Levantamientos de sísmica de pozos

20 Oilfield Review

Levantamientos de sísmica de pozos: Más allá del perfil vertical

John BlackburnConocoPhillips U.K., Ltd.Aberdeen, Escocia

John DanielsOklahoma City, Oklahoma, EUA

Scott DingwallAberdeen, Escocia

Geoffrey Hampden-SmithShell Exploration & ProductionAberdeen, Escocia

Scott LeaneyJoël Le CalvezLes NuttHouston, Texas, EUA

Henry MenkitiLondres, Inglaterra

Adrián SánchezVillahermosa, Tabasco, México

Marco SchinelliPetrobrasRío de Janeiro, Brasil

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Reginald Burl, Ed Ferguson y William Phebus, BelleChasse, Luisiana, EUA; Allan Campbell, Mike Craven, RogelioRufino y Bill Underhill, Houston; John Edwards, Muscat, Omán;Alan Fournier, St John’s, Terranova, Canadá; Kevin Galliano,Larose, Luisiana; John Graves, Hess Corporation, Houston;Caroline Kinghorn, Dave Milne, Gary Rogers y Thilo Scharf,Aberdeen; y Colin Wilson, Fuchinobe, Japón.seismicVISION, SlimXtreme, StimMAP, VSI (generador Versátilde Imágenes Sísmicas) y Xtreme son marcas de Schlumberger.

Los métodos de sísmica de pozos de nuestros días crean nuevas oportunidades para

la investigación de las formaciones penetradas por un pozo. Desde la construcción

de pozos y generación de imágenes subsalinas 3D hasta el monito reo de las

operaciones de estimulación y la adquisición de datos en condiciones de alta

presión y alta temperatura, los levantamientos de sísmica de pozos reducen el riesgo

del operador y ayudan a mejorar la recuperación de hidrocarburos.

Los levantamientos de sísmica de pozos se en -cuentran actualmente entre las técnicas másversátiles de mediciones de fondo de pozo utili-zadas en el campo petrolero. Históricamente, elbeneficio principal aportado por estos levan -tamientos, también conocidos como perfilessísmicos verticales (VSP), ha sido la vinculaciónde las imágenes sísmicas de superficie basadasen el tiempo con los registros de pozos basadosen la profundidad. Sin embargo, los levanta-mientos de sísmica de pozos de nuestros días sehan expandido más allá de una simple correla-ción tiempo-profundidad. El amplio espectro deenergía sísmica que se registra hoy en día, se com-bina con las diversas geometrías actualmenteposibles de los levantamientos de sísmica depozos para ofrecer resultados de los que no sedisponía previamente. A partir de estos datos,las compañías de E&P obtienen información

importante sobre la profundidad, el alcance y laheterogeneidad de los yacimientos, además delcontenido de fluidos, las propiedades mecánicasde las rocas, la presión de poro, el desempeño delos métodos de recuperación mejorada de petró-leo, la anisotropía elástica, la geometría de lasfracturas inducidas, y la orientación y densidadde las fracturas naturales.

Originalmente, los perfiles VSP consistían dere ceptores que se desplegaban en un pozo ver ti calpara registrar las señales más básicas provenien-tes de una fuente sísmica en la superficie. Lasinnovaciones que ofrecen los perfiles VSP moder -nos han sido el resultado del registro de másinformación y la expansión de las geometrías delos levantamientos con herramientas de adquisi-ción mejoradas. Este artículo describe los tiposde ondas que pueden registrarse en el pozo y lasherramientas que las registra. Luego cataloga-

1. Las fuentes puntuales son fuentes implosivas oexplosivas, tales como la dinamita o los cañones de aire. Las fuentes de barrido son camiones vibroseis u otras fuentes de vibración.

2. Se han intentado fuentes de vibración marinas: FischerPA: “Seismic Source Offerings Provide Options forOperators,” World Oil 227, no. 6 (Junio de 2006),http://www.worldoil.com/magazine/MAGAZINE_DETAIL.asp?ART_ID=2913&MONTH_YEAR=Jun-2006 (Se accedió el 8 de octubre de 2007).

3. Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R,Hope R, Hornby B, Williams M, Jiménez RR, Lastennet T,Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C,Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes datos sísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1(Verano de 2003): 2–23.

SP

PS

POndas P incidentes

Receptor

SV

SH

P

Invierno de 2007/2008 21

mos brevemente los diversos tipos de ondas quepueden adquirirse, junto con la información queproveen. Más adelante presentamos algunos estu-dios de casos que demuestran los avanceslogrados en materia de levantamientos de sísmicade pozos, incluyendo los perfiles VSP 3D y los per-files VSP adquiridos durante la perforación, laoptimización de las fracturas hidráu licas, el moni-toreo de las operaciones de disparos (cañoneos,punzados), y la adquisición de registros VSP encondiciones de alta presión y alta temperatura.

Tipos de ondasLos principales tipos de ondas generadas y regis-tradas en los levantamientos de sísmica de pozosson las ondas volumétricas emitidas por fuentespuntuales o fuentes de barrido de frecuencia, yconstan de ondas P, compresionales o primarias,y ondas S, de corte o secundarias.1 Estas ondasse propagan desde fuentes creadas por el hom-bre, cercanas a la superficie, hasta receptoresde pozos colocados en profundidad. En el casode los perfiles VSP marinos, y en donde para losperfiles VSP terrestres se despliegan cañones deaire en piletas de lodo, habitualmente sólo segeneran ondas P. Sin embargo, dependiendo dela geometría de los receptores y las propiedadesde las formaciones, pueden registrarse tantoondas P como ondas S si las ondas S han sidogeneradas por conversión a partir de la reflexiónde una onda P (izquierda). Con respecto a losperfiles VSP terrestres, con las fuentes aco pladasdirectamente a la tierra, se generan y puedenregistrarse tanto ondas P como ondas S.2

Las señales registradas por los receptores depozos dependen del tipo de onda entrante, la geo -metría del levantamiento y el tipo de receptor.

La mayoría de los equipos de fondo de pozo mo -dernos, utilizados para el registro VSP, constande geófonos de tres componentes (3C), calibra-dos y engrapados, que pueden registrar todos loscomponentes del movimiento de las ondas P y S,incluyendo las ondas SV y SH.

La herramienta de sísmica de pozos deSchlumberger —el generador Versátil de Imáge-nes Sísmicas VSI—ofrece hasta 40 receptores detres componentes, denominados grupos, que pue-den espaciarse hasta 46 m [150 pies] entre sí,para formar un arreglo de 1,830 m [6,000 pies] delargo (abajo).3 La herramienta compuesta por 40grupos ha sido desplegada varias veces para laadquisición de registros VSP en el Golfo de México.La herramienta VSI se puede correr en agujerodescubierto, pozo entubado o con la columna deperforación, y se engrapa en su posición paraproveer un acoplamiento óptimo. Las opcionesde operación de la herramienta incluyen cable,tractor de fondo de pozo o columna de perforación.

Una ventaja que poseen los levantamientosde sísmica de pozos con respecto a sus contrapar-tes sísmicas de superficie, es su capacidad pararegistrar las señales directas en un am biente

> Propagación y reflexión de las ondas compre -sionales y las ondas de corte. En condiciones deinci dencia normal, las ondas P compresionalesse reflejan y transmiten solamente como ondas P.No obstante, en condiciones de incidencia nonormal, tales como cuando la fuente se coloca acierta distancia del equipo de perforación, unaonda P incidente puede reflejar y transmitir ondas Py ondas S de corte (extremo superior). En lasondas P el movimiento de las partículas ocurreen la dirección de propagación, y en las ondas Sel movimiento de las partículas es en sentidoortogonal a la dirección de propaga ción(extremo inferior). Las ondas SV están polari za -das en el plano vertical y las ondas SH estánpolarizadas en el plano horizontal. Las ondas SVy SH incidentes son generadas por las fuentesde ondas de corte.

> VSI (generador Versátil de Imágenes Sísmicas). Cada uno de los 40 gruposVSI contiene tres acelerómetros de geófonos orientados en sentido orto go -nal en un paquete de sensores aislados acústicamente que puede serengrapado en la pared del pozo.

con bajo nivel de ruido. La señal directa viajahacia abajo hasta los receptores, por lo que seconoce como señal descendente. Las ondas que sereflejan en las interfaces más profundas y luegoviajan hacia arriba hasta un receptor de pozo, seregistran como señales ascendentes (derecha).Las señales ascendentes contienen informaciónde re flexión y se utilizan para crear imágenessísmicas de los reflectores del subsuelo. Tantolas se ñales ascendentes como las descendentespueden contener múltiples, o energía que se hareflejado múltiples veces, lo que puede interferircon la señal deseada. Las señales sin múltiplesse denominan primarias. Las señales descen -dentes pueden ser utilizadas para distinguir lasmúltiples de los arribos primarios y posibilitarun procesamiento más confiable del campo deondas sísmicas ascendentes.

Junto con las ondas P y S, que se propagandesde una fuente cercana a la superficie hasta elreceptor, surgen diferentes tipos de ruidos genera-dos por la fuente. Las ondas tubulares se formancuando las ondas de superficie generadas por lafuente transfieren energía al fluido del pozo. Laonda resultante guiada por el fluido se propagapor el pozo en forma ascendente y descendente,haciendo que la pared del pozo se flexione enforma radial. Los receptores engrapados en lapared del pozo registran la energía de las ondastubulares en los componentes de los geófonoshorizontales. Las ondas tubulares son sensiblesa los cambios producidos en la dimensión delpozo, lo que puede hacer que se reflejen. Otraforma de ruido que a veces contamina los registroses la resonancia de la tubería de revestimiento.

La mayoría de los perfiles VSP utilizan lasondas compresionales y de corte, provenientesde los cañones de aire, los camiones vibradores olas fuentes de dinamita, para generar imágenesde los reflectores; sin embargo, es posible regis-trar y procesar la energía de otras fuentes paraproporcionar información sobre el subsuelo. Porejemplo, la barrena de perforación puede actuarcomo una fuente de fondo de pozo, generandovibraciones que son detectadas por los sensoresdesplegados en la superficie o en los cables mari-nos.4 Estos registros requieren un procesamientoespecial pero pueden proveer respuestas críticasa tiempo para tomar decisiones durante la perfo-ración, tales como cambiar la densidad del lodo obajar la tubería de revestimiento.

