2 Oilfield Review

Excelentes datos sísmicos de pozos

José Luis ArroyoPEMEXReynosa, México

Pascal BretonTotalPau, Francia

Hans DijkermanShellRijswijk, Países Bajos

Scott DingwallStavanger, Noruega

Rafael GuerraVillahermosa, México

Rune HopeTotalParís, Francia

Brian HornbyMark WilliamsBPHouston, Texas, EUA

Rogelio Rufino JiménezReynosa, México

Thibaud LastennetJohn TulettFuchinobe, Japón

Scott LeaneyHouston, Texas

TK LimAberdeen, Escocia

Henry MenkitiBelle-Chasse, Luisiana, EUA

Jean-Claude PuechSergei TcherkashnevGatwick, Inglaterra

Ted Ter BurgLa Haya, Países Bajos

Michel VerliacClamart, Francia

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Phillip Armstrong, Japón; Bernard Frignet, LaDefense, Francia; Andy Fryer y Les Nutt, Houston, Texas,EUA; Kristian Jensen, Gatwick, Inglaterra; AlbertoMalinverno, Ridgefield, Connecticut, EUA; Dwight Peters,Clamart, Francia; y Mark Van Schaack, Bergen, Noruega.Q-Borehole, SWINGS, Sísmica a Través de la Columna dePerforación, VSI (herramienta Versátil de Generación deImágenes Sísmicas) y WAVE son marcas de Schlumberger.

Para entender la extensión, el contenido y el desempeño de un yacimiento, es nece-

sario integrar la información espacialmente amplia de levantamientos sísmicos de

superficie con registros geofísicos muestreados verticalmente y con otros datos del

pozo. Los levantamientos sísmicos de pozos son exclusivamente aptos para forjar

este vínculo ya que proveen con rapidez respuestas calibradas de alta resolución

para la toma de decisiones de perforación y de desarrollo de campos.

El valor de cualquier tecnología se puede evaluarpor su capacidad para reducir el riesgo. Se des-prende de este axioma que los levantamientossísmicos de pozos proveen un alto valor a losemprendimientos de exploración y producción(E&P, por sus siglas en inglés). Éstos reducen elriesgo de dos maneras muy importantes. En pri-mer lugar, suministran parámetros vitales de pro-fundidad y velocidad sísmica de los estratos a loslevantamientos sísmicos de superficie, vincu-lando eficientemente las imágenes sísmicas delos estratos con las profundidades exactas medi-das en los pozos y extendiendo la información delos mismos al volumen de la región comprendidaentre pozos. En segundo lugar, proveen imágenesindependientes de alta resolución e informaciónacerca de las propiedades elásticas de las rocaspara investigar cientos de metros alrededor delpozo y más allá de la profundidad del mismo.

El primero de estos métodos de reducción deriesgos consistía en una técnica básica de amarrea los pozos diseñada para convertir secciones sís-micas de superficie desplegadas en el dominiotemporal al dominio de la profundidad. Desdeeste humilde comienzo, los geofísicos han desa-

rrollado una amplia variedad de sofisticadas téc-nicas de calibración. Los perforadores ahora gra-fican una ubicación actualizada de la barrena(mecha, broca, trépano) de perforación sobre lasección sísmica, utilizando información de larelación tiempo-profundidad adquirida conherramientas de sísmica de pozo desplegadasdurante la perforación del pozo.1 Los geofísicospueden utilizar datos de registros geofísicos y desísmica de pozo para pronosticar la respuesta sís-mica y planificar mejores levantamientos sísmi-cos de superficie.

La información de propagación de ondas pro-vista por los levantamientos sísmicos de pozosayuda a mejorar las señales y a suprimir el ruidodurante el procesamiento de los datos sísmicosde superficie adquiridos en la misma área, mejo-rando así la calidad de los resultados de levanta-mientos nuevos o existentes y restaurando lasamplitudes verdaderas en los datos procesados.Los registros de sísmica de pozo de las ondascompresionales, P, y de corte, S, conocidos comoregistros de multicomponentes, en combinacióncon la adquisición de datos con múltiples despla-zamientos entre la fuente sísmica y los recepto-

1. Breton P, Crépin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A,Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold Ty Raikes S: “Mediciones sísmicas bien posicionadas,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 4–49.

2. La anisotropía es la variación de una propiedad del mate-rial dependiendo de la dirección en la cual se mide.Ciertas formaciones exhiben una anisotropía de veloci-dad sísmica, en la cual la velocidad medida paralela-mente a los estratos o fracturas, es diferente a lavelocidad medida perpendicularmente a los mismos.

3. Wuenschel PC: “The Vertical Array in ReflectionSeismology—Some Experimental Studies,” Geophysics41, no. 2 (1976): 219–233.Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J,Schaffner J y Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpenthe Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Inviernode 1995): 18–31.

4. Breton et al, referencia 1.

Verano de 2003 3

res, ayudan a distinguir los contrastes litológicosde los cambios del contenido de fluidos en elmedio poroso. La adquisición de sísmica de pozode multicomponentes y de múltiples desplaza-mientos entre la fuente sísmica y los receptorestambién ayuda a cuantificar los efectos direccio-nales de la propagación de ondas causados por laanisotropía de la velocidad sísmica de los estra-tos.2 La consideración de estos efectos durante elprocesamiento de datos sísmicos de superficieprovee imágenes más precisas del subsuelo.

La segunda técnica de reducción de riesgosconsiste en la generación de imágenes sísmicasde pozo. Esta técnica, también, ha recorrido un

largo camino desde los comienzos del perfil sís-mico vertical (VSP, por sus siglas en inglés)3. En laactualidad, es posible obtener imágenes sísmicassimples de datos registrados y almacenados en lamemoria de las herramientas que forman partedel arreglo de perforación de fondo de pozo, lascuales proveen a los perforadores un anticipoindispensable de los peligros que puede enfrentarla barrena, así como de la profundidad de los mar-cadores y de los estratos de interés.4

En pozos altamente desviados, las herramien-tas de sísmica de pozo, así como otras herra-mientas de registros operadas a cable,históricamente se han bajado al pozo con la

columna de perforación. Sin embargo, cuando lascondiciones de perforación demandan levanta-mientos a escala completa sin remover la sartade perforación, los levantamientos adquiridospor medio de herramientas bombeadas dentro dela columna de perforación pueden generar datossísmicos de pozos de alta calidad. Además, hoy esposible adquirir imágenes sísmicas de alta reso-lución en pozos desviados con el objetivo de refi-nar las interpretaciones de la estructura delyacimiento, delinear con exactitud las variacio-nes estratigráficas y las fallas, y ayudar en la pla-nificación y el emplazamiento de tramoslaterales de drenaje.

Este artículo presenta varios ejemplos de lasmás modernas aplicaciones de levantamientossísmicos de pozos. En primer lugar, se describenlos avances tecnológicos que hacen posible laadquisición de grandes cantidades de datos dealta calidad eficientemente y de una maneraefectiva en costos. Luego, se presentan ejemplosde campo que demuestran la capacidad de loslevantamientos sísmicos de pozos para brindarrespuestas a una amplia gama de usuarios, desdeperforadores y planificadores de pozos hastaintérpretes sísmicos, geofísicos e ingenieros.

Ventajas del pozoLos levantamientos sísmicos de superficie están-dares utilizan una fuente sísmica en o cerca de lasuperficie terrestre o marina que emite energíaque se refleja en las interfases del subsuelo y esregistrada por medio de un arreglo de receptorestambién ubicados en o cerca de la superficie(arriba a la izquierda). El volumen investigado porestos levantamientos depende de la estructura delsubsuelo, las velocidades acústicas y la disposiciónde las fuentes y receptores, que pueden desple-garse en diferentes localizaciones de superficie.

Los levantamientos sísmicos de pozos difie-ren de la sísmica de superficie en que las ubica-ciones de los receptores se hallan restringidas a

los límites de un pozo (arriba). Mientras que estarestricción limita el volumen representado por laimagen, también confiere varias ventajas a loslevantamientos sísmicos de pozos. Por ejemplo,las ondas que viajan desde una fuente ubicada ensuperficie, se reflejan en un reflector del sub-suelo y luego llegan a un receptor ubicado en elpozo, son menos atenuadas por los estratos some-ros de baja velocidad, los cuales son atravesadossólo una vez, que las ondas registradas por losreceptores utilizados en los levantamientos sís-micos de superficie que deben atravesar dichosestratos dos veces.

El pozo generalmente es un ambiente mástranquilo que la superficie, de modo que losreceptores pueden registrar datos con mejoresrelaciones señal-ruido. Los receptores sujetadosen el pozo registran multicomponentes de laenergía sísmica en la forma de ondas compresio-nales directas y de corte convertidas, mientras

que los métodos de adquisición sísmica marina yterrestre estándar registran una sola compo-nente de los datos que luego se procesa paramejorar sólo los arribos compresionales.

Los receptores ubicados en el pozo puedenregistrar los arribos descendentes directos;aquellas señales que viajan directamente desdela fuente sin reflejarse antes de alcanzar elreceptor. Los cambios en la señal directa re-gistrada en el pozo por múltiples receptores ca-librados ayudan a determinar las propiedades deatenuación de los estratos de sobrecarga.

4 Oilfield Review

VSP de incidencia vertical

Fuentes

Receptores

VSP con desplazamiento cero

Receptores

Fuente

VSP con desplazamiento

Fuente

Receptores

VSP con desplazamiento lineal

Fuentes

Receptor

Receptor

VSP 3D

> Adquisición sísmica de pozo, con un arreglo de receptores en el pozo. En un perfil sísmico vertical(VSP, por sus siglas en inglés) con desplazamiento cero (zero offset), la fuente sísmica se ubica cercade la cabeza del pozo (izquierda). Otras configuraciones de levantamiento sísmico de pozo incluyenVSPs con la fuente situada en una posición fija lejos del pozo, conocidos como VSPs con desplaza-miento (offset); con la fuente ocupando posiciones sucesivas a lo largo de una línea, designadoscomo VSPs con desplazamiento lineal (walkaway); con la fuente posicionada verticalmente sobremúltiples posiciones del receptor en un pozo desviado—denominados VSPs de incidencia vertical enEUA y México, y VSPs en pozos desviados en otras regiones del mundo—y con la fuente sísmicasiguiendo líneas de una malla rectangular o en espiral por encima del objetivo, llamados VSPs 3D.

