este. El procesamiento de los echados con detección y realce de bordes que utiliza el procedimiento de seguimiento de las huellas de hormigas (ant tracking) acentúa las trazas de las fallas y las fracturas (amarillo y naranja, extremo inferior derecho) que atraviesan la superficie.


Tope de la formación Ekofisk: superficie en tiempo Tope de la formación Ekofisk: amplitudes

Tope de la formación Ekofisk: echados Tope de la formación Ekofisk: Ant tracking

44 Oilfield Review

tiene una orientación NO–SE y, según surge de la interpretación, corresponde al conjunto de estructuras de corte Riedel sintéticas, laterales derechas, asociadas con el conjunto principal.36

El tercer conjunto tiene una orientación N–S y, según surge de la interpretación, es el conjunto de estructuras de corte Riedel antitéticas, latera-les izquierdas. Un cuarto conjunto secundario, de

orientación NNO–SSE, está compuesto por frac-turas de extensión que se propagaron entre las fracturas del conjunto principal de fracturas de corte ONO–ESE.

> Evaluación de las estimaciones sísmicas de fallas y fracturas. Las fallas (cian) fueron interpretadas en las secciones verticales (extremo superior izquierdo) y en las secciones en profundidad (extremo inferior izquierdo) cerca de las trayectorias de los pozos; en este caso el pozo E (amarillo). Estas fallas identificadas por métodos sísmicos fueron el resultado de la estimación de los echados y del seguimiento de las huellas de hormigas y se compararon con las fallas picadas a mano a partir de los datos sísmicos (líneas rojas) y con las fallas y fracturas interpretadas de los registros de imágenes FMI (discos naranjas y rojos a lo largo del pozo E). Las fallas y fracturas interpretadas en los registros de imágenes del pozo E se representan gráficamente en una red estereográfica de una gráfica polar radial (extremo superior derecho) y en una sección de registro de pozo (extremo inferior derecho) para una comparación más detallada con otras mediciones de pozos y datos sísmicos. Los rectángulos azules y verdes del carril 1 de la sección del registro de pozo muestran los intervalos en los que las entradas de agua (azul) y petróleo (verde) en el pozo fueron detectadas durante las pruebas de registros de producción e interpretadas como asociadas con las fallas que cruzan el pozo horizontal. El carril 2 muestra los intervalos en los que se identificaron las fallas a través del procesamiento de los datos sísmicos por el seguimiento de las huellas de hormigas; los rectángulos grises marcan dónde el pozo E cruza las fallas. Las flechas de los echados del carril 3 indican la profundidad y la orientación de las fracturas observadas en el registro de imágenes FMI: el color de las flechas indica la clasificación de las fracturas; el círculo se representa en la profundidad y el echado de la fractura y la cola provee el azimut del echado de la fractura. El carril 4 (verde claro) muestra los límites de las celdas de la cuadrícula cruzados por la representación del pozo E en el modelo 3D del sistema de fracturas del yacimiento. (Adaptado de Souche et al, referencia 24.)


X 250

Rayos gamma Anttracking

Echados

Celd

as d

e la

cuad

rícul

a

MD,pies

X 500

00 140°API 90grados

X 750

Y 000

Sección vertical

0°

30°

60°

90°

120°

150°

180°

210°

240°

270°

300°

330° 90°

70°

50°

30°

10°

Gráfica polar del pozo E

Corte transversal del pozo E

Sección en profundidad

+

0

–

Ampl

itud

+

0

–

Ampl

itud

Aumento vertical de 50 veces

Pozo E

Pozo E

Falla picada a mano

Falla

Falla

Fracturas y fallas

Fractura resistivaFractura delgada

Posible falla

Volumen 24, no.2 45

El conjunto de datos para este estudio incluyó datos sísmicos migrados en tiempo antes del api-lamiento (PSTM) 3D, que fueron convertidos de tiempo a profundidad a través del yacimiento, un vasto conjunto de datos de registros de pozos con-sistente en 55 registros de imágenes y 18 registros de producción de pozos horizontales y verticales, y un modelo estático 3D del yacimiento basado en la interpretación realizada por el equipo a cargo de los activos de ADCO acerca de la geología, la estra-tigrafía, la litología, y las propiedades de las rocas y los fluidos derivadas de los análisis de registros de pozos, núcleos, petrofísicos y de fluidos.

Para extraer la información sobre fallas y fracturas a partir de los datos sísmicos PSTM 3D, el flujo de trabajo siguió un procedimiento simi-lar al utilizado para el campo South Arne; luego intervino el equipo de interpretación que com-paró los resultados sísmicos con los registros de imágenes y llevó a cabo esta tarea utilizando sec-ciones sísmicas a lo largo de las trayectorias de pozos o mapas sísmicos de cortes verticales den-tro del intervalo prospectivo o a lo largo de las secciones horizontales de los pozos horizontales. Los lineamientos sísmicos se retenían en el cubo de fallas si mostraban una concordancia estrecha con la interpretación de los registros de imáge-nes (página anterior). Los lineamientos restantes fueron explorados posteriormente para ser clasifi-cados como límites sedimentarios o como transfor-maciones artificiales resultantes de los procesos de adquisición y procesamiento de los datos sísmicos.