Las fracturas inducidas hidráulicamente emi-ten energía en forma muy semejante a los terre-motos naturales, y estos microsismos pueden serregistrados por los sensores de los pozos vecinos.De un modo similar, todas las operaciones de pro-ducción de fluidos o inyección de fluidos para losprocesos de recuperación mejorada o eliminación

de residuos, inducen una redistribución de los es-fuerzos que a su vez puede producir una microsis-micidad detectable. Y, por último, los sensores depozos pueden ser utilizados para registrar la sis-micidad natural.5

Tipos de levantamientosLos levantamientos de sísmica de pozos se clasificanusualmente por la geometría del levantamiento,que es determinada por el desplazamiento de lafuente, la trayectoria del pozo y la profundidad delarreglo de receptores. La geometría del levanta -miento determina el rango de echados (buzamientos)de las interfaces y el volumen del subsuelo delque se pueden generar imágenes.

El tipo más simple de levantamiento de sís-mica de pozos es el VSP sin desplazamiento dela fuente (zero-offset VSP). El VSP sin despla za -miento de la fuente básico comprende un arreglode receptores sísmicos de pozos y una fuente cer-cana al pozo (próxima página, arriba). En lamayoría de los casos (a menos que los echadosde las formaciones sean muy pronunciados), estelevantamiento registra las reflexiones provenien-tes de una ventana estrecha alrededor del pozo.La salida estándar de un VSP sin desplazamientode la fuente es un corredor de apilamiento, creadomediante la suma de las señales VSP que siguen de inmediato a los primeros arribos para formaruna sola traza sísmica. Esa traza se reproducevarias veces, para mayor claridad, y para su com -paración con las imágenes de la sísmica desu perficie. El procesamiento arroja las velocidadesde las formaciones en diferentes profundidades,

que pueden vincularse a las propiedades deriva-das de los registros de pozos e interpretarse parala detección y la predicción de zonas sobrepresu-rizadas. El mode lo de velocidad también puedeutilizarse con el fin de generar trazas sintéticas afin de identificar la presencia de múltiples en elprocesamiento de la sísmica de superficie.

Otro tipo de VSP sin desplazamiento de lafuente es el conocido como VSP de pozo desvia do,walkabove, o de incidencia vertical. Está diseña -do para asegurar que la fuente se sitúe siempredirectamente por encima de los receptores des-plegados en un pozo desviado u horizontal. Estelevantamiento adquiere una imagen 2D de laregión que se encuentra por debajo del pozo.Además de las velocidades de las formaciones yde una imagen para la correlación con los datossísmicos de superficie, los beneficios de este tipode VSP incluyen una buena cobertura lateral y laidentificación de fallas y del echado por debajodel pozo.

Los perfiles VSP con desplazamiento de lafuente se adquieren utilizando una fuente colo-cada a una distancia horizontal respecto delpozo, produciendo nuevamente una imagen 2D.Los arreglos de receptores son desplegados en elpozo en un amplio rango de profundidades. Eldesplazamiento incrementa el volumen del sub-suelo representado por las imágenes y mapea losreflectores a una distancia con respecto al pozo,que está relacionada con el desplazamiento y lasvelocidades del subsuelo. El volumen de ilumina-ción agregado mejora la utilidad de la imagenpara su correlación con las imágenes sísmicas de

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Tiempo

Prof

undi

dad

1

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4

5

• Arribo directo descendente• Onda primaria ascendente reflejada• Onda múltiple descendente• Onda múltiple ascendente reflejada

>Arribos ascendentes, descendentes, primarios y múltiples. Las ondas as -cendentes se reflejan en las interfaces presentes por debajo del receptor y luego viajan en forma ascendente para ser registradas (azul y verde). Lasondas descendentes llegan a los receptores desde arriba (rojo y naranja).Una onda que llega al receptor sin reflejarse se conoce como arribo directo(rojo). Las ondas que se reflejan sólo una vez se denominan primarias. Laonda primaria ascendente reflejada (azul) es el arribo deseado para laobtención de imágenes de las reflexiones.

Receptor

VSP 3D


superficie y para la identificación de fallas y delechado, alejados lateralmente del pozo. Además,dado que la conversión de las ondas P a ondas Sse incrementa con el desplazamiento, un VSP condesplazamiento de la fuente permite el análisisde las ondas de corte, de la variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO), y de laanisotropía. El grado en que las ondas P se con -vierten a ondas S depende del desplazamiento yde las propiedades de las rocas en las interfaces.

Los perfiles VSP con desplazamiento sucesivode la fuente (walkaway) son similares a los per -files VSP con desplazamiento de la fuente encuanto a que la fuente se encuentra desplazadacon respecto a la incidencia vertical, pero la geo -metría de adquisición en cierto modo se invierte.El arreglo de receptores de pozo permanece fijo,mientras que la fuente se aparta del mismo o “sedesplaza” con un rango de desplazamientos. Elrango de desplazamientos en un VSP con despla-zamiento sucesivo de la fuente es particularmenteútil para el estudio de los efectos de las ondas decorte, de la variación AVO y de la anisotropía. Y, dado que pueden iluminar un gran volumen delsubsuelo, los perfiles VSP con desplazamiento dela fuente y con desplazamiento sucesivo de la

fuente son elementos útiles en el diseño de loslevantamientos sísmicos de superficie.

Todos los levantamientos descriptos hastaahora están diseñados para proveer informacióne imágenes en una o dos dimensiones. La ilumi-nación adecuada de las estructuras 3D requiereoperaciones de adquisición y procesamiento 3D.De la misma forma en que los levantamientos

sísmicos de superficie pasaron de 1D y 2D a 3D,así lo hicieron los perfiles VSP.

Los perfiles VSP 3D pueden adquirirse entierra y en áreas marinas. La adquisición de VSPmarinos 3D es similar a la de los levantamientosmarinos de sísmica 3D de superficie y puedeseguir un esquema de líneas paralelas o círcu -los concéntricos alrededor de un pozo (abajo).

4. . Breton P, Crepin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A,Meehan R, UnderhillW, Frignet B, Haldorsen J, Harrold Ty Raikes S: “Mediciones sísmicas bien posicionadas,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 34–49.

5. Coates R, Haldorsen JBU, Miller D, Malin P, Shalev E,Taylor ST, Stolte C y Verliac M: “Tecnología de campospetroleros para la ciencia sísmica,” Oilfield Review 18,no. 2 (Verano de 2006): 26–37.

> Variaciones con respecto al concepto básico de los perfiles VSP (de izquierda a derecha). La geometría de adquisición original crea un VSP sin des -plazamiento entre la fuente y el pozo. Las ondas sísmicas viajan esencialmente en sentido vertical, en forma descendente hasta un reflector, y en formaascen dente hasta el arreglo de receptores. Otro VSP de incidencia normal o incidencia vertical se registra en los pozos desviados con la fuente ubicadasiempre verticalmente por encima de cada grupo de receptores. Esto se conoce como VSP de pozo desviado o VSP con desplazamiento de la fuente yherramienta. En un VSP con desplazamiento de la fuente, un arreglo de receptores sísmicos se engrapa en el pozo y una fuente sísmica se coloca a ciertadistancia del mismo. La incidencia no vertical puede dar lugar a la conversión de las ondas P en ondas S. En los perfiles VSP con desplazamiento suce -sivo de la fuente, se activa una fuente sísmica en numerosas posiciones, a lo largo de una línea de la superficie. Todos estos tipos de levantamientospueden ejecutarse en tierra firme o en áreas marinas.

VSP con desplazamientode la fuente

Receptores

Fuente

VSP de pozo desviado

Receptores

Fuentes

VSP con desplazamientosucesivo de la fuente

Fuentes Receptor

VSP sin desplazamientode la fuente

Fuente

Receptores

> Perfiles VSP tridimensionales. En tierra firme y en áreas marinas, los perfiles VSP 3D tienden a adoptarlas geometrías de adquisición de la sísmica de superficie. En tierra firme, las posiciones de la fuentenor malmente siguen las líneas de una malla. En áreas marinas, las posiciones de la fuente puedendispo nerse en líneas o en una espiral centrada cerca del pozo (izquierda). El modelado sísmico por trazado de rayos, previo a la adquisición, asegura la cobertura e iluminación adecuadas del objetivo.En este ejemplo marino (derecha), las líneas de emisión en la superficie se muestran en rojo. Las líneasverdes son los rayos trazados desde la fuente hasta el receptor. Los pozos están posicionados en los trián-gulos celestes de la superficie. Las superficies azules corresponden al tope y la base de un cuerpo salino.El horizonte objetivo es la superficie roja de la base.

En tierra firme, las posiciones de las fuentes sedisponen habitualmente en una malla o cuadrí-cula. Los perfiles VSP tridimensionales proveenimágenes del subsuelo de alta resolución paraaplicaciones de exploración y desarrollo, y requie-ren procesos de modelado y planeación detalladosprevios a las operaciones. Además de producirimágenes de mayor resolución que los métodossísmicos de superficie, los perfiles VSP 3D puedenrellenar áreas de las que los levan tamientos sísmi-cos de superficie no pueden generar imágenesdebido a la interferencia de la infraestructura dela superficie o las condiciones dificultosas delsubsuelo, tales como la presencia de gas someroque perturba la propagación de las ondas P.

Los perfiles VSP han sido utilizados por muchotiempo para vincular las imágenes sísmicas desuperficie desplegadas en escala de tiempo, conlos registros de pozos exhibidos en escala deprofundidad. En muchas áreas de exploración,los pozos más cercanos pueden estar ubicados adistancia considerable, de manera que no se dis-pone de un VSP para el proceso de calibraciónantes de iniciar las operaciones de perforaciónen un pozo nuevo. Sin una correlación tiempo-profundidad precisa, las estimaciones de laprofundidad obtenidas de las imágenes sísmicas

de superficie pueden contener grandes incerti-dumbres, lo que suma riesgos y el costo de laplaneación de contingencias a los programas deperforación. Una forma de desarrollar una corre-lación tiempo-profundidad consiste en efectuarun VSP intermedio: correr un VSP con cable antesde llegar a la profundidad total (TD). Estoslevantamientos proveen conversiones tiempo-profundidad confiables, pero agregan costo eineficiencia a la operación de perforación, con laposibilidad de que estén disponibles demasiadotarde para pronosticar algún problema de perfo-ración.