ReceptoresFuente

> Adquisición sísmica de superficie, con unafuente sísmica en o cerca de la superficie yreceptores también posicionados en o cerca dela superficie.

5. Las ondas de tubo son múltiples de ondas que se propa-gan en forma ascendente y descendente por el fluido delpozo, y que pueden dominar la porción tardía de losdatos de formas de onda. Los hidrófonos son especial-mente susceptibles a los efectos de estas ondas porqueresponden a cambios de presión en el pozo, mientrasque los geófonos están conectados a la formación y sonmenos susceptibles.

Verano de 2003 5

El conocimiento de las propiedades de atenua-ción de las rocas ayuda a restaurar porciones deseñales perdidas durante la propagación de lasondas en los levantamientos de sísmica de pozo yde superficie. Los receptores se pueden posicio-nar precisamente a profundidades especificadasen el pozo, permitiendo a los geofísicos derivarun perfil de las velocidades de los estratos en elsitio del pozo. Esto ayuda a convertir los datossísmicos de superficie registrados en escala detiempo a escala de profundidad, de modo que lasimágenes sísmicas puedan vincularse con datosde registros geofísicos, y las posiciones de labarrena de perforación puedan graficarse en lassecciones sísmicas.

Herramientas versátiles para mejorar la adquisiciónPara Schlumberger, la base de los datos sísmicosde pozo de alta calidad reside en la herramientaVersátil de Generación de Imágenes Sísmicas VSI(arriba). Esta herramienta operada a cable con-siste en más de 20 módulos de sensores ligeros demulticomponentes, denominados transportado-res (shuttles), cuyos paquetes de sensores sedesacoplan acústicamente del cuerpo principalde la herramienta. Cada paquete de sensores sepresiona contra la pared del pozo con una fuerzade por lo menos 10 veces su peso (derecha). Estogarantiza que todas las componentes del movi-miento de las partículas en la formación sean fiel-

mente registradas, y se mejore la relación señal-ruido. El fuerte anclaje, el tamaño diminuto y eleficiente desacople del paquete de sensores delcuerpo del transportador proveen los medios pararemover el ruido armónico de la herramienta y lasondas de tubo de la respuesta sísmica.5 La herra-mienta se puede anclar en agujeros de 9 a 56 cmde diámetro [31⁄2 a 22 pulgadas].

El espaciamiento entre los transportadoresse puede configurar de 3 a 20 m [10 a 66 pies],dependiendo de los requisitos de la adquisición;la mayoría de los trabajos se llevan a cabo con unespaciamiento entre transportadores de 15 m [49pies]. En una herramienta especialmente modifi-cada, con 20 transportadores, se incrementó elespaciamiento entre los mismos a 30 m [100pies], para lograr una cobertura de 627 m [2057]con un solo disparo. El rápido despliegue delancla mecánica permite desamarrar la herra-mienta y moverla rápidamente a otro nivel parauna adquisición eficiente. El arreglo VSI sepuede combinar con otras herramientas opera-das a cable, tales como una herramienta de rayosgama para la determinación precisa de la pro-fundidad, una herramienta de inclinometría parala orientación espacial, u otras herramientas deregistros geofísicos, de generación de imágenes,o de muestreo de formaciones, para la adquisi-ción eficiente en materia de tiempo y costos delos datos. Cada transportador VSI posee un sen-sor de ubicación relativa para medir la orienta-ción de la herramienta en pozos desviados.

> Herramienta Versátil de Generación de Imágenes Sísmicas VSI de Schlumberger. Es posible configu-rar y bajar al pozo en un solo arreglo hasta 20 de estos transportadores de sensores de multicompo-nentes (arriba), dispuestos a una distancia de 3 a 20 m [10 a 66 pies] entre sí. La herramienta fue dise-ñada y construida por ingenieros de Schlumberger en el Centro de Productos SKK en Fuchinobe, Japón(abajo) y en esta fotografía se muestra desplegada en los jardines de SKK.

> Transportador VSI anclado. Cada transportadorse desacopla acústicamente del cuerpo principalde la herramienta y se presiona contra la pareddel pozo. El brazo de anclaje permite un eficazacoplamiento del sensor en pozos cuyos diáme-tros abarcan de 9 a 56 cm [31⁄2 a 22 pulgadas].

Cada paquete de sensores VSI contiene ace-lerómetros de tres ejes. La respuesta del aceleró-metro, que es plana de 3 a 200 Hz, provee unasensibilidad excelente dentro de la banda de fre-cuencia de la sísmica de pozo (arriba). El amplioancho de banda y la alta sensibilidad en frecuen-cia mejora la resolución, y la capacidad pararegistrar las frecuencias debajo de los 10 Hz,hace que las señales de esta herramienta seanespecialmente útiles para los métodos de inver-sión de impedancia acústica.

Las irregularidades del pozo pueden dificultarel anclaje de algunas herramientas sísmicas depozos, evitando el acoplamiento correcto entre elsensor y el pozo. En la herramienta VSI, cadatransportador contiene un vibrador (shaker) queprueba el acople entre los sensores y el pozomediante la emisión de un barrido de frecuenciasen la banda sísmica. Una vez anclada la herra-mienta, el ingeniero de campo activa los vibrado-res y observa la respuesta de los acelerómetros decada transportador para detectar los transporta-dores pobremente anclados. Si la herramienta sehalla adecuadamente anclada, se procede con laadquisición. De lo contrario, la herramienta semueve a otro nivel, se ancla y somete a una nuevaprueba de vibración (derecha).

Para determinar las ubicaciones correctas dela fuente y de los receptores, es necesario mode-lar la respuesta de los datos a adquirir en ellevantamiento sísmico con un modelo del sub-suelo. Los dos tipos de herramientas de mode-lado más comunes son los esquemas depropagación de frente de onda—tales como losmodelos de diferencias finitas—y los programasde trazado de rayos para visualizar los trayectosde los rayos entre las fuentes y los receptores.Una simple observación de algunos estudiosrecientes de trazado de rayos proporciona una

idea de la complejidad que entraña el diseño delos levantamientos sísmicos de pozos.

Un ejemplo de un levantamiento sísmicoterrestre efectuado en Argelia muestra los efec-tos de las capas de alta velocidad sísmica (pró-xima página, arriba). Las capas de alta velocidadcrean problemas para los levantamientos sísmi-cos de superficie y de pozo, actuando como escu-dos o deflectores para la propagación de ondas ydando lugar a lo que se conoce como “áreas dedatos malos,” donde los levantamientos no ayu-dan a dilucidar lo que está debajo de la capa dealta velocidad. Este tipo de problema puede ocu-rrir debajo de las rocas volcánicas y carbonata-

das, de las formaciones de sal y otras formacio-nes de alta velocidad. Las zonas de baja veloci-dad, tales como las capas superficiales oformaciones gasíferas, también crean problemasde propagación de ondas. Generalmente se recu-rre a los levantamientos sísmicos de pozos paragenerar imágenes que no pueden adquirirsemediante levantamientos sísmicos de superficie,o para ayudar a planificar levantamientos sísmi-cos de superficie más efectivos. El modeladoayuda a las brigadas de adquisición de datos acolocar los receptores en el pozo a profundidadesmás adecuadas y a optimizar el posicionamientode las fuentes de superficie.

El trazado de rayos en tres dimensiones per-mite a quienes planean los levantamientos avisualizar los efectos de otros obstáculos del sub-suelo y evaluar la validez de una solución simpli-ficada unidimensional (1D) o bidimensional(2D), para resolver un determinado problema desísmica de pozo, o si podría requerirse un perfilsísmico vertical 3D completo. Un ejemplo delGolfo de México muestra rayos curvándosedebajo de un bloque de sal colgante para arribara dos arreglos de receptores sísmicos ubicadosen un pozo desviado (próxima página, abajo). Losrayos directos y reflejados viajan desde una líneade posiciones de la fuente para llegar a los recep-tores sin tener que propagarse a través de la sal.

Para los levantamientos diseñados con elobjetivo de cuantificar la anisotropía de la velo-cidad, se deben satisfacer ciertos requisitos

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Frecuencia, Hz0 10 100 1000

Ampl

itud

norm

aliza

da, d

B

5

0

–5

–10

–15

–20

Sensores convencionales

Sensores VSI

> Respuesta de los acelerómetros de la herramienta VSI (en rojo); plana de 3a 200 Hz. La capacidad para registrar frecuencias por debajo del límite infe-rior de 10 Hz y por encima del límite superior de 100 Hz de los geófonos depozo tradicionales (en azul), permite a la herramienta VSI registrar datos conun amplio ancho de banda para así lograr imágenes de alta resolución.

Prof

undi

dad,

m

1000

2000

3000

3275

Tiempo, s Tiempo, s1 2 1 2

Anclaje débil

Trazas registradas Respuesta del vibrador

> Evaluación en tiempo real en el sitio del pozo para asegurar la calidad de anclaje del transportadorVSI. Los transportadores se anclan al pozo para cada nivel de la herramienta. La calidad del acopla-miento del transportador al pozo se verifica activando un vibrador dentro de cada transportador. Si eltransportador no se halla adecuadamente anclado (sombra amarilla), la respuesta al vibrador (dere-cha) es irregular y las trazas registradas (izquierda) contienen ruido.

Verano de 2003 7

especiales, tales como desplazamientos largosentre la fuente y los receptores. Del mismo modo,si las trazas han de analizarse para las caracte-rísticas de la variación de la amplitud en funcióndel desplazamiento (AVO, por sus siglas eninglés), los datos adquiridos deben contener elrango apropiado de desplazamientos. El tiemporequerido para registrar datos con desplazamien-tos largos, generalmente, se debe equilibrar conel deseo de minimizar el tiempo de equipo deperforación. El modelado durante la planifica-ción de levantamientos sísmicos permite evaluarla prioridad de estos requisitos.