El equipo de trabajo incorporó el cubo de fallas verificado en el modelo de yacimientos 3D. Los desafíos que se debería abordar eran incluir y representar tantos elementos con el detalle sufi-ciente para que el modelo resultara fiel a la geología del yacimiento y significativo para los ingenieros de yacimientos; y a la vez mantener los cómputos del

modelo manejables. Para abordarlos, el equipo eli-gió un modelo híbrido utilizando una representa-ción multiescala.37 Las fracturas grandes, que se creía que controlaban el flujo de los fluidos inyec-tados en este yacimiento, fueron modeladas explícitamente utilizando una red de fracturas discretas (DFN). Las fracturas pequeñas, que se creía que incrementan la permeabilidad matricial, fueron representadas estadísticamente utilizando un modelo de fracturas implícitas (IFM). El umbral de tamaño entre las fracturas grandes y las peque-ñas dependió del tamaño de la cuadrícula: las frac-turas grandes proporcionaron conectividad dentro de las celdas y las fracturas pequeñas contribuyeron a las propiedades de las celdas. Los modelos DFN e IFM pueden combinarse y escalarse a los efectos de la simulación dinámica del yacimiento (arriba). El resultado más importante del modelo híbrido es que un modelo único da cuenta de los efectos predo-minantes de las fracturas grandes y de las contribu-ciones de las fracturas más pequeñas. El modelo híbrido también produce una aceleración conside-rable del tiempo de computación, que se reduce de horas a minutos, lo que hace posible probar diversos escenarios de desarrollo de yacimientos y sus resul-tados de producción en forma eficiente y rápida.

La observación de las fracturas en el futuroPara asegurar el éxito del desarrollo y la produc-ción de yacimientos, los ingenieros deben tener un conocimiento geológico preciso de las fracturas y las fallas naturales. El análisis de los datos sísmicos es fundamental para este proceso, y los atributos sís-micos desempeñan un rol crucial para ayudar a los intérpretes a identificar rasgos sutiles. También es vital la integración de los resultados sísmicos con las tendencias geológicas de gran escala, los datos de registros, los estudios de afloramientos y los resultados de perforación en tiempo real.

El conocimiento de los sistemas de fracturas naturales y sus orientaciones, dimensiones y pro-piedades físicas permite a los operadores planifi-car las trayectorias de los pozos de manera de intersectar estos sitios óptimos en los yacimien-tos controlados por la porosidad y la permeabili-dad de las fracturas; o evitarlos si es necesario. Y si bien la mayoría las fracturas son demasiado pequeñas para ser detectadas individualmente por las ondas sísmicas, los conjuntos y redes de fracturas pueden producir un impacto colectivo sobre la respuesta sísmica.

Las nuevas capacidades para la adquisición de datos sísmicos de alta fidelidad, el mayor almacenamiento de datos y una informática más rápida alientan la búsqueda de mapas y modelos geológicos aún más precisos para apoyar y sus-tentar las decisiones relacionadas con el desarro-llo de yacimientos, la perforación de pozos y la planificación de instalaciones e infraestructura de soporte de superficie. La ejecución de esta búsqueda requerirá formas nuevas e innovadoras de diseño de atributos sísmicos para una mejor identificación y caracterización de las fracturas presentes en los yacimientos. —RCNH

>Modelo híbrido de un sistema de fracturas naturales. El modelo híbrido combina una red de fracturas discretas (DFN) para las fracturas grandes (izquierda) con un modelo de fracturas implícitas (IFM) para las fracturas pequeñas (centro) generando una sola estructura coherente (derecha). El rescalado del modelo posibilita la comprobación eficiente de los planes de desarrollo de yacimientos y de los resultados de producción. Cada color de la gráfica DFN representa un conjunto DFN diferente. El modelo cubre un área de 33 km2 [13 mi2]. (Adaptado de Souche et al, referencia 24.)


Fracturas grandes: red de fracturas discretas

Perm

eabi

lidad

Baja

Alta

Rescalado de las propiedades efectivas de las fracturas para la simulaciónFracturas pequeñas: modelo de fracturas implícitas

Inte

nsid

ad

Alta

Baja

36. Las estructuras de corte de Riedel son estructuras secundarias que se forman en las zonas de corte e incluyen dos conjuntos conjugados de superficies de deslizamiento en escalón. El conjunto sintético presenta el mismo sentido de desplazamiento que el corte primario y se inclina formando un ángulo bajo con respecto a la dirección primaria del movimiento relativo. El conjunto antitético exhibe el sentido de desplazamiento opuesto al del corte primario y forma un ángulo alto con respecto a éste.

37. Souche L, Kherroubi J, Rotschi M y Quental S: “A Dual Representation for Multiscale Fracture Characterization and Modeling,” Search and Discovery Article 50244 (Diciembre de 2009), http://www.searchanddiscovery.com/documents/2009/50244souche/ndx_souche.pdf (Se accedió el 15 de julio de 2012).

Lee SH, Lough MF y Jensen CL: “Hierarchical Modeling of Flow in Naturally Fractured Formations with Multiple Length Scales,” Water Resources Research 37, no. 3 (Marzo de 2001): 443–455.

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Detección sísmica de fallas y fracturas sutiles - slb.com/media/Files/resources/oilfield_review/...Sabry Lotfy Mahmoud Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations Abu Dhabi, Emiratos