Para ayudar a reducir la incertidumbre aso-ciada con la correlación tiempo-profundidad sintener que detener la perforación, los geofísicosconcibieron un proceso de registración sísmicadurante la perforación (arriba a la izquierda).Esta tecnología utiliza una fuente sísmica con-vencional en la superficie, una herramienta LWDque contiene los sensores sísmicos en la sarta deperforación, y un sistema de transmisión de pulsosa través del lodo, de alta velocidad, para transmitirla información a la superficie.6 La disponibilidadde las formas de ondas sísmicas en tiempo realpermite a los operadores observar miles demetros delante de la barrena para guiar el pozoen forma segura hasta la profundidad total. Dadoque las operaciones de perforación generanruido que podría poner en riesgo la calidad delos datos sísmicos, la activación de la fuente y lamedición de la señal deben tener lugar durantelos períodos de quietud; cuando el proceso deperforación se haya detenido por otras razones,tales como la ejecución de conexiones de lacolumna de perforación. Una limitación de estemétodo es que los receptores LWD sísmicos, alformar parte de la sarta de perforación, no seengrapan en la pared del pozo; sin embargo, elacoplamiento entre la formación y el receptorgeneralmente mejora con la desviación del pozo.

Existen varias tecnologías de sísmica de pozospara comprender las fracturas y los sistemas defracturas, tanto naturales como inducidas hidráu-licamente. El VSP walkaround está diseñado paracaracterizar la dirección y la magnitud de la ani-sotropía que surge de las fracturas naturales aline-adas. En este levantamiento, las localizaciones delas fuentes desplazadas abarcan un gran arco cir-cular para explorar la formación desde un ampliorango de azimuts (arriba).7

Las fracturas inducidas hidráulicamentetam bién pueden ser monitoreadas utilizandométodos de sísmica de pozos. Mientras se crea lafractura en el pozo de tratamiento, un arreglo dereceptores de componentes múltiples colocadoen un pozo de observación registra la actividadmicrosísmica generada por el proceso de fractu-ramiento (próxima página, arriba). La localizaciónde los eventos microsísmicos inducidos hidráu -licamente requiere un modelo de velocidad preciso.El mapeo de la extensión de la fractura con eltiempo ayuda a monitorear el avance de lostratamientos de estimulación y permite la com-paración entre las fracturas logradas y lasfracturas planeadas. La información en tiemporeal sobre el alcance y la orientación de la fracturapromete ayudar a los ingenieros de operacionesde estimulación a optimizar los tratamientos. Estopor el hecho de permitirles modificar regímenesy volúmenes de bombeo cuando las fracturasobservadas difieren del plan. Una desventaja delmétodo es que casi todas las aplicaciones hanrequerido el despliegue del arreglo de receptoresen un pozo de observación porque se consideraque el pozo de tratamiento posee demasiadoruido. El costo de perforar un pozo de observa-ción podría ahorrarse si fuera posible aplicar latecnología en los pozos de tratamiento.

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> Un VSP registrado durante la perforación. Laherra mienta de adquisición de mediciones sísmi casdurante la perforación seismicVISION, co loca dacerca de la barrena, recibe las señales generadaspor una fuente sísmica en la superficie. Las seña-les son transmitidas a la superficie para obtenerinformación de la relación tiempo-profundidad entiempo real.

VSP registrado durante la perforación

Receptor > Un VSP walkaround. Con la fuente desplazada a diversos azimuts, este tipode levanta miento puede detectar la anisotropía causada por las fracturasnaturales alineadas.

Fuentes

Receptores

VSP entre pozos


Otra tecnología de sísmica de pozos, conocidacomo monitoreo sísmico pasivo, caracteriza lasfracturas mediante el registro de las señales mi-crosísmicas generadas cuando se produce fluidodesde un yacimiento naturalmente frac turado ose inyecta en el mismo. Cuando la inyección y laproducción de fluidos modifican el estado de losesfuerzos en grado suficiente para producir even-tos sísmicos, las emisiones acústicas resultantespueden ser registradas en los pozos de observa-ción cercanos mediante arreglos de receptores depozos de componentes múltiples.8 La técnica essimilar al monitoreo de las fracturas hidráulicaspero los eventos son de menor magnitud. Loseventos microsísmicos pueden ser graficados enel dominio del espacio y el tiempo para identificarlas fracturas que están respondiendo al cambio enel estado de esfuerzos. Dado que la periodicidadde los eventos microsísmicos no puede predecirse,los sistemas de adquisición para el monitoreo sís-mico pasivo deben ser diferentes de los sistemasde adquisición VSP estándar. Los sistemas de re-gistración necesitan estar activos por períodos lar-gos, esperando ser disparados por las emisionesacústicas. En algunos casos, se instalan arreglosde receptores en forma permanente para registrardurante períodos prolongados.

La propagación de las señales sísmicas entrelos pozos genera otro tipo adicional de perfil sís-

mico de pozo, conocido como levantamiento sísmicoentre pozos (crosswell VSP) (abajo, a la derecha).En estos levantamientos, las fuentes sís micas defondo de pozo, tales como los vibradores de fondo,se despliegan a profundidades seleccionadas en unpozo, y emiten señales en dirección a un arreglo dereceptores colocado en otro pozo. Dado que la di-rección existente entre la fuente y el receptor essubparalela a los bordes de las capas, la mayoríade las trayectorias de rayos se propaga sin refle-jarse. Los datos registrados son procesados paraextraer información sobre las velocidades presen-tes en la región entre los pozos. Dado que losdatos de los levantamientos sísmicos entre pozosno contienen mucha información sobre los reflec-tores, los bordes de las capas del modelo de velo-cidad inicial utilizado para procesar tales datos,habitualmente se obtienen de los registros sóni-cos o los perfiles VSP estándar. Una limitación deeste tipo de levantamiento es la distancia máximapermitida entre los pozos—el valor habitual es dealgunos miles de metros—que varía con el tipo deroca, la atenuación, y la intensidad y el contenidode frecuencia de la fuente.

Muchos de los levantamientos de sísmica depozos mencionados precedentemente puedenser llevados a cabo en diferentes etapas de lavida productiva de un yacimiento. Los perfilesVSP con desplazamiento de la fuente, con des-plazamiento sucesivo de la fuente y 3D, y loslevantamientos sísmicos entre pozos tambiénpueden registrarse antes y después de la produc-ción, a fines de utilizar la técnica de repetición(técnica de lapsos de tiempo). Los levantamien-tos repetidos a distintos tiempos pueden revelarcambios en la posición de los contactos de losfluidos, cambios en el contenido de los fluidos, yotras variaciones tales como la presión de poro,los esfuerzos y la temperatura. Como sucede con

los levantamientos sísmicos de superficie repeti-dos, se debe tener cuidado para reproducir lascon diciones de adquisición y procesamiento enla forma más aproximada posible. Esto para quelas diferencias entre el levantamiento base y elefectuado con fines de monitoreo puedan inter-pretarse como cambios en las propiedades de losyacimientos.

El método VSP ha evolucionado desde sushumildes comienzos como un ajuste de la relacióntiempo-profundidad para los datos de sís mica desuperficie, hasta abarcar una amplia gama desoluciones para los problemas de exploración yproducción.9 El resto de este artículo está dedi-cado a algunos estudios de casos que destacan laversatilidad de los levantamientos de sísmica depozos de nuestros días, comenzando con los perfi-les VSP efectuados durante la perforación.

Reducción de la incertidumbre asociada conlas operaciones de construcción de pozosLos levantamientos de sísmica de pozos son cono-cidos por su capacidad para ajustar las seccionessísmicas registradas en escala de tiempo coninformación obtenida en escala de profundidad,tal como los registros de pozos y las profundida-des de perforación . Estas correlaciones sonposibles porque se conoce la profundidad de cadasensor sísmico de pozo y el tiempo que requiere

6. Breton et al, referencia 4.7. Horne S, Thompson C, Moran R,Walsh J, Hyde J y Liu E:

“Planning, Acquiring and Processing a Walkaround VSPfor Fracture Induced Anisotropy,” presentado en la 64aConferencia y Exhibición de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.

8. El proceso de inyección de fluido analizado aquí es para el soporte de presión, no para el fracturamientohidráulico.

9. Hornby BE, Yu J, Sharp JA, Ray A, Quist Y y Regone C:“VSP: Beyond Time-to-Depth,” The Leading Edge 25, no. 4 (Abril de 2006): 446–448, 450–452.

> Método microsísmico de monitoreo de las frac turas hidráulicas. Lossensores sensibles de componentes múltiples, instalados en un pozo de observación, registran los eventos microsís micos, o las emisionesacústicas, causadas por los tratamientos de fracturamiento hidráulico. El procesamiento de los datos determina la locali za ción de los eventos y la visualización permite a los ingenieros monitorear el avance de lasoperaciones de estimulación.

Yacimiento

Microsismo

Fractura hidráulica

Pozo de tratamiento Pozo de observación

> Levantamientos sísmicos entre pozos con lasfuentes en un pozo y los receptores en otro. Dadoque las trayectorias de rayos forman ángulosgrandes con respecto a cualquiera de las inter -faces de las formaciones, la energía reflejada esescasa; la mayor parte de la energía registradapor los receptores proviene de los arribos direc -tos. Estos datos revelan información sobre lasvelocidades de las formaciones en el volumencomprendido entre los pozos. La geometría re pe -tible de los levantamientos hace que los levan ta -mientos sísmicos repetidos entre pozos resultende utilidad, por ejemplo, para el monitoreo de losproyectos de inyección de vapor.

Sal

una onda sísmica para llegar al sensor. No obs-tante, contienen incertidumbres cuando los pozosaún deben alcanzar las profundidades que necesi-tan ser correlacionadas. En esas situaciones, esne ce sario observar delante de la profundidad totaldel pozo y anticipar las propiedades de las forma-ciones presentes delante de la barrena (mecha,trépano, broca).