Durante la programación del levantamiento,se selecciona una fuente sísmica que asegurará elcumplimiento de los objetivos del levantamiento.El contenido de amplitud y frecuencia de la señala una profundidad de interés dependen de la pro-fundidad del objetivo, de las propiedades elásti-cas de los estratos de sobrecarga, y de la fuentesísmica; cantidad y tamaño de las fuentes en unarreglo de cañones de aire, profundidad de losmismos y presión de disparo. Trabajando con suscolegas de WesternGeco, los ingenieros deSchlumberger han compilado una base de datosque incluyen más de 150 firmas (signatures) decampo lejano para numerosos arreglos de caño-nes de aire estándar y de alto rendimiento, ope-rando a varias profundidades de agua y condistintas presiones de disparo. Esta informaciónayuda a quienes planifican los levantamientos aescoger la mejor fuente para los mismos, y tam-bién permite a las brigadas de adquisición dedatos determinar las condiciones más seguraspara el despliegue de las fuentes. Las poderosasfuentes de hoy en día pueden dañar el casco de laembarcación de levantamientos sísmicos si sedisparan demasiado cerca de la misma. La infor-mación de la base de datos de las fuentes y res-puestas puede ayudar a determinar una distanciaa la cual la fuente—que generalmente se disparavarios cientos de veces en un solo levanta-miento—puede dispararse sin riesgos.6

Otra mejora en la adquisición sísmica depozos, es la capacidad para controlar la posiciónde la fuente sísmica en ambientes marinos. EnVSPs marinos con desplazamiento cero, los caño-nes de aire se despliegan desde la plataforma deperforación, y su posición es fácil de determinar.Sin embargo, para los levantamientos más com-plicados, como los VSPs con desplazamientolineal, VSPs de incidencia vertical o VSPs 3D, la

Prof

undi

dad,

m

–5000 0

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

40005000

V p, m

/s18

6853

68

Desplazamiento, m

Trazado de rayos de onda P descendente

> Trazado de rayos a través de capas de alta velocidad para modelar unlevantamiento de sísmica de pozo en Argelia. Las capas de alta velocidadcurvan los rayos (líneas anaranjadas) severamente, de modo que quienesplanifican el levantamiento deben posicionar cuidadosamente los arreglosde receptores en el pozo (x negra).

NPosiciones de la fuente

Rayos directos y reflejados

> Trazado tridimensional de rayos para un levantamiento sísmico de pozodiseñado para adquirir imágenes debajo de un bloque salino colgante en elGolfo de México. Los rayos directos (líneas azules) y los reflejados (líneasrosadas) abandonan la fuente (línea de cubos rojos) y arriban a dos arreglosde receptores en el pozo (cajas verdes).

6. Tulett JR, Duncan GA y Thompson PR: “Borehole SeismicAir-Gun Sources: What’s the Safe Distance from a Ship’sHull?,” artículo de la SPE 74177, presentado en laConferencia Internacional de la SPE sobre Salud,Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración yProducción del Petróleo y el Gas, Kuala Lumpur, Malasia,20 al 22 de marzo de 2002.

fuente se despliega desde una embarcación sís-mica, ocupando posiciones que pueden abarcargrandes distancias. Es importante saber que lafuente se halla en la posición correcta cuando sedispara. Las consecuencias de una posición ina-decuada de la fuente se traducen en datos poten-cialmente malos o en la carencia total de datos.El tiempo necesario para reposicionar la embar-cación a fin de repetir los disparos se traduce enpérdidas de tiempo de equipo de perforación y delevantamiento.

El sistema de posicionamiento y navegaciónsísmica SWINGS fue desarrollado para desplegarcon precisión el equipo de aplicaciones sísmicasde superficie en aguas someras. Éste ha sidoactualizado y adaptado para sumar una nuevafuncionalidad al control de las embarcaciones yde las fuentes en las embarcaciones utilizadaspara las adquisiciones sísmicas marinas depozos. El sistema incluye dos receptores del sis-tema de posicionamiento global (GPS, por sussiglas en inglés) de 12 canales cada uno que pro-ducen posiciones a la alta velocidad de 5 fijacio-nes de posición por segundo. La exactitud delposicionamiento de los receptores GPS utilizadosa bordo de la embarcación es mejor que 1 m [3.3pies], y determina la posición de la fuente entre3 y 5 m [10 y 16 pies]. La calidad de la mediciónde la posición de la fuente, denominada calidadde fijación de posición, se registra como un factorde control de calidad.

El sistema de navegación incluye un desplie-gue de la posición del timonel para indicar enforma continua la posición de la embarcaciónrelativa al punto de disparo. Los puntos de dis-paro se representan dentro de un círculo queindica la distancia máxima aceptable a la quepuede hallarse la embarcación respecto del cen-tro del círculo para que el disparo dé en el blanco(arriba). Si la embarcación se halla dentro deeste círculo, el punto de disparo se representa encolor verde, lo que significa que si se dispara se

dará en el blanco. Si la embarcación se desvía dela posición deseada, el punto de disparo apareceen rojo, lo que significa que el disparo se alejarádel blanco (abajo).

El sistema SWINGS también posee un vínculode telemetría de ultra alta frecuencia (UHF, porsus siglas en inglés) que transmite la posición dela fuente y la calidad de fijación de posición a launidad de adquisición de registros montada en laplataforma de perforación, donde se visualiza lainformación para el control de la calidad. Laposición de la fuente se transmite inmediata-mente a la unidad de adquisición de datos ope-rada a cable y se graba junto con las trazas de los

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Cañónde aire

Herramienta desísmica de pozo

Círculoobjetivo

> Ubicación de la embarcación fuente sobre una herramienta de sísmica depozo para un VSP de incidencia vertical. La embarcación debe navegar yposicionarse exactamente sobre el receptor, para todas las posiciones que elarreglo de receptores tome en el pozo.

> Despliegue del sistema de posicionamiento y navegación sísmica SWINGS (arriba a la izquierda),que muestra dos puntos de posición de la fuente apuntado hacia el objetivo (x verde) y uno haciafuera del objetivo (x roja). El círculo indica la distancia máxima del punto de posición planificado de lafuente al que puede hallarse la embarcación para que un disparo se considere dentro del objetivo.

datos sísmicos adquiridos. Este apareamiento entiempo real de los datos de navegación con losdatos sísmicos de fondo de pozo evita la necesi-dad de realizar esta ardua y demorosa tarea enun centro de cómputos.

En el sitio del pozo, los geofísicos utilizan elsistema de procesamiento WAVE Q-Boreholepatentado por Schlumberger para procesar VSPsy entregar rápidamente resultados de alta cali-dad. Con el procesamiento WAVE, los geofísicosde campo pueden asegurar la calidad de los datosadquiridos de tres componentes, generar gráficasde velocidad, y de la relación tiempo-profundi-dad, procesar levantamientos con desplaza-miento cero y de incidencia vertical a través delapilamiento de corredores y de la inversión deimpedancia acústica, graficar campos de ondasrotadas y generar informes.7 Si se lo requiere, losdatos de los grandes levantamientos se puedencomprimir para reducir los tiempos de transmi-sión de datos desde el sitio del pozo hacia el cen-tro de cómputos.

La nueva herramienta de adquisición sísmicade pozo VSI, combinada con el sistema SWINGSde posicionamiento de la fuente y la capacidad deprocesamiento en el sitio del pozo mediante elsistema WAVE forman parte del conjunto de servi-cios conocido como sistema integrado de sísmicade pozo Q-Borehole. Equipados con estas mejora-das herramientas, los geofísicos de Schlumbergerahora pueden adquirir datos sísmicos de pozo dealta calidad de manera más efectiva en materiade costos que antes. El personal especialmenteentrenado en sísmica de pozo puede realizar unprocesamiento sofisticado, tal como inversión sís-

Verano de 2003 9

mica, en el campo. Estas herramientas han sidodesplegadas en varias regiones y ambientes, yestarán disponibles en el mundo entero muypronto. El resto de este artículo contiene ejem-plos que muestran cómo el nuevo sistema proveesoluciones a los perforadores, planificadores depozos, intérpretes de sísmica y a otros profesiona-les geocientíficos.

Respuestas para los perforadoresLos levantamientos sísmicos de pozos puedenayudar a los perforadores a identificar horizontesy objetivos en una región más allá o alrededor dela trayectoria del pozo. Estos levantamientosdenominados VSPs para observar delante de labarrena (look-ahead VSPs), se adquierendurante interrupciones del proceso de perfora-ción. Si se adquieren y procesan rápidamente,estos VSPs proveen información vital acerca delos objetivos y de los peligros potenciales conanticipación suficiente para influenciar las deci-siones de perforación.

El amplio ancho de banda y la alta relaciónseñal-ruido de los levantamientos sísmicos depozos mejoran la resolución vertical en compara-ción con los resultados sísmicos de superficie. Sinembargo, debido a que estos levantamientos VSPven más allá de la profundidad del fondo de pozo,

más allá de cualquiera de los receptores, experi-mentan las mismas incertidumbres de la conver-sión de tiempo a profundidad que conllevan lasimágenes sísmicas de superficie. Además de laadquisición de las trazas del VSP para generarimágenes de reflectores, se requieren variospasos para asegurar una conversión de tiempo aprofundidad precisa a fin de obtener una imagenconfiable delante de la barrena.

En primer lugar, la adquisición debe registrartanto las frecuencias bajas como las altas.Mientras que el contenido de alta frecuencia esimportante para resolver las característicaspequeñas, la porción de baja frecuencia de laseñal describe el aumento general de velocidaden función de la profundidad, lo cual es vital paraposicionar las imágenes adquiridas en la profun-didad correcta. Para invertir los tiempos dearribo y amplitudes registrados en un perfil deimpedancia acústica, se requieren información einferencias adicionales a fin de constreñir lasvelocidades delante de la barrena a valores razo-nables. Éstas típicamente provienen de las rela-ciones estimadas de la mayor compactación desedimentos en función de la profundidad, y delaumento de la velocidad y de la densidad amedida que aumenta la compactación. Los levan-tamientos VSP con desplazamiento lineal pueden

proveer la información de velocidad de baja fre-cuencia que no proveen los VSPs con desplaza-miento cero.

En un caso, un operador en el mar del Norteenfrentó incertidumbres de perforación en unpozo de exploración vertical. Luego de perforadoel pozo hasta una profundidad que se creía cer-cana a 500 m [1640 pies] de la profundidad totalfinal (PT final) las distancias a tres horizontesobjetivo aún eran desconocidas. Para ver másallá de la profundidad del pozo, de 3825 m[12,546 pies], se corrió un VSP intermedio utili-zando una fuente sísmica ubicada en la plata-forma de perforación y una herramienta VSI. Ellevantamiento tomó 7 horas, incluyendo montajey desmontaje de la herramienta, para adquirir123 niveles de datos. El personal deSchlumberger procesó los datos en el sitio delpozo utilizando el programa de computación deprocesamiento de campo WAVE; se enviaron for-mas de onda apiladas a la oficina más cercana deSchlumberger para su posterior procesamiento einversión. Los resultados finales estuvieron dis-ponibles a las pocas horas (arriba).

PT final

PT intermedia

Tray

ecto

ria d

el p

ozo

Sección sísmica de datos de superficie

3825 m

4247.5 m

PT final

Objetivo 3

Objetivo 2

Objetivo 1

PT intermedia

Campo de onda ascendente(filtro de corte alto a 30 Hz)

Corredor deapilamiento VSI

Corredor de apilamiento VSI insertadoen una sección sísmica de superficie

Rayos gamma

Impedanciaacústica

> Mejoras en los resultados de la sísmica de superficie con un VSP intermedio para observardelante de la barrena, adquirido con una herramienta VSI. Dicho VSP, adquirido a una profundi-dad de pozo intermedia (centro), muestra tres importantes eventos delante de la barrena y pre-dice una PT final de 4247.5 m [13,932 pies]. La PT final se alcanzó a 4245.5 m [13,925 pies], dentrode los 2 m [7 pies] de la profundidad pronosticada por el VSP intermedio.

7. Un corredor de apilamiento es una suma o apilamientode trazas del VSP procesadas para realzar las reflexio-nes primarias y luego transformarlas en tiempo de trán-sito doble (ida y vuelta).

El conjunto de datos del VSP mostró tres even-tos importantes más allá de la profundidadcorriente del pozo, y la inversión restringió enforma precisa las profundidades de aquellos obje-tivos, a la vez que predijo una PT final del objetivode 4247.5 m [13,932 pies]. Los resultados provis-tos por la herramienta VSI se utilizaron paratomar la decisión de bajar la tubería de revesti-miento corta (liner) y luego perforar la secciónfinal para alcanzar los objetivos. La PT final sealcanzó a 4245.5 m [13,925 pies] dentro de los 2 m[7 pies] de la profundidad pronosticada por elVSP intermedio. Un VSP final llevado a cabo luegode concluida la perforación, convalidó los resulta-dos de la inversión del VSP intermedio (arriba).

En otro caso ocurrido en tierra, el operadorestaba perforando en busca de gas almacenado aaltas profundidades y a alta presión. El éxito y la

seguridad de la perforación dependían de lacapacidad para seguir la posición de la barrenaen una sección sísmica, donde la formación quecontenía gas se hallaba claramente visible. Sinembargo, a las profundidades en cuestión—mayores de 4500 m [14,760 pies]—la conversióntiempo-profundidad de los datos sísmicos desuperficie posee muchas incertidumbres. Antesde perforar, la incertidumbre en la profundidaddel objetivo se estimaba en ± 250 m [± 820 pies].Como una complicación adicional, se sospechabaque gran parte de los estratos de sobrecarga erananisotrópicos, con velocidades horizontales másaltas que las velocidades verticales. Si se ignorala anisotropía, ésta colabora con la incertidum-bre en la conversión tiempo-profundidad y afectala calidad y precisión de la imagen sísmica.

Se programó un VSP intermedio que permi-tiese observar delante de la barrena, con el obje-tivo de obtener un campo de velocidadactualizado para mejorar la conversión tiempo-profundidad y ajustar la profundidad del objetivolo suficientemente rápido de modo de permitirque la perforación se llevara a cabo sin peligro.Se determinó que, con un procesamientourgente, los datos se podrían adquirir y procesaren tan sólo 24 horas. A una posición cercana a1500 m [4920 pies] por encima del objetivo y uti-lizando una herramienta VSI que incluía 12transportadores, se adquirieron un VSP interme-dio con desplazamiento cero para observardelante de la barrena y un VSP con desplaza-miento lineal con una extensión de 12 km [7.2

millas] (abajo). El levantamiento con desplaza-miento lineal ayudó a crear una imagen 2D inde-pendiente de la estructura geológica en el áreaobjetivo, y también contenía datos correspon-dientes a los desplazamientos largos con infor-mación acerca de la anisotropía de los estratosde sobrecarga que mejoraría la prediccióndelante de la barrena.

El primer VSP intermedio, adquirido al mismotiempo que el levantamiento con desplazamientolineal y procesado utilizando velocidades de api-lamiento y otros datos del levantamiento con des-plazamiento lineal, redujo la incertidumbre de laprofundidad a ± 75 m [± 246 pies]. Un segundoVSP intermedio adquirido 200 m por encima de laprofundidad del objetivo estimada por el levanta-miento con desplazamiento lineal redujo la incer-tidumbre a ± 10 m [± 33 pies]. La información deregistros adquiridos durante la perforación a lolargo de los últimos 200 m proveyó una buenacorrelación de los registros de resistividad y derayos gamma con los de un pozo cercano, redu-ciendo la incertidumbre a ± 5 m.

El conjunto de datos del VSP con desplaza-miento lineal contenía más información acercade las variaciones de velocidad de longitud deonda larga y podía procesarse para predecir laprofundidad del objetivo con menos incertidum-bre.8 En un primer paso del procesamiento de losdatos del VSP con desplazamiento lineal se uti-lizó un modelo de velocidad anisotrópica simpli-ficado con isotropía transversal vertical (VTI, porsiglas en inglés); cada capa plana poseía veloci-

10 Oilfield Review

Tiem

po, s

2.43

3.63

Velocidad2000 6000m/s

Inversión delVSP intermedio

VSP final

VSP intermedio

VSP intermedioa 3825 m

PT final a 4245.5 mPT final pronosticadaa 4247.5 m

> Comparación entre los modelos de velocidadobtenidos de VSPs realizados a una profundidadintermedia y a la PT final. Las velocidades deri-vadas de los tiempos de tránsito del VSP inter-medio (en azul) y del VSP final corrido a PT (enverde) se superponen encima de la PT interme-dia. Las velocidades inferidas de la impedanciaacústica obtenida por inversión del VSP interme-dio (en rojo) se muestran en bloque, pero son losuficientemente útiles para pronosticar la ten-dencia de la velocidad entre la profundidad inter-media y la PT final.

0

1500

3000

4500

HerramientaVSI a 3000 m

8 km 4 km

250 m

Profundidad, m

> Configuración de un levantamiento terrestre con desplazamiento linealpara observar delante de la barrena, con posiciones de la fuente a lo largo deuna línea de 12 km [7.2 millas] de extensión, objetivo a 4500 m [14,760 pies] deprofundidad, y la herramienta VSI con 12 transportadores espaciados a 15.12m [50 pies] de distancia, desplegada a 1500 m [4920 pies] por encima del obje-tivo. La incertidumbre en la profundidad del objetivo era de ± 250 m [± 820pies] antes de adquirir el VSP para observar delante de la barrena.

8. Para ver otros ejemplos que muestren cómo los datos deun VSP con desplazamiento lineal y con información dedesplazamiento lejano ayudan a reducir la incertidumbreacerca de las propiedades de la formación, consulte:Malinverno A y Leaney WS: “Monte Carlo Bayesian Look-Ahead Inversion of Walkaway Vertical Seismic Profiles,”presentado en la 64ta Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la incerti-dumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003):2–17.

Verano de 2003 11

dades verticales y horizontales que permanecíanconstantes dentro de los estratos de sobrecarga ypor debajo de los mismos, y podían describirsemediante dos parámetros anisotrópicos. Losresultados de este paso del procesamiento fueronentregados al cliente a través de un sitio segurode la Red dentro del tiempo requerido (arriba).Una vez alcanzada la profundidad total, se deter-minó que esta predicción, hecha a partir de una

profundidad intermedia del pozo, a unos 1500 mpor encima de la zona de interés, estaba dentrode los 58 m [190 pies] del objetivo.

Desde entonces, se han implementado mejo-ras al programa de procesamiento, y ahora es posi-ble realizar un escaneo automático de los datospara dar cuenta de la anisotropía en función de laprofundidad. Mediante el reprocesamiento utili-zando un modelo de velocidad anisotrópico en

función de la profundidad, derivado de los datosdel VSP con desplazamiento lineal, los geofísicosahora saben que dichos datos podrían haber pro-nosticado la PT dentro de los 5 m a una distanciade 1500 m por encima del objetivo. Los VSPs inter-medios con desplazamiento lineal que se ejecutenen el futuro podrán procesarse del mismo modopara mejorar las predicciones delante de labarrena y reducir los riesgos de perforación.

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Profundidad

Magnificación de alta resolución

Intervalo de tiempodel desplieguemostrado más abajo

Velocidad de apilamiento

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Velocidad de apilamiento

> Predicción de la profundidad del objetivo a partir del análisis de velocidad de un VSP con desplazamiento lineal adqui-rido a 1500 m [4920 pies] por encima del objetivo (arriba). La información adicional del levantamiento, correspondiente alos desplazamientos largos, redujo la incertidumbre en la predicción de la profundidad del objetivo a aproximadamente± 58 m, mientras que el VSP con desplazamiento cero predijo la profundidad del objetivo con una aproximación de ± 200m [656 pies]. La incertidumbre de 58 m corresponde al tamaño del contorno naranja más oscuro en la gráfica de veloci-dad de apilamiento en función del tiempo (recuadro a la derecha). Este resultado del procesamiento preliminar, suminis-trado al cliente dentro de las 24 horas de efectuado el levantamiento, se obtuvo asumiendo un modelo anisotrópico,pero con isotropía transversal vertical (VTI, por sus siglas en inglés) invariable en función del tiempo—o de la profundi-dad—debajo del receptor. La predicción de la profundidad del objetivo a partir del análisis de velocidad de los datos delVSP con desplazamiento lineal se mejora si se emplea una velocidad anisotrópica más compleja (abajo). Después dealcanzar la profundidad total, se optimizó el esquema de procesamiento del VSP. Asumiendo anisotropía variable en fun-ción del tiempo —o la profundidad—debajo del receptor, la incertidumbre en la predicción de la profundidad del obje-tivo se redujo a ± 5 m [± 16 pies] (contorno naranja). Este nuevo método ahora se puede aplicar a otros VSPs con des-plazamiento lineal adquiridos para observar delante de la barrena, a fin de efectuar predicciones rápidas.