Dos tipos de levantamientos de sísmica depozos—la generación de imágenes sísmicasdurante la perforación y los perfiles VSP interme-dios—pueden proveer información acerca de loque está delante de la barrena. En un ejemplodel primero, Devon Energy obtuvo una imagenVSP, además de información de la relacióntiempo-pro fundidad y de la velocidad durante laperforación de un pozo direccional en el Golfo deMéxico. Las formas de ondas registradas durantela conexión de la columna de perforación y trans-mitidas a la superficie durante las operaciones deperforación se procesaron en un centro de proce-samiento de Schlumberger y fueron reportadas alos ingenieros de Devon que desempeñaban susfunciones en la localización del pozo y en oficinasremotas. Una imagen sísmica inicial registrada du -rante la perforación con el servicio seismicVISION,a 305 m [1,000 pies] por encima del objetivo, in -

dicó que el pozo no alcanzaría el objetivo comoestaba planificado (izquierda). Los miembrosdel equipo de Devon en Houston decidieron des-viar la trayectoria del pozo y utilizaron datosseismicVISION adicionales para guiar el pozohasta la profundidad total prevista.

Los perfiles VSP intermedios también pro-veen información más allá de la profundidad total.BP corrió este tipo de VSP con desplazamientosucesivo de la fuente “para observar delante dela barrena” en un pozo de aguas profundas delGolfo de México.10

El pozo estaba destinado a penetrar una es-tructura salina para explotar los sedimentos sub-salinos. Las operaciones de perforación de pozosde aguas profundas a través de la sal son caras yries gosas. La sal oscurece las señales sísmicasprove nientes de las formaciones subyacentes, loque dificulta la generación de imágenes adecua-das de las mismas, y además forma un sello tan re-sistente que la presión de poro por debajo de lasal puede ser anormalmente alta.

Se pueden obtener estimaciones de la presiónde poro a partir de la relación de las velocidadessísmicas derivadas del procesamiento de los datossísmicos de superficie, pero estas velocidades a me-nudo plantean grandes incertidumbres.11 Los levan-tamientos de sísmica de pozos reducen el riesgo de

perforar los sedimentos subsalinos mediante la ob-tención de relaciones de velocidades sísmicas másprecisas antes de que el pozo salga de la sal.

En el levantamiento de BP, se utilizó una he -rra mienta de sísmica de pozos de 12 niveles pararegistrar datos sísmicos con desplazamiento suce-sivo de la fuente mientras la herramienta perma-necía engrapada cerca de la interfaz salina basal(abajo). En esta configuración con desplazamientosucesivo de la fuente, se dispararon 800 tiros de su-perficie en una línea que se extendía aproximada-mente 7,600 m [25,000 pies] a ambos lados delpozo. Las ondas compresionales generadas por lafuente se vuelven a reflejar como ondas P, denomi-nadas arribos P-p, y además como ondas S, denomi-nadas arribos P-s. Con la herramienta engrapadalo más cerca posible de la base de la sal, la ener-gía sísmica que se refleja formando ángulos varia-bles cerca de la base de la sal puede ser analizadapara determinar la variación de la amplitud conel ángulo (AVA) de incidencia. El análisis AVA—análogo al conocido análisis de variación de la am-plitud con el desplazamiento (AVO)—revela laspropiedades elásticas de los materiales en la in-terfaz reflectora.12

En este caso, los geofísicos esperaban medirlas velocidades de las ondas P y S de las capas sub-salinas, junto con las incertidumbres cuantifica-

26 Oilfield Review

> Adquisición de un VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente para de -terminar la variación de la amplitud con el ángulo (AVA) en la base de lasal. El procesamiento asume que las trayectorias de los rayos a través dela sal son equivalentes para el rayo directo y el rayo que se refleja nueva -mente desde la base de la sal.

> Generación de imágenes durante la perfo ra -ción. Dos imágenes sísmicas obtenidas durante laperforación (rojo y azul), se superponen sobre losdatos sísmicos de superficie preexistentes (negroy blanco). La primera imagen sísmica (a la izquier -da de la línea negra vertical), registrada en elpozo original (verde), indicó a los intér pre tes deDevon que el pozo no alcanzaría el obje tivo segúnlo planificado. La trayectoria del pozo fue des-viada (amarillo), y otra imagen sísmica obtenidadurante la perforación (a la derecha de la líneanegra vertical) indicó que el pozo alcanzaría elobjetivo.

Imagen registradadesde el pozo original

Imagen registrada desde el pozo desviado

Pozo original

Pozo desviado


10. Leaney WS y Hornby BE: “Subsalt Elastic VelocityPrediction with a Look-Ahead AVA Walkaway,” artículoOTC 17857, presentado en la Conferencia de TecnologíaMarina, Houston, 1° al 4 de mayo de 2006.

11. Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de laincertidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 2–17.

12. LeaneyWS, Hornby BE, Campbell A, Viceer S, Albertin My Malinverno A: “Sub-Salt Velocity Prediction with aLook-Ahead AVO Walkaway VSP,” ResúmenesExpandidos, 74a Reunión y Exposición InternacionalAnual de la SEG, Denver (10 al 15 de octubre de 2004):2369–2372.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.

13. Dutta NC, BorlandWH, LeaneyWS, Meehan R y Nutt WL:“Pore Pressure Ahead of the Bit: An IntegratedApproach,” en Huffman A y Bowers G (eds): PressureRegimes in Sedimentary Basins and Their Prediction,AAPG Memoir 76. Tulsa: AAPG (2001): 165–169.

> Comparación de los datos AVA con los resul tados modelados.Las amplitudes reflejadas P-p (rojo) y P-s (verde) pueden sercorregidas con un desfase de 6° en el ángulo de la interfaz, quecorresponde al echado de la base de la sal (azul para el valor deP-p corregido, y negro para el valor de P-s corregido). Las curvasdel modelo de mejor ajuste se mues tran en púrpura para P-p y ennaranja para P-s. (Adaptado de Leaney y Hornby, referencia 10.)

Coef

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–0.25

0

0.25

0.50

–0.50

–75 –50 –25 25 50 750

Ángulo de incidencia, °

> Comparación de las predicciones de las velo ci dades de las ondascompresionales (Vp) y las ondas de corte (Vs) y los rangos de incer ti -dumbre con los valores medidos. La predicción de Vp, obtenida con elVSP con desplazamiento sucesivo de la fuente “para observar delantede la barre na” y su rango de incertidumbre (verde) abarcan los valoresobtenidos posteriormente de los re gistros corridos en el mismo pozo(negro). De un modo similar, el valor anticipado de Vs y su rango deincertidumbre (nube azul) permitieron estimar en forma exacta lasvelocidades de corte registradas sub siguientemente (curva roja). Semuestra además la relación Vp/Vs anticipada (nube roja) y la relaciónde los resultados de los registros (curva azul). (Adaptado de Leaney yHornby, referencia 10.)

Prof

undi

dad Vs Vp Vp/Vs

Prediccionesde la técnica

de Monte Carlo

Velocidad Vp/Vs Relación

das, a ser utilizadas en las estimaciones de lapresión de poro y el peso seguro del lodo.13 Si sepretendía que los resultados del levantamientofueran de utilidad para la operación de perfora-ción diseñada para salir de la sal, el tiempo exis-tente entre el último tiro y la predicción del pesodel lodo debía ser corto y no superar dos días.

La variación de la amplitud con el ángulo de -pende de la densidad y de las velocidades de lasondas compresionales y de las ondas de corte delmaterial presente a ambos lados de la interfazreflectora. Las propiedades AVA medidas para losarribos P-p, y P-s, se compararon con los valoresmodelados, y el proceso de inversión incluyó lamodificación iterativa del modelo para lograr unmejor ajuste con los datos (derecha). El procesode inversión para la determinación de las veloci-dades de las ondas compresionales y las ondas decorte en las estructuras subsalinas es posibleporque la densidad y las velocidades dentro de lasal se conocen con un alto grado de certidumbre.El ruido presente en los datos dificulta la in ver -sión para conocer la densidad subsalina, demanera que se asume un valor esperado.

El proceso de inversión predijo la relación delas velocidades de las ondas P y S con menorgrado de incertidumbre que las estimacionesprevias a la perforación. Un registro sónico dipo-lar, registrado por debajo y a través de la sal,proporcionó una medida de las velocidades sub-salinas, posterior a la operación de perforación,que demostró ser consistente con las incertidum-bres anticipadas por el VSP con desplazamientosucesivo de la fuente “para observar delante dela barrena” (derecha).

VSP 3D de pozo dobleEn el Campo Riacho de Barra, un activo madurosituado en la Cuenca de Recôncavo, en el norestede Brasil, Petrobras tenía como objetivo reducirlos riesgos asociados con una campaña de perfora-ción de pozos de relleno. Los datos convencionalesde sísmica 3D de superficie del campo no habíanresuelto de manera satisfactoria las trampasestructurales y estratigráficas: una formación deconglomerado de alta velocidad, presente en lasobrecarga, atenuaba las señales sísmicas yreducía el ancho de banda, deteriorando la reso-lución y dificultando la definición de los límitesdel yacimiento para los intérpretes (arriba).14

Para mejorar la imagen sísmica, los geofísicosexaminaron la factibilidad de efectuar un VSP3D en los pozos existentes. El objetivo prin ci pal del levantamiento era resolver los truncamien-tos erosivos del yacimiento superior y delinearun objetivo más profundo que había sido po -bremente definido mediante la generación deimágenes sísmicas de superficie. Se construyóun modelo de velocidad inicial a partir de losdatos sísmicos 3D de superficie, que se calibró

28 Oilfield Review

14. Sánchez A y Schinelli M: “Successful 3D-VSP on Land Using Two Wells Simultaneously,” ResúmenesExpandidos, 77a Reunión y Exposición InternacionalAnual de la SEG, San Antonio, Texas (23 al 28 deseptiembre de 2007): 3074–3078.

15. “Thunder Horse: No Ordinary Project,” http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=9004519&contentId= 7009088(Se accedió el 8 de octubre de 2007).

con los registros de pozos de más de 30 pozos delárea. El modelado incluyendo el método detraza do de rayos ayudó a seleccionar el diseñodel levantamiento que maximizaría la coberturaen las interfaces a las que se apuntaba comoobjetivos.