Mejoramiento de las imágenes en los proyectos de desarrolloLos geocientíficos que trabajan en proyectos dedesarrollo de campo deben identificar los objeti-vos prometedores dentro del alcance de los pozosexistentes. En muchos casos, las trampas conacumulaciones obvias ya han sido perforadas.Las demás reservas se hallan contenidas en luga-res más pequeños y con características sutilesque pueden ser elusivas en las imágenes sísmicasde superficie convencionales. Las imágenes delos levantamientos sísmicos de pozos detectanpequeñas estructuras y cambios estratigráficospoco definidos, y ayudan a los equipos a cargo de

los activos de las compañías operadoras a empla-zar los pozos desviados con mayor confiabilidad.

En un ejemplo del Mar del Norte, se planificóun pozo de desarrollo desviado para que pene-trara un objetivo identificable en los datos sísmi-cos de superficie existentes (arriba, a laizquierda). Antes de perforar, los planificadoresdel pozo necesitaban confirmar la posición y elechado (inclinación, buzamiento) del horizontede interés y de las características estructuralesvecinas. La conversión tiempo-profundidad ini-cial de la imagen sísmica de superficie dependía

de la información de un pozo vertical vecino. Sinembargo, las variaciones laterales de la velocidadlimitan la exactitud de la conversión de la sís-mica de superficie a escala de profundidad.Dependiendo de la complejidad geológica, unaconversión tiempo-profundidad que era exactaen el pozo de control puede alejarse decenas demetros donde el pozo de desarrollo desviadopenetra el objetivo. Una imagen del VSP permitióreducir la incertidumbre mediante la generaciónde una imagen clara de la región ubicada debajodel pozo.

12 Oilfield Review

Imagen sísmica de superficieTi

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3.000

Trayectoria del pozo

> Trayectoria de un pozo de desarrollo direccional en el Mar del Norte. El pozo altamente desviado (línea azul) estaba programado para penetrarun objetivo inclinado, identificado en la sísmica de superficie.

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3.000

VSP de incidencia vertical

Fallas

Echado del objetivo refinado

> Imagen de alta resolución de sísmica de pozo que ilumina un objetivoubicado debajo de la trayectoria del pozo y que revela fallas pobrementeidentificadas en la sección sísmica de superficie. En la imagen del VSP, elhorizonte de interés aparece menos continuo, con una posición de lacresta y echados diferentes a los observados en la sección sísmica desuperficie.

Verano de 2003 13

Un levantamiento sísmico de pozo de inciden-cia vertical de 210 niveles, adquirido en 111⁄2horas proveyó datos para refinar la interpretaciónestructural en las cercanías del pozo. La imagensísmica de pozo de alta resolución ilumina el volu-men de subsuelo situado debajo de la trayectoriadel pozo y revela claramente las fallas que pasandesapercibidas en la imagen sísmica de superficie(página previa, a la derecha). El echado, la conti-nuidad y la extensión del horizonte de interésdeterminados a partir de la imagen del VSP sonsignificativamente diferentes a los observados enlos datos sísmicos de superficie.

Una compañía operadora en el sector britá-nico del Mar del Norte necesitaba adquirir unVSP para el control de la velocidad sísmica y de laadquisición de imágenes de alta resolución de losreflectores de interés situados debajo del pozo. Elpozo desviado original había contactado sólo unasección delgada y acuñada del yacimiento, demodo que se programó una desviación de la tra-yectoria del pozo para cruzar el yacimiento dondese presumía poseía mayor espesor (abajo). Sinembargo, en algunas partes, el pozo existente sehabía desviado hasta 60º, y por lo tanto, no serecomendaba la adquisición de registros conherramientas operadas a cable convencionales.La bajada de la herramienta VSI mediante lacolumna de perforación habría requerido laremoción de la misma.

En cambio, el arreglo VSI se bombeó dentrode la columna de perforación utilizando el servi-

cio de Sísmica a Través de la Columna dePerforación, y los sensores se acoplaron a la tube-ría de perforación (arriba). Entre los niveles deadquisición del VSP, la reciprocación de la tuberíay una circulación de lodo limitada ayudan a preve-nir el aprisionamiento de la columna de perfora-ción. Con la herramienta VSI fue posiblecompletar un VSP de incidencia vertical de 160niveles en sólo 7 horas, incluyendo las maniobrasde montaje y desmontaje. El sistema de navega-ción sísmica SWINGS ayudó a garantizar el posi-cionamiento preciso de la fuente. La calidad de losdatos fue muy buena, a pesar de que los mismos

fueron adquiridos a través de la columna de perfo-ración y de la tubería de revestimiento de 133⁄8 pul-gadas. El procesamiento se llevó a cabo en el sitiodel pozo con el programa de computación WAVE, ylas formas de onda apiladas y comprimidas fueronenviadas por correo electrónico a la oficina paraun procesamiento más elaborado.

El VSP proveyó información actualizada de lavelocidad para reposicionar la trayectoria delpozo en la imagen sísmica de superficie (abajo).La información de la relación tiempo-profundi-dad proveniente del VSP originó una modifica-ción de la trayectoria del pozo y del amarre

3000

4000

5000

Pozo ADesviación de la

trayectoria del pozo

Sección de interés Sección de lutitasSección de areniscas

Prof

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ar, p

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> Sección transversal de capas que incluye un intervalo delgado del yaci-miento, interceptado por el Pozo A altamente desviado en el sector britá-nico del Mar del Norte. Se programó una desviación de la trayectoria delpozo para penetrar lo que se creía era la parte más gruesa del yacimiento,sin embargo, antes de llevar a cabo la desviación de la trayectoria delpozo, se efectuó un VSP de incidencia vertical para generar imágenesmás claras del yacimiento.

Paquete de sensoresde 3 ejes

Columna de perforación

Pared del pozo

> Arreglo VSI, bombeado dentro de la columna de perforación y anclado dentro de la sarta de perfo-ración, para adquirir un VSP intermedio de incidencia vertical sin tener que extraer la sarta de perfo-ración. La herramienta VSI adquirió datos de alta calidad aun a través de la columna de perforación yde una tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas de diámetro.

Trayectoria del pozo después del VSPTrayectoria del pozo antes del VSP

1.00

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Nueva trayectoria del pozo enla sección sísmica de superficie

1.25

10 CDP

> Trayectorias del pozo original (en naranja) y actualizada (en rojo), des-plegadas en la imagen sísmica de superficie. La información de la rela-ción tiempo-profundidad del VSP vinculó la PT del pozo con un reflectormás profundo en la sección sísmica que lo obtenido por la conversiónoriginal de tiempo a profundidad. Las trazas azules representan el corre-dor de apilamiento, o las reflexiones del VSP extraídas a lo largo delpozo. La escala horizontal se refiere a los puntos comunes de reflexión(CDP, por sus siglas en inglés).

sísmico al nivel de la PT del pozo, con una PT ver-dadera en un reflector sísmico encontrado a untiempo más tardío de lo que se supuso original-mente. La imagen sísmica de alta resoluciónobtenida del VSP de incidencia vertical revelódetalles estratigráficos y estructurales que noson evidentes en la imagen sísmica de superficieoriginal (arriba). Se identificaron fallas y acuña-mientos adicionales que podrían afectar el éxitodel pozo desviado propuesto y la producción sub-siguiente. Se han adquirido levantamientos conel servicio de Sísmica a Través de la Columna dePerforación similares en pozos con desviacionesde 7 a 90º.

En la prolífica provincia de gas de la cuencade Burgos en el norte de México, PEMEX estáreactivando el campo Cuitláhuac (derecha). Elcampo que cubre una extensión de 200 km2 [78millas2] ha estado produciendo de las areniscasdel Oligoceno desde 1951. Este campo se com-pone de cerca de 20 paquetes de areniscas quepresentan fallas normales de rumbo noroeste asudeste. Cada bloque de fallas actúa como unárea de producción separada, y posee diferentespresiones y variaciones de velocidad sísmica.

Los ingenieros de PEMEX optaron por nuevatecnología que les ayudara a identificar las áreasno drenadas y tuvieron éxito con los resultadosobtenidos con el sistema de adquisición sísmicade pozo VSI. Utilizando velocidades P y S e impe-dancias acústicas derivadas de VSPs con despla-zamiento cero y con desplazamiento, losintérpretes esperan poder seguir la litología y lasareniscas con hidrocarburos para asistir el futuroemplazamiento de pozos. La herramienta VSIregistra el movimiento de onda con tres compo-

nentes de alta fidelidad, produciendo campos deonda P y S precisos aun cuando el tipo de fuentey la geometría de la adquisición no resulten favo-rables.9 Un ejemplo del campo Cuitláhuac mues-tra fuertes señales de corte provenientes de unafuente vibratoria, diseñada para emitir sóloondas P, en una geometría con desplazamiento

cero y con capas casi planas (próxima página,arriba). Los paneles de los datos de corte mues-tran la onda P descendente esperada y las ondasP convertidas a ondas S descendentes y ascen-dentes. Además, se observa una onda S propa-gándose directamente desde la fuente junto conlas reflexiones S.

14 Oilfield Review

0.50

0.75

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1.25

1.50

VSP de incidencia vertical Imagen sísmica de superficie

Acuñamiento

Falla Falla

10 CDP10 CDP

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> Imagen sísmica obtenida a partir del VSP de incidencia vertical, que exhibe mayor resolución debajo del pozo desviado que laimagen sísmica de superficie. La imagen del VSP (izquierda) realza fallas y acuñamientos estratigráficos que no se observan en laimagen sísmica de superficie original (derecha).

Cuencade Burgos

E S T A D O S U N I D O SD E A M É R I C A

A M É R I C A C E N T R A L

M É X I C O

Campo Cuitláhuac

Ciudad de México

> El campo Cuitláhuac, en la cuenca de Burgos, México, se encuentra produciendo desde 1951. LosVSPs de multicomponentes adquiridos en el campo Cuitláhuac ayudan a PEMEX a identificar los com-partimientos del yacimiento con hidrocarburos pasados por alto.

Verano de 2003 15

El procesamiento de los datos del VSP condesplazamiento cero para las reflexiones P a P ylas reflexiones S a S genera dos corredores deapilamiento que se pueden comparar con sismo-gramas sintéticos computados a partir de datosde ondas compresionales y de corte derivados delregistro sónico dipolar y calibrados con las velo-cidades VSP (derecha). La excelente correspon-dencia entre ambos indica que el modelo deimpedancia acústica utilizado se ajusta a las pro-piedades de las capas en las proximidades delpozo, y que se pueden utilizar las amplitudes sís-micas de incidencia normal para inferir las pro-piedades del yacimiento en este campo.

500 1000 1500 2000 2500 3000

Distancia, m

500 1000 1500 2000 2500 3000

Distancia, m500 1000 1500 2000 2500 3000

Distancia, m

Onda P directa,descendente

Onda Pdescendenteconvertida aonda S

Onda S directa,descendente

Reflexión S a S

Ondas P de la componente vertical Ondas S (Mínima) Ondas S (Máxima)

Ondas compresionales y de corte de alta fidelidad a partir de una fuente de onda P

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2.5

> Datos de multicomponentes de un VSP de pozo vertical con desplazamiento cero, procesado para generar campos de ondas P y S. La configuración de laadquisición, con la fuente ubicada cerca del equipo de perforación y los receptores posicionados en un pozo vertical, no es lo ideal para registrar la ener-gía de onda de corte. Sin embargo, la herramienta VSI adquiere excelentes datos de multicomponentes. La componente vertical (izquierda) contiene arri-bos de onda P. Las dos componentes horizontales de la herramienta han sido matemáticamente rotadas para producir componentes alineadas con la direc-ción de la energía mínima (centro) y máxima (derecha) de las ondas S.

Prof

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Corredor deapilamiento P

P Sintética

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Impedanciaacústica P

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Impedanciaacústica SS SintéticaCorredor de

apilamiento S

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> Comparación entre los corredores de apilamiento, sismogramas sintéticos y modelos de impedanciaacústica del VSP de PEMEX para los campos de ondas P y S. La coincidencia de alta calidad entre losdatos del corredor de apilamiento y los sismogramas sintéticos muestra que el modelo de impedanciaacústica es una buena representación de las propiedades elásticas del subsuelo.

9. Armstrong P, Verliac M, Monroy N, Ramirez HB y LeiteAO: “Shear Wave Applications from Zero-Offset VSPData,” presentado en la 63ra Conferencia y ExhibiciónTécnica de la EAGE, Amsterdam, Holanda, 11 al 15 dejunio de 2001.

Los datos del VSP con desplazamiento tam-bién fueron procesados para producir imágenesdel subsuelo. Una imagen muestra las reflexionesP a P estándar, mientras que la otra muestra lasreflexiones P a S. Ambas muestran una buenacoincidencia con la sección sísmica de superficieen el sitio del pozo (arriba).

PEMEX planifica utilizar la información de laimpedancia acústica y las velocidades P y S deri-vadas de estos y otros VSPs con desplazamientocero y con desplazamientos para constreñir lasinterpretaciones de la litología y del contenido defluidos a partir de los datos sísmicos de superficieexistentes, al igual que nuevos levantamientos

sísmicos de multicomponentes que están siendoadquiridos actualmente. Se espera que la infor-mación de la velocidad y atenuación del VSPayude en el procesamiento de los levantamientosde superficie de multicomponentes y brinde unpanorama más claro de los hidrocarburos pasa-dos por alto en el campo Cuitláhuac.

16 Oilfield Review

Comparación entre la sección sísmica de superficie y las imágenes del VSP con desplazamiento

380 m

Sección sísmica de superficie conimagen de reflexiones P a S del VSP

720 m

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2.8

Sección sísmica de superficie conimagen de reflexiones P a P del VSP

> Comparación entre la sección sísmica de superficie y las imágenes del VSP con desplazamiento, derivadas de las reflexiones P a P y de las reflexiones Pa S. Las areniscas productivas se muestran en color amarillo donde éstas interceptan al pozo. Una falla regional se muestra en color rojo. Las imágenesdel VSP dan indicaciones más claras de fallas de menor escala (en azul) y reflexiones interrumpidas que sólo se insinúan en la sección sísmica de superfi-cie (recuadro). La imagen derivada de las reflexiones de ondas S (derecha) posee una resolución vertical más alta, y por lo tanto capta características demenor escala que la imagen derivada de las reflexiones de ondas P (izquierda).

Verano de 2003 17

Indicadores de hidrocarburosEn un campo marino de aguas profundas enNigeria, los exploradores de TotalFinaElf—ahoraTotal—se hallaban en la situación envidiable deevaluar una estructura que según varios intérpre-tes geofísicos podría contener hidrocarburos. Laexpresión sísmica de superficie del domo pre-senta amplitudes bajas y débiles en reflexionesde trazas correspondientes a los desplazamientos

cortos, y amplitudes altas y acentuadas en refle-xiones de trazas asociadas con los desplazamien-tos largos (arriba). Esta variación de la amplituden función del desplazamiento (AVO, por sussiglas en inglés)—a veces conocida como varia-ción de la amplitud en función del ángulo (AVA,por sus siglas en inglés)—es característica demuchas areniscas con hidrocarburos.10 Sin

Amplitudes débiles Amplitudes fuertes

Área opaca Área brillante

Apilado de ángulo cercano, 0 a 20˚ Apilado de ángulo ultra lejano, 40 a 60˚

Cubo de ángulo cercano, 0 a 20˚ Cubo de ángulo ultra lejano, 40 a 60˚

> Estructura con forma de domo situada en aguas profundas de Nigeria y explorada por TotalFinaElf,que exhibe una fuerte variación de la amplitud en función del desplazamiento (AVO). Una sección sís-mica a través de un cubo 3D que contiene reflexiones de sólo desplazamientos cortos (arriba a laizquierda) muestra amplitudes bajas y débiles en una banda plana cerca de la cresta del domo. Una sección sísmica a través del cubo 3D que contiene desplazamientos largos (arriba a la derecha)muestra amplitudes fuertes y altas. Un corte de tiempo a través del cubo de desplazamiento cercano(abajo a la izquierda) indica amplitudes bajas (área opaca) a través de toda la sección circular deldomo. El corte de tiempo al mismo valor de tiempo a través del cubo de desplazamiento lejano (abajoa la derecha) indica amplitudes altas (área brillante) a través de la sección del domo.

10. Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S y Skidmore C:“Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5,no. 1 (Enero de 1993): 42–50.Leaney WS, Hope RR, Tcherkashnev S y Wheeler M:“Long-Offset AVO and Anisotropy Calibration DeepOffshore Nigeria,” presentado en la 64ta Conferencia yExhibición Técnica de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30de mayo de 2002.

embargo, las areniscas con agua pueden poseeruna señal similar (izquierda).

Afortunadamente para TotalFinaElf, el pozode exploración encontró reservas de aceite(petróleo) significantes. El siguiente desafío con-sistía en utilizar mediciones de pozos para opti-mizar la perforación del pozo de evaluación yayudar a desarrollar el campo con menos riesgos.Esto significó seguir la información litológica yde los fluidos fuera del pozo mediante la vincula-ción del comportamiento sísmico AVO con loscambios petrofísicos.

Las características del fluido y de la forma-ción que se pueden extraer de las mediciones depozos constituyen constreñimientos vitales parala interpretación de las respuestas AVO. Los cam-bios en las características del fluido y en la for-mación lejos del pozo se pueden inferircomparando las mediciones AVO verdaderas conlas respuestas modeladas. Si alguno de los estra-tos de sobrecarga exhibe anisotropía, ésta debeincluirse en el modelo. La anisotropía afecta elángulo de propagación y de reflexión de las seña-les sísmicas, y por lo tanto afecta la interpreta-ción AVO.

Los levantamientos VSP con desplazamientoslargos proveen información AVO basada en elpozo, mientras que los registros de densidad y losregistros sónicos del pozo de las velocidadescompresionales y de corte constituyen los datosde entrada iniciales necesarios para el modeloelástico. En este caso, las velocidades sónicastambién proporcionan una buena indicación dela saturación de aceite, y se comparan favorable-mente con la información de las resistividades enla zona de interés (próxima página, izquierda).Una ventaja de la caracterización del contenidode fluido con los datos del registro sónico, es lacapacidad para utilizar la información de la satu-ración de hidrocarburo en una escala mayor en elmodelado sísmico AVO.

El área prospectiva de TotalFinaElf fue mape-ada sobre más de un kilómetro de sección verti-cal, utilizando los atributos AVO condesplazamientos largos de un VSP con desplaza-miento lineal de 72 niveles y VSPs intermedios yfinales con la fuente ubicada en la plataforma deperforación; todos adquiridos con la herramientaVSI. Los efectos de la anisotropía en los tiemposde arribo del VSP con desplazamiento lineal sonclaramente visibles en una gráfica de tiempos detránsito registrados comparados con tiempos de

18 Oilfield Review

CMP

Desplazamientoen aumento

Desplazamientoen aumento

Desplazamientoen aumento

Anisotrópico Isotrópico

> Comparación entre la información AVO registrada en un levantamientosísmico de superficie 3D (izquierda) y predicciones de los modelos de velo-cidad anisotrópicos (centro) e isotrópicos (derecha). Las amplitudes varíande forma similar en función del desplazamiento para los casos isotrópicos yanisotrópicos, pero se pueden identificar diferencias menores (flechas) quemuestran el mejor ajuste entre la colección de trazas de punto mediocomún (CMP, por sus siglas en inglés) de la sísmica de superficie y la colec-ción de trazas sintéticas anisotrópicas. En la flecha superior, las amplitudesexhiben un reverso de polaridad, que varía de ligeramente positivo para eldesplazamiento cero de la fuente, a fuertemente negativo para los despla-zamientos largos de la fuente. En la flecha inferior, las amplitudes varían deligeramente negativo para el desplazamiento cero de la fuente, a aún másnegativo para los desplazamientos largos de la fuente.