El diseño del VSP 3D comprendió 2,700 pun-tos de tiro en un área de 13 km2 [5 mi2], a serregistrada desde dos pozos vecinos en forma si-multánea (próxima página, arriba). Para optimi-zar el aspecto logístico de la adquisición, un gruposísmico de Petrobras efectuó las operacionesesenciales del levantamiento, tales como la loca-lización de los puntos de tiro y la perforación delos pozos de ex plosión de 4 m [13 pies] para colo-car la dinamita. La presencia de una topografíaaccidentada y un paisaje boscoso agregaban difi-cultad a la campaña de adquisición. Dado que nose disponía de equipo de perforación en ningunade las localizaciones de pozos, se transportó unagrúa para desplegar las herramientas de recep-ción largas.

Dado que el registro de los datos requiere unbuen acoplamiento entre el receptor y la forma-

ción, ambos pozos fueron evaluados con el fin dedeterminar la calidad de la adherencia del ce -mento. Un equipo especialista en intervención depozos realizó operaciones de inyección forzadade cemento en ambos pozos para garantizar latransmisión de las señales desde la formación, através del cemento y de la tubería de revesti-miento, hasta los receptores de los acelerómetrosdel pozo.

Antes de la registración de los perfiles VSP 3D,se adquirió un VSP convencional de 115 niveles,en cada pozo. La calidad de los datos registradosayudó a optimizar la localización en profundidadde los arreglos VSI para la adquisición 3D, y losdatos de velocidad de cada pozo se utilizaronpara facilitar el procesamiento del VSP 3D.

Cuenca Tucano

Campo Riachode Barra

Cuenca Recôncavo

km 250

millas 250

A M É R I C A D E L S U R

B r a s i l

> Campo Riacho de Barra situado en el área terrestre de Brasil. Una sección transversal interpretada a partir de los registros de pozos (extremo superior)muestra el yacimiento principal (amarillo) y el ob jetivo inferior (naranja). Ambos se encuentran truncados en sus superficies superiores por la acción de la erosión y los sobreyace un conglomerado que oscurece las señales sísmicas. Después de que un levantamiento de sísmica 3D de superficie no lograragenerar una imagen adecuada del trunca miento erosivo, Petrobras registró un VSP 3D para delinear mejor los límites del yacimiento. (Modificado de Sánchezy Schinelli, referencia 14.)


Inline (línea sísmica paralela a la dirección de adquisición), crossline (línea sísmica perpendicular a la dirección de adquisición) y corte de tiempo

Cubo VSP 3D

700 m

Sección sísmica de superficie VSP 3D

> Resultados del VSP 3D de Petrobras. El levantamiento de sísmica depozos produjo resultados de alta resolución que pueden analizarse uti -lizando un software diseñado para la interpretación de datos sísmicos3D de superficie, incluyendo las visualizaciones de los cubos (extremosuperior izquierdo) y las visualizaciones inline, crossline y de los cortes(o perfiles) de tiempo (extremo inferior izquierdo). La resolución de losdatos del VSP 3D fue superior a la de los datos sísmicos de superficieen la misma área (derecha).

> Diseño de adquisición de un VSP 3D de pozo doble. Se planificaron más de 2,700 puntos de tiro enlíneas de un área de13 km2. El área cubierta une dos círculos centrados en dos pozos (izquierda). Lasposiciones de los puntos de tiro están codificadas en color, de baja elevación (azul) a alta elevación(rojo). Un modelo de velocidad, derivado de los datos sísmicos 3D de superficie existentes (derecha),resultó de utilidad en la planeación del VSP 3D. En el modelo de velocidad, las velocidades bajas sonazules y las velocidades altas son rojas. (Modificado de Sánchez y Schinelli, referencia 14.)

N

Para reducir la complejidad del procesamien tode los datos, los perfiles VSP 3D de cada pozo semanejaron por separado y luego se fusionaronantes de la etapa final de la migración. Las imá-genes resultantes muestran un incremento de laresolución con respecto a la de los datos sísmicos3D de superficie (abajo). Los intérpretes estántrabajando actualmente con los nuevos datosVSP 3D para definir los lími tes del yacimiento.

Perfiles VSP 3D en el Golfo de MéxicoUn ejemplo de un VSP marino proviene del CampoThunder Horse operado por BP en el sector cen-tro-sur del Cañón de Mississippi, en el Golfo deMéxico. El campo se encuentra en un tirante deagua (profundidad del lecho marino) de aproxi-madamente 1,920 m [6,300 pies] y alberga elequipo de perforación semisumergible amarradomás grande del mundo.15

La obtención de imágenes sísmicas en elárea es extremadamente complicada debido a lapresencia de abundantes cuerpos salinos so -breyacentes. La resolución de la complejidadestructural y del detalle estratigráfico es necesa-ria para el éxito; sin embargo, resulta difícil conlos datos de sísmica 3D porque la sal oscurecelos objetivos subsalinos principales. Los datossísmicos de superficie en tres dimensiones pade-cen de la presencia de múltiples en el fondo del

agua y en los sedimentos salinos, y experimen-tan atenuación en los niveles prospectivos másprofundos.

Los perfiles VSP tridimensionales pueden serdiseñados para reducir la propagación de lasondas a través de la sal (arriba). El hecho de evitarlas trayectorias de rayos a través de la sal eli-mina algunos de los desafíos inherentes a loslevantamientos sísmicos de superficie convencio-nales. Y, con los perfiles VSP, la energía reflejadarecorre un trayecto más corto, lo que reduce laatenuación y mejora la resolución. La geometría3D verdadera produce además datos provenientesde un amplio rango de azimuts, característica quemejora la iluminación en los levantamientos desísmica de superficie.16

Las tarifas diarias de los equipos de perforaciónde aguas profundas son altas y la adquisición deperfiles VSP 3D puede insumir varios días, incluso se-manas; por lo tanto, la operación debe ser eficiente.

30 Oilfield Review

> VSP 3D en espiral. Una geometría de registro en espiral incluyó la ope ra -ción de un arreglo de fuentes duales y un registro tipo flip-flop (una confi -guración que permite recargar un cañón de aire mientras el otro registra),en la que la embarcación fuente dispara primero una fuente a babor (pun-tos azules) y luego una fuente a estribor (puntos verdes). La geometría enespiral se repitió para cada profundidad del arreglo de receptores. (Modificado de Ray et al, referencia 17.)

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–6 –4 –2 0 2 4 6

Desplazamiento X, km

> Comparación de los resultados del perfil VSP 3D con una línea sísmica desuperficie 3D. Los datos del perfil VSP 3D (izquierda) muestran mayor resolu -ción en todas partes, comparados con los datos sísmicos de superficie(derecha). (Modificado de Ray et al, referencia 17.)

15,250

Prof

undi

dad,

pie

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17,750

20,250

22,750

25,250

27,750

5,000

Distancia, pies0–5,000 10,000

VSP 3D Sección sísmica de superficie

> Campo Thunder Horse, situado en el Cañón deMississippi en el Golfo de México (arriba). BPcorrió varios perfiles VSP 3D en esta área, dondese observan numerosas intrusiones salinas quereducen la efectividad de los levantamientossísmicos de superficie. Los perfiles VSP 3Dpueden diseñarse de ma nera tal que muchostrayectos de rayos impidan la propagación através de la sal (abajo).

Nueva Orleáns

km

millas

150

150

0

0

Gol fo de Méx ico

ThunderHorse

Sal

Herramienta VSI

Objetivo

500 m

3

2

1


En el momento de la ejecución del primer VSP 3Den el Campo Thunder Horse, se disponía de unaherramienta VSI con 12 grupos de tres componen-tes; esto era lo mejor que se podía correr. Se espera -ban presiones y temperaturas estándar: 17,400 lpc[120 MPa] y 135°C [275°F].17

El primer VSP 3D fue concluido en febrero de2002 en el Pozo 822-3 del Cañón de Mississippi.La herramienta VSI de 12 grupos se colocó en tresprofundidades consecutivas para producir un VSPefectivo de 36 niveles. Con el fin de asegurar la efi-ciencia, se seleccionó una geometría de fuentessísmicas en espiral, que se repitió para cada pro-fundidad del arreglo de receptores, disparandoaproximadamente 30,000 tiros y generando másde un millón de trazas (página anterior, derechaextremo superior). Se observó que la imagen eramuy superior a la de los datos sísmicos de super-ficie disponibles, con un grado de resolución mar-cadamente más alto, menos nivel de ruido y menostransformaciones artificiales (página anterior, de-recha extremo inferior).

La utilización de la herramienta VSI de nivelesmúltiples posibilitó la adquisición eficiente y eco-nómicamente efectiva de los datos VSP 3D en tornoa los pozos a los que se apuntaba como ob je tivo. Lasimágenes de alta resolución, pro venientes deestos perfiles VSP, pueden ser utilizadas paraguiar el posicionamiento de los pozos de desarro-llo, y las imágenes provenientes de pozos múlti-ples pueden combinarse para proporcionar unaimagen más general del subsuelo.

Los perfiles VSP 3D marinos pueden ser corri-dos incluso sin un equipo de perforación. Un ejem-plo de esta característica proviene del área GreenCanyon del Golfo de México, donde un cuerpo sa-lino complejo, que sobreyace el Campo Mad Dog,creó una zona de sombra que dificultó la obtención

de una imagen clara a partir de los datos sísmicosde superficie.18 Después de asentar la tubería de re-vestimiento en la profundidad total, un pozo delcampo fue abandonado provisoriamente y el equipode perforación se transportó para perforar otropozo desde la misma cubierta de la embarcación.Para registrar un VSP 3D en el primer pozo, se ins-talaron una grúa, un malacate y una unidad de adquisición de registros operada con cable en lapopa de la cubierta principal del equipo semisu-mergible. A través de esta apertura, se corrió unarreglo VSI de 20 niveles, con un espaciamiento de30 m [100 pies] entre los grupos, en un tirante deagua de 1,370 m [4,500 pies], que luego fue recu-perado y guiado hacia el cabezal de producciónsubmarina con un vehículo operado en forma re-mota (ROV). Una muestra de la operación envideo permitió que el operador de la grúa y los in-genieros de adquisición de registros coordinaranel despliegue de las herramientas con el operadordel ROV.