Ángulo de incidencia, grados

Agua

Aceite

GasRefle

ctiv

idad

0.1

0

–0.1

–0.20 10 20 30 40 50 60 70

Variación de la amplitud en función del ángulo (AVA)

> Variación de la amplitud en función del ángulo (AVA, por sus siglas en inglés)para una formación de aguas profundas de Nigeria. La arenisca petrolífera y laacuífera presentan reflexiones similares de baja amplitud para la mayoría delos ángulos de incidencia, pero algunas pequeñas diferencias pueden ayudara distinguir una de la otra. Asumiendo saturación de fluido y litología constan-tes, la amplitud en una sección que contiene agua disminuirá de ligeramentepositiva a casi cero a un ángulo de incidencia de alrededor de 40°, luego sevolverá altamente positiva. La amplitud para una formación que contieneaceite comenzará ligeramente positiva pero cerca de cero, luego experimen-tará un cambio de polaridad entre 10 y 20°, tomando valores negativos antesde retornar a cero a 60°.

11. Un medio isotrópico transversal vertical (VTI, por sussiglas en inglés) posee un eje vertical de simetría. Laspropiedades elásticas varían con el ángulo relativo a lavertical (ángulo polar) y pueden variar verticalmente pero,son constantes en todas las direcciones horizontales.

Verano de 2003 19

tránsito modelados. Cuando los tiempos registra-dos se comparan con los tiempos estimados a par-tir de un modelo de velocidad isotrópico, ladiferencia, denominada tiempo residual,aumenta a medida que aumenta el desplaza-miento; una buena coincidencia mostraría untiempo residual de cero (arriba, a la derecha).Cuando los tiempos registrados se comparan conlos tiempos esperados de un modelo isotrópicotransversal vertical (VTI) anisotrópico, los tiem-pos residuales son pequeños, casi cero, lo cualindica una buena coincidencia entre la realidad yel modelo.11

El efecto de la anisotropía en la señal AVO esmás sutil, pero todavía evidente para los intér-pretes geofísicos. La comparación entre los datosAVO de sísmica de superficie y las trazas AVO sin-téticas construidas de los modelos anisotrópicose isotrópicos muestra que el modelo anisotrópicose ajusta mejor a los datos (página previa, abajo).Esto muestra la importancia de incluir la aniso-tropía en un modelo para el análisis de los efec-tos AVO. Sin el modelo de velocidad correcto, lasseñales AVO podrían ser mal identificadas y vin-culadas con cambios no relacionados con la lito-logía o el contenido de fluido.

El amplio conjunto de datos geofísicos de pozosadquiridos en este proyecto ha ayudado a vincularlas propiedades petrofísicas, las de los fluidos y laspropiedades elásticas en el pozo con las respuestassísmicas AVO que pueden interpretarse lejos delpozo. La incorporación de la anisotropía en elmodelo del subsuelo ayudará a extender la infor-mación AVO con confiabilidad. Los geofísicos deTotalFinaElf esperan utilizar aún más los datos delevantamientos VSP con desplazamiento linealpara la migración anisotrópica en tiempo previa alapilamiento, calibrada con datos de pozo del volu-men sísmico marino 3D adquirido en el campo.

ResistividadVp/Vs

Vp/Vs medida

Vp/Vs agua

Vp/Vs aceite

1.50 2.25 1.50 2.25 0 1.0 100 750ohm-m

Saturación derivada de los registros sónicos

Saturación de aceite

> Saturación de hidrocarburo en una formación de aguas profundas deNigeria, obtenida a partir de la relación Vp/Vs. Para algunas formaciones,incluyendo ésta, la relación Vp/Vs es un indicador de saturación de hidro-carburo. El Carril 1 muestra relaciones Vp/Vs para tres casos: saturación dehidrocarburo (en verde), saturación de agua (en azul) y tal como fue regis-trada (en rojo). Los valores Vp/Vs modelados se calculan utilizando métodosde sustitución de fluido desarrollados por Gassmann. Los datos de entradaal modelo son la lentitud (inversa de la velocidad) de ondas sónicas de cortey compresionales, la densidad y los rayos gamma de registros obtenidos porherramientas operadas a cable. El Carril 2 indica la relación Vp/Vs máxima(en verde) y mínima (en celeste) modelada o medida a cada profundidad.Las zonas verdes realzan las areniscas donde Vp/Vs puede ser un indicadorde hidrocarburo. El Carril 3 muestra la saturación de aceite derivada porcomparación entra la relación Vp/Vs modelada y la medida. La resistividadde un registro de inducción profundo (Carril 4) correlaciona bien con laszonas saturadas de aceite interpretadas en el Carril 3, lo cual corrobora lainformación del contenido de fluido provista por los registros sónicos.

Tiem

po d

e trá

nsito

, s

0.01

–0.10

0

–0.02

–0.03

–0.04

–0.05

–0.06

–0.07

–0.08

–0.09

Tiempos de tránsito directos de un VSP con desplazamiento lineal

–3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000

Desplazamiento, m

IsotrópicoAnisotrópico

–0.01

> Tiempos de tránsito de un VSP con desplazamiento lineal. Estos valores seajustan mejor a un modelo de velocidad anisotrópico que a un modelo isotró-pico. Las diferencias entre los tiempos de arribo registrados y los pronosti-cados a partir de un modelo se denominan tiempos residuales. Los tiemposresiduales del modelo de velocidad isotrópico (en rojo) aumentan a medidaque aumenta el desplazamiento de la fuente; los tiempos de arribo registra-dos son demasiado tempranos, indicando que las velocidades horizontalesreales son mayores que lo contemplado en el modelo isotrópico. Los tiemposresiduales del modelo anisotrópico (en verde), que permite que la velocidadhorizontal exceda la velocidad vertical, son pequeños y consistentementecercanos a cero, mostrando que las capas investigadas por el levantamientosísmico con desplazamiento lineal son anisotrópicas.

En otro campo marino de aguas profundas deÁfrica Occidental, un pozo de exploración casivertical encontró la primera de lo que se espe-raba fueran múltiples areniscas del yacimiento.12

Para evaluar la calidad del yacimiento lejos delpozo, los geofísicos querían medir y calibrar la res-

puesta AVO de la arenisca superior del yacimiento.La arenisca exhibía una respuesta AVO plana enel modelado isotrópico, pero mostraba un realcede amplitud importante en función del desplaza-miento de la fuente en las colecciones de trazas depunto medio común (CMP, por sus siglas en inglés)adquiridas. También querían medir la anisotropíaen las lutitas de sobrecarga y en las cercanas a lasareniscas, y obtener una imagen de alta resolu-ción de los objetivos más profundos del yacimiento.

Se adquirieron dos VSPs con desplazamientolineal perpendiculares entre sí, utilizando unaherramienta VSI de 8 niveles, fijada en una zonade lutita situada encima de las zonas de interés.Los preparativos del levantamiento mostraronque para las velocidades y la estructura espera-das, longitudes de las líneas de la fuente de 4.5km [2.8 millas] producirían un rango adecuadode ángulos directos y de reflexión para caracteri-zar el comportamiento AVO del horizonte de inte-

20 Oilfield Review

0

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

s

4.000

4.075

4.050

4.025

4.100

4.125

4.150

4.175

4.200

Desplazamiento, m

Respuesta AVO medida para reflexiones P a P

–4000 –3000 –2000 –1000 1000 2000 3000 4000

Respuesta AVO modelada para un medio VTI, reflexiones P a P

–4000 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 4000

Desplazamiento, m

> Comparación entre la respuesta AVO observada en el VSP con desplazamiento lineal (izquierda) y la respuesta modelada para una formación anisotró-pica (derecha) en un objetivo de aguas profundas (línea roja horizontal). Las amplitudes varían desde insignificantes para el desplazamiento cero de lafuente, a altamente negativas para desplazamientos largos de la fuente. El registro de densidad (curva azul), incluido en el centro de la respuesta AVOmedida (izquierda) se mueve hacia la izquierda en las zonas de interés.

–0.025

0

–0.050

–0.075

–0.100

–0.125–4000 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 4000

Tiem

pos

resi

dual

es, s

Desplazamiento de la fuente, m

Isotrópico

Anisotrópico

Tiempos residuales del VSP con desplazamiento lineal

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

deb

ajo

del n

ivel

del

mar

, mModelo elástico

Anellipti-cidad

0 4 0 2500 2.0 2.5 1.0 1.2 0 0.5 2 8 2 3Vp/VsVh/Vv

DensidadVsVp g/cm3

Impedanciaacústica

>Modelo elástico (izquierda) para un campo marino de África Occidental, construido inicialmente a partir de registros sónicos y de densidad, y adaptado paraincluir anisotropía en las capas de lutitas. Las capas de lutitas se identifican por una relación Vp/Vs mayor a 1.85. La gráfica de los tiempos residuales(derecha) muestra la diferencia entre los tiempos de tránsito observados y los de modelos isotrópicos (en rojo) y anisotrópicos (en verde).

12. Dingwall S, Puech JC y Louden F: “Resolving an AVOAmbiguity with Borehole Acoustic Data—A Case Study,”presentado en la 65ta Conferencia y Exhibición Técnicade la EAGE, Stavanger, Noruega, 2 al 3 de junio de 2003.

Verano de 2003 21

rés, ubicado alrededor de 3900 m [12,795 pies]de profundidad. Las dos líneas del levantamientose interceptaban en la posición del pozo. El sis-tema de navegación SWINGS aseguró la precisióndel posicionamiento de la fuente.

La calidad general de los datos fue excelente.La medición de la anisotropía y la identificaciónde las anomalías AVO requieren la comparaciónentre los datos del levantamiento con desplaza-miento lineal y los datos sintéticos de un modeloelástico isotrópico. El modelo elástico se cons-truyó a partir de registros sónicos dipolares y dedensidad, y se extendió hasta el lecho marino uti-lizando estimaciones de las velocidades y densi-dades a partir de tendencias litológicas y decompactación (página previa, arriba). La exten-sión de este modelo para incluir anisotropía se

logró mediante la inversión de tiempo de tránsitodel gradiente isotrópico transversal vertical, uti-lizando la información de los tiempos de arribodel levantamiento con desplazamiento linealefectuado y el modelo elástico calibrado. La eli-minación de la anisotropía en las areniscas delmodelo podía llevarse a cabo empleando unumbral de la relación Vp/Vs.