Una vez que el arreglo de receptores se colocóen su lugar, la adquisición de los datos continuóen forma eficiente, sin que existiera tiempo noproductivo. La embarcación fuente—Snapper deWesternGeco—remolcó un arreglo de tres caño-nes y registró dos líneas con desplazamientosucesivo de la fuente, y luego efectuó el levanta-miento siguiendo una geometría en espiral. El sistema VSI registró el VSP 3D, de 32,000 tirosen seis días. BP obtuvo ahorros sustanciales porel hecho de no utilizar el tiempo de equipo deperforación para la adquisición.

Los resultados del VSP 3D de Mad Dog ayuda-ron a producir una imagen mejorada en una zonaen la que los datos sísmicos de superficie habíansido afectados por la presencia de la sal sobreya-cente (abajo). Los intérpretes delinearon unafalla con un rechazo vertical de aproximadamente500 m [1,640 pies], que había hecho que un pri-mer pozo perdiera completamente el intervaloproductivo. De los tres pozos perforados en la

> VSP 3D sin equipo de perforación en el Golfo de México. Mientras se uti -lizaba el equipo de perfo ra ción para perforar un pozo, se efectuó un VSP3D en otro pozo con una herramienta VSI de 20 niveles bajada a través deuna falsa mesa rotatoria ubicada en el extremo posterior de la cubierta delequipo semisumergible (izquierda). En una imagen derivada de los datosVSP, la presencia de una falla con un rechazo importante (púrpura) explicaporqué algunos pozos perforados dentro de la estructura no accedieron ala zona productiva (rojo). El Pozo 1 encontró la falla pero no pudo llegar alyacimiento. El Pozo 2 intersectó una porción pequeña de la zona produc ti vay el Pozo 3 alcanzó la zona productiva en la localización correcta. La infor -mación sobre la localización de la falla y el echado (buzamiento), obtenidade los registros de echados (azul), confirma la interpretación de la falla enla imagen VSP. (Modificado con el permiso de Hornby et al, referencia 18.)

16. Camara Alfaro J, Corcoran C, Davies K, González PinedaF, Hill D, Hampson G, Howard M, Kapoor J, MoldoveanuN y Kragh N: “Reducción del riesgo exploratorio,”Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 26–43.

17. Ray A, Hornby B y Van Gestel J-P: “Largest 3D VSP in the DeepWater of the Gulf of Mexico to ProvideImproved Imaging in the Thunder Horse South Field,”Resúmenes Expandidos, 73a Reunión y ExposiciónInternacional Anual de la SEG, Dallas (26 al 31 deoctubre de 2003):422–425.Jilek P, Hornby B y Ray A: “Inversion of 3D VSP P-WaveData for Local Anisotropy: A Case Study,” ResúmenesExpandidos, 73a Reunión y Exposición InternacionalAnual de la SEG, Dallas (26 al 31 de octubre de 2003):1322–1325.Pfau G, Chen R, Ray A, Kapoor J, Koechener B y AlbertinU: “Imaging at Thunder Horse,” Resúmenes Expandidos,72a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG,Salt Lake City, Utah, EUA (6 al 12 de octubre de 2002):432–435.

18. Hornby BE, Sharp JA, Farrelly J, Hall S y Sugianto H: “3DVSP in the Deep Water Gulf of Mexico Fills in Subsalt‘Shadow Zone’,” First Break 25 (Junio de 2007): 83–88.

estructura antes de disponer del VSP, uno alcanzóel objetivo en el lugar correcto, y los registros detodos los pozos corroboraron la localización de lafalla y el echado interpretado a partir de los datossísmicos de pozos. BP determinó que el costo deperforar dos de los pozos de re-entrada podríahaber sido ahorrado potencialmente si el VSP 3Dse hubiera efectuado antes de perforar el primerpozo.

Optimización de las fracturas hidráulicas en tiempo realLas herramientas sísmicas de pozos han sido uti-lizadas desde la década de 1980 para detectar laenergía sísmica generada por los tratamientosde fracturamiento hidráulico.19 El objetivo con-siste en utilizar el conocimiento de la geometríade la fractura y el desarrollo espacial para ayudara mejorar las operaciones de fracturamiento.20

La capacidad para tomar decisiones que pue-dan optimizar los tratamientos de estimulación sebasa en dos requisitos principales: la recepciónde información precisa sobre la propagación de lafractura a tiempo para modificar las operacionesen curso, y la disponibilidad de la tecnología paraconcretar el cambio deseado.

Para satisfacer el primer requisito, Schlumbergerha desarrollado una técnica innovadora de monito-

reo de los tratamientos de fracturamiento hidráu-lico que provee a los ingenieros especialistas enoperaciones de estimulación información en tiemporeal, relacionada con la geometría y el desarrollode redes de fracturas inducidas hidráulicamente.Los resultados en tiempo real permiten que lascompañías operadoras tomen decisiones oportu-nas para modificar la geometría final de las fractu-ras y reducir o evitar situaciones indeseables, talescomo producción de agua, superposición con trata-mientos previos, pérdida de fluidos y operacionesde bombeo antieconómicas.

La capacidad para modificar el resultado deun tratamiento de estimulación depende delpro blema que se presente. Si la fractura se estádesarrollando fuera de su zona planificada, sepuede tomar la decisión de dar por concluido eltrabajo. Si el tratamiento no está alcanzando losintervalos deseados, se pueden ajustar los flui-dos bombeados para sellar las zonas conflictivas.La tecnología de divergencia puede obturar efec-tivamente los sistemas de fracturamiento y crearfracturas complejas adicionales.

Un operador utilizó el diagnóstico de la opera-ción de estimulación por fracturamiento hidráulicoStimMAP para rastrear el avance de una opera-ción de fracturamiento de etapas múltiples en unpozo horizontal de la Formación Barnett Shale.

Esta formación de la Cuenca Fort Worth, en el sec-tor centro-norte de Texas, es el play de gas másactivo de Estados Unidos. La Formación BarnettShale corresponde a un yacimiento de permeabi-lidad ultrabaja, densamente fracturado en formanatural, que requiere una superficie de fracturahidráulica vasta para ser estimulado en formaefectiva y de ese modo resultar económico.

El pozo de relleno horizontal fue perforado enla dirección del esfuerzo principal mínimo parafacilitar la creación de fracturas hi dráu li cas trans-versales. Las redes de fracturas inducidas por es-timulación hidráulica de diversos pozos verticalescercanos, intersectaron la sección del pozo co-rrespondiente al talón (abajo, a la izquierda).Estas regiones de bajo esfuerzo, generadas por lostratamientos de estimulación previos, tenderán aatraer las fracturas en proceso de propagación, di-ficultando potencialmente la estimulación de lapunta del pozo.

El tratamiento fue diseñado en dos etapas, unade las cuales apuntaba como objetivo a los cincoconjuntos de disparos más cercanos a la puntadel pozo. A partir de los eventos microsísmicoslocalizados en la Etapa 1a, resulta claro que lafractura se desarrolló alejándose del intervalo deesfuerzos más altos, cercano a la punta, y se ex -tendió hacia el intervalo de esfuerzos más bajos,en el talón del pozo, dejando la sección de la puntaestimulada en forma deficiente (próxima página).Para tratar de desviar el tratamiento siguientehacia los disparos lejanos, se bombeó una etapa dedivergente. El monitoreo de la actividad sísmicadurante la Etapa 1b indicó que nue vamente lasección correspondiente a la punta del pozo nose fracturaba y, una vez más, se bombearon algu-nas etapas de fluido divergente para tratar dedesviar el fluido de las zonas conflictivas.

La inspección del mapa de microsismicidadreveló que los eventos sísmicos se producíancerca, pero no más allá, de los primeros dos con-juntos de disparos. Se corrió tubería flexible paraverificar si algún tipo de obstrucción estaba impi-diendo el inicio de una fractura entre el se gundoy tercer conjuntos de disparos. Los ingenieros de-terminaron que la presencia de un tapón de arenaimpedía el tratamiento de estimulación en esasección del pozo.

Después de remover el tapón de arena, laEtapa 1c permitió la estimulación de la sección de

32 Oilfield Review

7,420

7,410

7,430

7,440

7,450

7,460

7,470

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undi

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9,500 9,000 8,500 8,000 7,500

Profundidad medida, pies

Trayectoria del pozo horizontalÁreas de producción de la Formación Barnett Shale

>Redes de fracturas hidráulicas y un pozo horizontal en la FormaciónBarnett Shale. Los pozos verticales (círculos), que penetran la FormaciónBarnett Shale, producen de áreas es timuladas, representadas en formaaproxi ma da por las zonas sombreadas (izquierda). El operador perforó unpozo horizontal (línea negra) para explotar las áreas sin drenar. La tra -yectoria del pozo (derecha) se inclinó en forma descendente en el talóndel pozo, y luego se elevó 9 m [30 pies] por encima de los 610 m [2,000 pies]que median entre el talón y la punta. Los cinco conjuntos de disparos enla sec ción del pozo correspondiente a la punta (rojo y verde), son lospuntos de en tra da para la Etapa 1 de los tratamientos de fractu ra mientohidráulico. Los puntos azules repre sentan los puntos de entrada para laEtapa 2.


la punta con éxito. De inmediato, se detectaroneventos microsísmicos en las secciones de lapunta no estimuladas previamente. Con el bom-beo de las etapas de divergentes adicionales,siempre que la microsismicidad en tiempo realdejaba de desarrollarse, el operador logró estimu-lar la sección de 274 m [900 pies] del lateral,correspondiente a la punta, sin utilizar numerosostapones puente y pasos de operaciones de dispa-ros, que resultan lentos y tediosos. Con una etapasubsiguiente se trató el talón del pozo, que tam-bién fue mapeado por la actividad microsísimica.

Monitoreo de las operaciones de disparosShell Exploration & Production estaba constru-yendo algunos pozos de producción en el CampoCormorant, situado en el sector británico del Mardel Norte. Los pozos iban a ser disparados conpistolas bajadas con la tubería de producción(TCP). Shell había considerado diversos métodosde verificación de las operaciones TCP y decidióintentar monitorear los tiros con una herramien tade sísmica de pozos. En los sistemas de disparosoperados con cable, los cambios producidos en latensión del cable pueden indicar que las pistolashan sido detonadas, lo que puede confirmarsecuando éstas se extraen e inspeccionan en la su -perficie. En los sistemas de disparos bajados conla tubería de producción, las pistolas puedendejarse en el pozo y nunca volver a llevarse a lasuperficie. Sin indicaciones positivas de su deto-nación, la única evidencia del éxito del operadorconsiste en extraer la tubería de producción yrecu perar las pistolas, lo que implica un costoimportante para el operador.

Si bien la herramienta VSI está diseñada pararegistrar levantamientos de sísmica de pozos, losreceptores también pueden detectar las señalesgeneradas por perturbaciones presentes en lasproximidades del pozo. Indudablemente, la he -

rramienta sería capaz de detectar las señales deuna fuente tan potente como las cargas huecas(premoldeadas) utilizadas para las operacionesde disparos si se corriera en el mismo pozo. Adiferencia de otras herramientas de sísmica depozos, la herramienta VSI puede emplearse paraobtener registros de cualquier duración. En undespliegue típico para registrar levantamientosde sísmica de pozos, la longitud de registro sefija en aproximadamente 5,000 ms y se inicia conla activación de la fuente sísmica controlada. Noobs tante, para el monitoreo de los tiros de los dis -paros, el sistema de registro fue regulado paracomenzar a registrar una vez anclada la herra-mienta en su posición y para seguir registrandohasta ser desconectada por el ingeniero decampo especialista en sísmica.

Los pozos serían multilaterales con una per -foración principal y una perforación lateral.Habitualmente, después de perforar y entubar laperforación principal, se bajaban hasta el inter-valo prospectivo y se dejaban en su lugar más de910 m [3,000 pies] de pistolas TCP para ser deto-nadas mediante un sistema de retardo de disparo.

> Eventos microsísmicos mapeados durante eldesarrollo de los tratamientos de fracturamientohidráulico. La Etapa 1a (extremo superior) esti-muló la región cercana al talón del pozo perodejó la mayor parte de la punta sin fracturar. Se introdujo fluido divergente para dirigir el trata-miento siguiente hacia los conjuntos de disparossituados en la punta del pozo. La Etapa 1b (segun -da) tampoco pudo estimular la punta e indicó lapresencia de una obstrucción en el pozo, entre elsegundo y tercer conjuntos de disparos. Despuésde la remoción de un tapón de arena, la Etapa 1c(tercera) logró estimular con éxito la sección res-tante, de 274 m [900 pies], correspondiente a lapunta. Si todas las etapas se grafican juntas(extremo inferior), se puede observar que laEtapa 2 permitió estimular la sección del pozocorrespondiente al talón (puntos azules oscuros).

500 pies

Etapa 1a

Obstrucción

Etapa 1b

Etapa 1c

Etapas 1 y 2

19. Albright JN y Pearson CF: “Acoustic Emissions as a Tool for Hydraulic Fracture Location: Experience at the Fenton Hill Hot Dry Rock Site,” SPE Journal 22, no. 4 (Agosto de 1982): 523–530.

20. Fisher MK, Heinze JR, Harris CD Davidson BM, Wright CA y Dunn KP: “Optimizing Horizontal CompletionTechniques in the Barnett Shale Using MicroseismicFracture Mapping,” artículo SPE 90051, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.Ketter AA, Daniels JL, Heinze JR y Waters G: “A FieldStudy Optimizing Completion Strategies for FractureInitiation in Barnett Shale Horizontal Wells,” artículo

SPE 103232, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.Le Calvez JH, Klem RC, Bennett L, Erwemi L, Craven M y Palacio JC: “Real-Time Microseismic Monitoring ofHydraulic Fracture Treatment: A Tool to ImproveCompletion and Reservoir Management,” artículo SPE106159, presentado en la Conferencia sobre Tecnologíade Fracturamiento Hidráulico de la SPE, College Station,Texas, 29 al 31 de enero de 2007.

Luego se colocaba una cuña de desviación—parasacar la tubería de revestimiento con el fin deperforar el pozo lateral—en el pozo principal porencima del intervalo a disparar. A continuación,se anclaba un grupo VSI, 33 m [100 pies] porencima de la cuña de desviación para monitorearla detonación de las pistolas de disparos (arriba).Después de detonar las pistolas y perforar, termi-nar, disparar y limpiar la perforación lateral, sedisparaba la cuña de desviación para permitir laproducción del yacimiento penetrado por la per-foración principal.

La herramienta VSI detectó el arribo precisode la señal proveniente de la ejecución de los dis -paros (derecha). La herramienta se encontrabacerca de la cuña de desviación, y la gran magni-tud de la señal sa turaba el rango dinámico del sis-tema de registración. Si bien la amplitud no puedeleerse en el registro, se puede detectar un incre-mento de la frecuencia de la señal durante variossegundos después del arribo. El nivel de la señalvolvió al nivel del ruido de fondo, unos 8 segundosdespués del arribo de la señal. Las señales sísmi-cas confirmaron la detonación exitosa de las pis-tolas de disparos.

Cumplido el objetivo principal, los ingenierosde Shell examinaron los datos sísmicos para ob -tener información adicional. Las pistolas habíansido detonadas y las pistolas vacías se habían lle-nado con fluido. El retorno del nivel de la señalsísmica a los niveles de ruido de fondo indicó quelos fluidos habían dejado de moverse en esta por-ción del pozo. Se interpretó la duración total dela señal en el registro sísmico para representar el

tiempo insumido en llenar el volumen vacío de lapistola. Dado que la porción del pozo por debajode la cuña de desviación es un sistema cerrado, yconociendo el volumen de las pistolas de dispa-

ros, que es efectivamente una cámara a presiónatmosférica, los ingenieros de Shell in clu yeron eltiempo requerido para llenar las pistolas en unesfuerzo por obtener una estimación aproximada

34 Oilfield Review

> Registro sísmico derivado de la ejecución de los disparos y otros eventos. Esta representación esun registro continuo que comienza en el extremo superior, siendo la segunda línea una continuaciónde la primera, y así sucesivamente. Para cada línea, el eje vertical es la amplitud de la señal. La señalproveniente de la ejecución de los disparos aparece con un arribo preciso a la hora 04:44:22. La señalsatura el rango dinámico del sistema de registro durante varios segundos. El registro retorna a losniveles de ruido de fondo a la hora 04:44:30, pero antes y después de esa hora se producen algunosruidos explosivos aislados.

Hora

04:44:03

04:44:15

04:44:27

04:44:39

04:44:51

0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0

Tiempo, s

Arribo de la señal, el 25 de octubre a la hora 04:44:22

Señal intensamente saturada ya que el rango dinámico del sistema de registro no puede abordar la magnitud del evento. La frecuencia del evento se incrementa con el tiempo

Señal completamente saturada duranteel corto tiempo de registro Ruido explosivo

aislado, aproximadamente 6.7 segundos después del pulso de energía principal

Retorno a los nivelesde ruido de fondo el 25 deoctubre a la hora 04:44:30

Se observan ruidos explosivos aleatorios después del cese del evento principal. La magnitud está reducida en el nivel de ruido

> Monitoreo de las operaciones TCP con un receptor de sísmica de pozos. Las pistolas de disparos se ba jaron con tubería flexible, se dejaron en el fondo del pozo y se regularon para detonar con un retardo largo. Después de colocar una cuña de desviación, se desplegó una herramienta VSI a través de lacolumna de perforación y se ancló a 33 m [100 pies] por encima de la cuña de desviación. La detonación de las pistolas creó las señales sísmicasregistradas por los sensores.

Herramienta VSI

Cuña de desviación Pistolas de disparos


del potencial de flujo abierto absoluto. Con estainformación adicional, derivada del monitoreosísmico de la ejecución de los disparos, los inge-nieros de Shell obtuvieron nuevos conocimientosdel comportamiento del yacimiento.

Levantamientos en condiciones de alta presión y alta temperaturaSi bien la herramienta VSI puede registrar levan-tamientos sísmicos en la mayoría de los pozos, lospozos de alta presión y alta temperatura (HPHT)plantean requerimientos especiales. La he -rramienta de adquisición sísmica, desarrolladapara la plataforma de adquisición de registrosen pozos de alta presión/alta temperatura dediámetro reducido SlimXtreme, combina unacondicionamiento de alto rendimiento con latecnología de registro analógico, minimizando elempleo de componentes electrónicos frágiles(derecha). Esta herramienta de 33⁄8 pulgadas dediámetro, como las demás herramientas de lafamilia Xtreme, fue concebida para operar encondiciones de hasta 30,000 lpc [207 MPa] y260°C [500°F]. La probeta liviana y corta sediseñó con un conjunto unitario de receptores detres componentes para manejar los levantamien-tos de tipo tiro de prueba de velocidad, perotambién se está utilizando ahora para adquiririmágenes VSP completas en pozos HPHT.

ConocoPhillips (U.K.) Limited tenía diversasrazones para correr la herramienta analógica desísmica de pozos de diámetro reducido en un pozoHPHT desafiante, perforado en el sector centraldel Mar del Norte. El primer objetivo consistía engenerar una correlación tiempo-profundidad pre-cisa entre los datos de pozos y los datos sísmicosmarinos 3D, desplegados en escala de tiempo enel área del objetivo. Si bien la reflexión en la basede la creta era claramente interpretable en lassecciones sísmicas, la reflexión más profunda enel tope del yacimiento no resultaba tan fácil depicar. La correlación entre el VSP, el registro depozo y los datos sísmicos de superficie incremen-taría la confiabilidad en la interpretación de laforma y el alcance del yacimiento.

ConocoPhillips deseaba además obtener unaimagen VSP en escala de profundidad del inter-valo prospectivo y de las capas presentes pordebajo de la profundidad total. En los datos sís-micos de superficie, las capas prospectivasinclinadas son parcialmente perturbadas por lapresencia de ruido proveniente de las múltiples,que aparecen como reflexiones horizontales queinterfieren con las señales del yacimiento. Dadoque un VSP registra tanto las ondas descenden-tes como las ascendentes con un procesamiento

de componentes múltiples, una imagen VSPpuede contener menos múltiples y proporcionaruna imagen más precisa de la estructura del ya -cimiento. Y, mediante la extensión de la imagen por debajo del pozo, sería posible correlacionarlos horizontes presentes por debajo del yaci-miento con las reflexiones observadas en losdatos sísmicos de superficie.