Se encontró que la anisotropía era impor-tante. Las velocidades horizontales excedían alas velocidades verticales en un 20% en las luti-tas. Un procesamiento AVO de una colección detrazas del levantamiento con desplazamientolineal con un punto común de recepción muestrabuena correlación con una colección de trazassintéticas generada del modelo VTI calibrado(página previa, abajo). Esta correspondencia

convalida el modelo utilizado para las simulacio-nes AVO. La anisotropía posee un efecto marcadoen la respuesta AVO, y debe tomarse en conside-ración cuando se analiza el comportamiento AVOen los niveles de interés (arriba). Cuando seincluye la anisotropía en el modelo, la areniscaObjetivo 1, que antes de la calibración del levan-tamiento exhibía propiedades AVO ambiguas,muestra un claro realce, o incremento en ampli-tud en función del desplazamiento de la fuente.

La anisotropía fue mayor de lo esperado en elplan del levantamiento, y se encontró que modi-ficaba radicalmente las trayectorias de los rayos,hasta el punto donde los desplazamientos de lafuente más largos no se reflejaban a grandesángulos en el objetivo más profundo. La progra-mación de levantamientos futuros requiere con-

Modelo anisotrópico

3.92

4.48

Objetivo 4

Objetivo 3

Objetivo 2

Objetivo 1

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

Desplazamiento, m

V p/V s

1.95 2.95 1 3

Modelo isotrópico

3.92

4.48

Objetivo 4

Objetivo 3

Objetivo 2

Objetivo 1

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

Desplazamiento, m

Dens

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3

V p/V s

1.95 2.95 1 3

Dens

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> Comparación entre el modelado isotrópico (arriba) y el anisotrópico (abajo)de la respuesta AVO de la sísmica de superficie en cuatro zonas de interés. Lazona de interés superior, Objetivo 1, es el nivel mostrado en los datos del VSPpara AVO con desplazamiento lineal que se observa en la página 20, abajo a laizquierda. El modelo isotrópico no genera una variación de amplitud en fun-ción del desplazamiento de la fuente perceptible en este reflector, mientrasque el modelo anisotrópico produce un claro realce de la opacidad relacio-nada con las amplitudes negativas correspondientes al desplazamiento cerode la fuente, al brillo asociado con las amplitudes altamente negativas obser-vadas para desplazamientos largos.

siderar desplazamientos de la fuente extremada-mente largos si es que la información AVO esnecesaria a ángulos de reflexión mayores de 40°en formaciones similarmente anisotrópicas.

El modelo anisotrópico se utilizó para migrarlos datos del levantamiento VSP con desplaza-miento lineal, generando imágenes de alta reso-lución de las zonas de interés debajo del pozo(arriba). La imagen de dicho levantamiento en ladirección de la adquisición muestra una corres-pondencia excelente con una línea relevanteextraída del volumen sísmico marino 3D, e ilu-mina objetivos con mayor resolución que el levan-tamiento sísmico de superficie existente.

Levantamientos sísmicos de pozos 3D El uso ampliamente difundido de imágenes sísmi-cas de superficie 3D ha demostrado el valor delagregado de una tercera dimensión en la adquisi-ción y el procesamiento de datos sísmicos. Dehecho, muchos problemas de generación de imá-genes del subsuelo no se pueden resolver sin unlevantamiento 3D. Cuando el problema tambiénrequiere que el levantamiento se lleve a cabo enun pozo, la solución es el VSP 3D.

Para un operador marino que buscaba unaimagen 3D de alta resolución en la cresta de undescubrimiento en aguas profundas, el VSP 3Dresultó ser altamente exitoso. Los objetivos delVSP 3D eran obtener una mejor definición de unaimportante falla limítrofe identificada en losdatos de sísmica de superficie, para refinar lainterpretación de compartimentalización y varia-ción estratigráfica en la cresta de la estructura, ypara optimizar el posicionamiento de costosospozos de desarrollo futuros.

El modelado previo a la adquisición determinóque una adquisición siguiendo una trayectoria enespiral, con la embarcación fuente navegando enun patrón circular ajustado sobre el sitio del pozo,generaría el máximo de datos, al mismo tiempoque minimizaría el tiempo de equipo de perfora-ción. Se adquiriría primero un VSP con desplaza-miento lineal, de 16 km [10 millas] de extensión yse analizaría a bordo de la embarcación para con-firmar la validez de los parámetros del levanta-miento programado para el levantamiento 3D. Semodificó una herramienta VSI de 20 transporta-dores para aumentar el espaciamiento entre lostransportadores a 100 pies. El resultado fue un

arreglo de 627 m [2057 pies] de largo; el arreglode herramientas más largo que jamás se habíabajado con cable hasta ese momento. La herra-mienta permitió adquirir datos dentro de unatubería de revestimiento de 18 pulgadas, a pro-fundidades que se extendían de 11,725 a 9500pies [3574 a 2896 m] de profundidad medida.

Las inquietudes acerca de la eficiencia opera-tiva, en particular respecto de las velocidades dedespliegue de un arreglo de esa longitud, se disi-paron cuando los operadores probaron que elextenso arreglo pudo montarse en tan sólo 11⁄2horas; casi la mitad del tiempo esperado por losrepresentantes de la compañía petrolera. El arre-glo VSI permaneció en la misma posición para elVSP con desplazamiento lineal y para el VSP 3D.

Se utilizó la embarcación Snapper deWesternGeco como embarcación fuente para loslevantamientos combinados. Los parámetros deadquisición de datos utilizados para programar ellevantamiento 3D incluyeron una separaciónentre puntos de disparo de 120 m [394 pies], unadistancia entre los arcos de la trayectoria enespiral de 240 m [787], y un radio máximo dedicha trayectoria de 6 km [3.7 millas]. Estos

22 Oilfield Review

Sección sísmica de superficie en África Occidental Imagen de un VSP con desplazamiento lineal

> Sección sísmica de superficie de un volumen sísmico marino 3D de África Occidental y una imagende alta resolución de un VSP con desplazamiento lineal a lo largo de la línea correspondiente. Unatraza del corredor de apilamiento (en amarillo) marca la trayectoria del pozo a lo largo de la imagensísmica de superficie (izquierda). Los datos del VSP con desplazamiento lineal (derecha), migradosutilizando un modelo de velocidad anisotrópico, parecen iluminar fallas y otras discontinuidades de lacapa que no se observan en la sección sísmica de superficie.

Verano de 2003 23

parámetros fueron seleccionados por los expertosde la compañía petrolera para asegurar la calidadde las imágenes.

Después del último disparo del VSP con des-plazamiento lineal, la embarcación Snappernavegó hacia el centro de la trayectoria en espi-ral, y adquirió un levantamiento 3D utilizandouna configuración de la fuente tipo flip-flop, dis-parando los cañones en forma alternativa desdeel lado izquierdo (babor) y el derecho (estribor)de la embarcación. Comenzando en el centro dela espiral, los datos más importantes podíanadquirirse primero, por si cambios imprevistos declima forzaran la cancelación del levantamiento.La verdadera geometría de la adquisición siguióel plan con un alto grado de precisión (arriba).Los representantes de la compañía petroleradeterminaron los parámetros finales de adquisi-ción del levantamiento en espiral, mediante elanálisis de los datos del VSP con desplazamientolineal procesados utilizando técnicas de procesa-miento propias de la compañía petrolera.

En un VSP 3D, el sistema de adquisición nosólo tiene que almacenar grandes cantidades dedatos sino que también debe estar listo para

registrar el disparo siguiente. El tiempo entre losdisparos se denomina tiempo de ciclo. En esteproyecto en aguas profundas, los ingenieros deSchlumberger se propusieron adquirir los datoscon un tiempo de ciclo de 13 segundos utilizandoun muestreo de 2 ms, y obtuvieron exactamenteun tiempo de ciclo de 12 segundos. El tiempototal no productivo fue sólo del 6% en 58 horas detiempo operativo.

La cobertura de las zonas de interés y el poderde adquisición de imágenes de alta resolución delos VSPs 3D y de otros complejos levantamientossísmicos de pozos de hoy en día, dependen de unaserie de desarrollos recientes: la ingeniosa herra-mienta VSI de multicomponentes y la tecnologíade adquisición de datos que la acompaña; lamejor comprensión de la propagación de ondasanisotrópicas; y la capacidad para predecir laadquisición de datos de un levantamiento tridi-mensional con un modelo del subsuelo. Todosellos contribuyen a exitosos levantamientos sís-micos de pozos.

Sin embargo, aún se esperan mejoras en cier-tas áreas. La caracterización de la fuente sísmicaes uno de los temas sobre los que se sigue traba-

jando. Algunos expertos en sísmica de pozo consi-deran que es necesario el registro digital de laseñal completa de la fuente en cada disparo, paraasegurar que el subsiguiente procesamiento de lasísmica de pozo preserve totalmente las amplitu-des. La vigilancia permanente de la respuesta dela fuente en cada disparo permite al equipo deadquisición de datos corregir cualquier variacióno falla de la fuente. Es particularmente deseablela consistencia de la señal y la fuente para el pro-cesamiento de levantamientos con desplaza-miento lineal que se utilizarán como referenciapara la calibración AVO.

El tiempo dedicado a diseñar, adquirir y pro-cesar correctamente un levantamiento sísmicode pozo se compensa al alcanzar objetivos clave,tales como la conversión precisa de tiempo a pro-fundidad, imágenes de alta resolución, ilumina-ción mejorada de detalles sutiles, cuantificaciónconfiable de la anisotropía, y una interpretaciónmás confiable del contenido de fluido y de la lito-logía a partir de los datos AVO; todos con el obje-tivo de reducir los riesgos en la búsqueda deaceite y gas. –LS

10,0

00 p

ies

10,000 pies

Adquisición del VSP 3D planificada

Localizacióndel equipo deperforación

Adquisición del VSP 3D real

10,000 pies10

,000

pie

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Localizacióndel equipo deperforación

> Comparación entre la geometría planificada (izquierda) y la adquisición real (derecha) para levantamientos VSP con desplazamiento lineal y para un VSP3D en espiral. Se utilizó una herramienta VSI con 20 transportadores espaciados 30 m [100 pies] entre sí para adquirir ambos conjuntos de datos. Los resulta-dos del VSP con desplazamiento lineal, de 16 km [10 millas] de extensión (línea roja en figura izquierda), ayudaron a los geofísicos a convalidar los paráme-tros de adquisición para el levantamiento 3D. El centro de la trayectoria en espiral estaba alejado del equipo de perforación. La geometría real del levanta-miento 3D coincidía bastante con la trayectoria en espiral planificada. En el levantamiento propiamente dicho, el color rojo denota la fuente de babor, y elverde denota la fuente del estribor.