La tercera razón para adquirir los datos VSPfue la obtención de mejores estimaciones de lasvelocidades de las formaciones para un reproce-samiento mejorado de los datos sísmicos marinos3D. La reducción de las incertidumbres asociadascon las velocidades de la creta y las formacionessubyacentes produciría imágenes 3D más preci-sas, lo que se traduciría potencialmente en unareducción del riesgo relacionado con las opera-ciones de perforación futuras en el área.

La herramienta analógica de sísmica de pozosde diámetro reducido era la única opción pararegistrar un VSP en las condiciones de presión ytemperatura esperadas. Con la profundidad totalpor debajo de 4,600 m [15,000 pies], las tempe-

raturas podían alcanzar 193°C [380°F]. La tra-yectoria del pozo fue desviada por encima de lacreta y luego fuera del plano de desviación amedida que se incrementaba la profundidad.

A pesar de las condiciones extremas, el pro-ceso de adquisición de registros se desarrolló sinproblemas. La herramienta registró datos en lasestaciones receptoras, cada 15 m [50 pies],abarcando un intervalo de profundidad que seextendía en forma ascendente desde el yaci-miento hasta la creta, y también a intervalosmás espaciados en posiciones más elevadas de lasección. En la más profunda de las 73 estacio-nes, la temperatura alcanzó 380°F. La fuentesísmica, compuesta por tres cañones de aire de150 pulgadas3, fue desplegada en el equipo deperforación, en una configuración de levanta-miento sin desplazamiento de la fuente.

El procesamiento de los datos de tres compo-nentes para determinar dónde se originaron lasreflexiones incluyó los pasos estándar además deuna corrección especial por la naturaleza 3D dela trayectoria del pozo. Esto permitiría migrar

> Herramienta de adquisición de datos sísmicos de pozos para condiciones extremas. La plataformade adquisición de registros de pozos de diámetro reducido de alta presión y alta temperatura SlimXtremeopera en condiciones de hasta 30,000 lpc y 500°F. Las compañías operadoras han utilizado la herra -mienta a temperaturas de hasta 238°C [460°F].

Unidad decable estándar

de Schlumberger

Cable de alta resistencia

Malacate de doble tambor con cable de alta resistencia

Cañónde aire

los datos VSP utilizando un algoritmo 2D. La tra-yectoria 3D de la perforación se proyectó en unplano vertical alineado con la porción somera delpozo (arriba). Los tiempos, localizaciones yamplitudes de las reflexiones se calcularon asu-miendo que las señales VSP se confinaban a esteplano, pero en realidad, algunas reflexionestenían lugar fuera del plano. Para tomar encuenta este fenómeno, las trayectorias de rayos ylos tiempos de tránsito para cada traza se calcula-ron utilizando el modelo de velocidad 3D derivadodel procesamiento de la sísmica de superficie ini-cial y se compararon con las trayectorias de rayosy los tiempos de tránsito calculados a partir de unmodelo 2D, extraído del volumen 3D de la secciónvertical dominante seleccionada para el procesa-miento. La diferencia existente entre los dosconjuntos de tiempos de tránsito residuales cal-culados se sumó a cada traza como unacorrección estática antes de la migración.

Las diferencias de los modelos de velocidadindicaron además que el VSP detectó velocidadesmás altas en la capa de creta y velocidades másbajas por debajo de la misma, que las vistas en elmodelo de velocidad de la sísmica de superficie.Estas diferencias se traducen en los errores de

ajuste observados entre la imagen VSP y la ima-gen de la sísmica de superficie por debajo delintervalo de creta (abajo).

Las profundidades de los reflectores en laimagen VSP también se ajustaron a las de unatraza sintética generada a partir de registros depozos sónicos y de densidad, lo que confirmó laprecisión de las profundidades de la imagen VSPa pesar de la pugna existente entre la naturaleza

3D del objetivo de la adquisición y el enfoque 2Dpara resolverla (próxima página, arriba a laizquierda). ConocoPhillips (U.K.) Limited estáutilizando las velocidades obtenidas del levanta-miento de sísmica de superficie para asistir enel reprocesamiento de los datos de sísmica desuperficie existentes y tiene proyectado utilizarla herramienta analógica de sísmica de pozos dediámetro reducido en los pozos HPHT futuros.

Las ondas del futuroLos levantamientos de sísmica de pozos hanavanzado en forma significativa desde sus oríge-nes como métodos de conversión de la escala detiempo a la de profundidad para correlacionar losdatos de pozos con los datos sísmicos, aunquetodavía continúan utilizándose fundamental-mente para ajustar la relación entre el tiempo yla profundidad. Como se observa en este artículo,los perfiles VSP pueden satisfacer una ampliavariedad de necesidades, proveyendo imágenes3D del subsuelo, contribuyendo a la optimiza-ción de las fracturas hidráulicas, verificando lasoperaciones de disparos y obteniendo datos dealta calidad en condiciones HPHT.

Sin duda alguna, el futuro de los perfiles VSPadoptará numerosas direcciones. Las innovacio-nes del hardware incluirán nuevas herramientasde fondo de pozo para tolerar condiciones exigen-tes y nuevas fuentes para posibilitar procesos deadquisición aún más eficientes. Algunos operado-res han intentado la instalación permanente quepermite el monitoreo de los yacimientos en el

36 Oilfield Review

> Comparación de los resultados VSP con los datos de la sísmica de superficie. La imagen de lasísmica de superficie, producida utilizando las velocidades de la creta que son demasiado bajas(izquierda), no se ajusta con el VSP (derecha). (El VSP corresponde a una región pequeña conmayores amplitudes y mayor resolución que la imagen sísmica de superficie y se vuelve másestrecha hacia arriba). El error de ajuste puede verse en diversos intervalos.

X.250

X.500

X.750

Y.000

Y.250

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

s

Creta

Profundidad total del pozo

>Trayectoria del pozo HPHT de ConocoPhillips en el Mar del Norte. En estavista en planta, la po sición de la fuente es una esfera azul, los re ceptoresdel pozo están indicados por los puntos verdes, y los puntos de reflexiónen el objetivo se muestran como sombras de azul y blanco. La porción su -perior del pozo sigue un azimut de N61E, luego se desvía hacia el noroestecon la profun didad. La geometría del conjunto fuen tes-recep to res y lostiempos de tránsito se pro yec taron en una sección vertical a lo largo deN61E, para definir un azimut unitario con el cual migrar los datos.

61°

21. Hornby et al, referencia 9.22. Djikpesse H, Haldorsen J, Miller D y Dong S:

“Mirror Imaging: A Simple and Fast Alternative toInterferometric Migration of Free-Surface Multiples with Vertical Seismic Profiling,” presentado ante lapublicación Geophysics, 2007.


largo plazo.21 Podrían utilizarse herramientas deinstalación permanente para efectuar levantamien-tos de repetición o para detectar la sismicidad indu-cida por las operaciones de producción o deinyección, aún cuando se desplieguen en los pozosde producción o de inyección.

Otros avances tendrán lugar en el proceso deprocesamiento para producir mejores imágenes apartir de los datos registrados. La mayor parte delas técnicas de procesamiento para crear imáge-nes provenientes de los datos VSP se ha basado enlos métodos de sísmica de superficie. Pero loslevantamientos de sísmica de pozos, con sus geo-metrías particulares, ofrecen oportunidades queno han sido exploradas en su totalidad.

Un área prometedora es la denominada inter -ferometría, que es la interferencia de dos o más

ondas para producir una onda de salida que esdiferente de las ondas de entrada. Los cientí ficosestán investigando formas de utilizar la interfero-metría para transformar las señales previamenteconsideradas ruido en información valiosa. Porejemplo, en los flujos de trabajo habituales de lageneración de imágenes provenientes de los datosVSP, sólo se migran las reflexiones primarias. Lasreflexiones múltiples en superficies libres suelenconsiderarse ruido, por lo que se eliminan antesde migrar los datos registrados. Si bien se benefi-cian con la reducción de la atenuación y elmejoramiento del control de velocidad con res-pecto a los datos de sísmica de superficiemigrados, las imágenes VSP migradas resultantesse restringen a una zona de iluminación relativa-mente estrecha que se encuentra por debajo de

los receptores del pozo. No obstante, las reflexio-nes múltiples relacionadas con superficies librescontienen información valiosa sobre las estructu-ras más someras del subsuelo y, si se migrancorrectamente, pueden proveer una iluminaciónmás amplia y mejor resolución vertical de las pro-piedades del subsuelo que cuando se generanimágenes utilizando reflexiones primarias sola-mente (arriba).22

El primer objetivo de los perfiles VSP fue redu-cir el riesgo al posibilitar una correlación entre eltiempo y la profundidad precisa entre los datos dela sísmica de superficie y los registros de pozos.Las capacidades actuales y futuras de los levanta-mientos de sísmica de pozos siguen incluyendo lareducción de riesgos, pero también se extienden almejoramiento de la recuperación de reservas. –LS

>Ajuste de las profundidades de los reflectores en una imagen VSP con unatraza sintética derivada de un registro de pozo. Una prueba de datos sísmicoscorrectamente correlacionados en profundidad consiste en el ajuste conuna traza sintética generada a partir de registros de pozos sónicos y dedensidad. En este caso, la traza sintética se grafica en amarillo por cues -tiones de visibilidad y sólo se representan las amplitudes positivas, demanera de no oscurecer los datos sísmicos. En la mayor parte del pozo, las amplitudes positivas de la traza sintética se correlacionan con las del VSP, lo que genera confiabilidad en las hipótesis de las proyeccionesefectuadas durante el procesamiento. La imagen VSP se extiende más allá del fondo del pozo.

X.500

X.750

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dob

le, s

Y.000

> Generación de imágenes especulares; unejemplo de interferometría. La superficie libre yla zona que se encuentra por encima de esasuperficie son reemplazadas por una imagenespecular de un medio con las mismas propie -dades elásticas que el medio que contiene elpozo y los receptores. Los receptores en elmaterial nuevo son la imagen especular de losreceptores originales. Si bien el experimentosísmico del pozo original poseía una zona deiluminación restringida al área que se encuentrapor debajo de los receptores, el experimentoreflejado posee una zona de iluminación que se extiende hasta la superficie libre previa.

Superficie libre

Receptoresreflejados

Receptores defondo de pozo

Fuente

Documents

Levantamientos de sísmica de pozos