54 Oilfield Review

Aplicaciones sísmicas a lo largo dela vida productiva del yacimiento

Trine AlsosAlfhild EideStatoilTrondheim, Noruega

Donatella AstrattiStephen PickeringGatwick, Inglaterra

Marcelo BenabentosNader DuttaSubhashis MallickGeorge SchultzHouston, Texas, EUA

Lennert den BoerCalgary, Alberta, Canadá

Michael LivingstoneAberdeen, Escocia

Michael NickelLars SønnelandStavanger, Noruega

Juergen SchlafPhillips Petroleum CompanyStavanger, Noruega

Pascal SchoepferPetroleum Development OmánMuscat, Sultanato de Omán

Mario SigismondiJuan Carlos SoldoPecom Energía de Pérez Companc SANeuquén, Argentina

Lars Kristian StrønenStatoilBergen, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Mike Bahorich, Apache Corporation, Houston,Texas, EUA; Lee Bell, Laurence Darmon, Olav Holberg, JohnWaggoner y Bob Will, Houston, Texas; Phil Christie,Cambridge, Inglaterra; Doug Evans, Malcolm Francis,Michael French, Bob Godfrey, Kim Hughes y StephenMcHugo, Gatwick, Inglaterra; y a Ray Pratt, Amerada Hess,Oslo, Noruega.ECLIPSE, FrontSim, MultiWave Array y RFT (Multiprobadorde Formaciones) son marcas de Schlumberger.

Las compañías operadoras están explotando mejor sus yacimientos mediante la

combinación de imágenes sísmicas de alta calidad con datos convencionales

de yacimientos. Los equipos a cargo de los activos de esas compañías utilizan

esta información sísmica calibrada para lograr una mejor comprensión de las

propiedades del yacimiento, lo cual les permite reducir el riesgo en cada etapa

de la vida útil de sus áreas prospectivas.

En los últimos diez años, los levantamientos sís-micos 3D se han convertido en una herramienta deexploración indispensable para las compañías depetróleo y de gas. Las inversiones realizadas enadquisición, procesamiento e interpretación dedatos sísmicos, han permitido obtener informacióncrucial acerca de las estructuras y ubicaciones delos yacimientos. Ahora, muchas compañías estándescubriendo formas de aprovechar mejor susdatos sísmicos, trascendiendo los límites de laexploración, para extraer información adicionalque les permita evaluar sus reservas con mayorcerteza, desarrollar sus descubrimientos con másefectividad y producir petróleo y gas de maneramás efectiva desde el punto de vista de los costos.

Los datos sísmicos pueden incrementar elvalor de los activos en todas las etapas de la vidaproductiva del yacimiento (página siguiente,arriba). Durante la etapa de exploración, las áreasprospectivas promisorias se examinan en grandetalle. Los datos sísmicos de superficie de altaresolución ayudan a refinar el modelo geológicode un área prospectiva y permiten entender mejorel sistema petrolero, con lo cual se puede optimi-zar la selección inicial de las localizaciones de lospozos y aportar información para el análisis deriesgo. Durante la etapa de evaluación, los inge-nieros de perforación aprovechan los modelosmecánicos y los modelos de presión tridimensio-nales, ambos construidos en base a datos sísmi-cos, para predecir la ubicación de zonas riesgosasdel subsuelo, tales como zonas de flujo de aguassomeras y altas presiones de poro. En la etapa dedesarrollo, se pueden confeccionar mapas de laspropiedades de los yacimientos en la región entrepozos, utilizando datos sísmicos calibrados con

información de los pozos. Los geocientíficos y losingenieros utilizan datos de registros, núcleos ypruebas de pozos para generar descripciones deyacimientos en base a datos sísmicos, a partir delas cuales pueden crear modelos de yacimientos.Más tarde, los grupos de producción pueden utili-zar levantamientos sísmicos aplicando la técnicade lapsos de tiempo (sísmica 4D) a fin de rastrearcambios de saturación y de presión, para un mejoremplazamiento de los pozos de relleno y con elobjetivo de prolongar la vida productiva delcampo.

Las compañías operadoras aprovechan losavances tecnológicos logrados en la adquisición yel procesamiento de datos sísmicos para mejorarel rendimiento de sus activos de petróleo y degas, desde el descubrimiento hasta el abandono.En este artículo, se demuestra cómo los métodossísmicos están satisfaciendo las demandas decompañías operadoras de distintos tamaños, entodas las etapas de la vida productiva del campo.Mediante la descripción de algunos casos prácti-cos, se ilustran los diversos usos de los datos sís-micos más allá de las aplicaciones con finesexploratorios, recalcándose aquellas aplicacionesdesarrolladas específicamente para el control delyacimiento.

Reducción de riesgos, mejoramiento de los aspectos económicosDurante la etapa de exploración, los datos sísmi-cos 3D ayudan a las compañías operadoras adefinir el potencial de un área prospectiva y aidentificar el método óptimo para su evaluación.A esta altura del ciclo de vida del área prospec-tiva, los datos sísmicos pueden constituir la

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Otoño de 2002 55

única información disponible para evaluar yaci-mientos potenciales y medir la incertidumbre y elriesgo, antes de comprometer las enormes inver-siones y los vastos recursos que implica todaevaluación exhaustiva. Durante esta etapa, laperforación, las pruebas y la producción de lospozos, aportan información crucial y detalladasobre el yacimiento en la zona cercana al pozo. Amedida que este nivel de detalle se integra conlos datos sísmicos, las interpretaciones máscompletas generan nuevas oportunidades másallá del pozo, lo cual reduce finalmente el riesgoy mejora los aspectos económicos durante laetapa de desarrollo del campo.

Utilizando este concepto, Pecom Energía dePérez Companc SA (PECOM) y WesternGecolograron mejorar su comprensión del yacimientoMaría Inés Oeste, ubicado en la provincia deSanta Cruz, Argentina; estableciendo las basespara el éxito de su evaluación y su futuro desa-rrollo (derecha). El yacimiento de areniscas MaríaInés tiene un espesor promedio de 50 m [160pies] y produce petróleo y gas, dependiendo de laubicación del pozo. La aplicación de técnicas cua-litativas de variación de la amplitud con el des-plazamiento (AVO, por sus siglas en inglés), nosólo contribuyó a definir las localizaciones de lospozos, sino que también condujo a la perforaciónde pozos no comerciales en “puntos brillantes.”1

1. Las técnicas AVO cualitativas se desarrollaron para com-prender la relación entre la presencia de hidrocarburos ylos puntos brillantes, o reflexiones de gran amplitud.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

Exploración Evaluación Desarrollo Producción

Tiempo

Optimización del yacimiento Desarrollo tradicional

Minimización delas erogaciones de capital

Aceleración dela producción

Minimización delos gastos operativos

Maximización dela producción Maximización de

la recuperación

Prórroga del abandono0

_

+

Fluj

o de

fond

os

> Etapas del ciclo de vida de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés). Con el tiempo, los yacimientos de petróleo y de gas atra-viesan cuatro etapas básicas: exploración, evaluación, desarrollo y producción. Los objetivos cambian a medida que los campos maduran, locual incide sobre los gastos y las estrategias de producción y desarrollo. Las técnicas innovadoras de procesamiento e interpretación de datossísmicos pueden contribuir a optimizar la producción, con el consiguiente aumento del valor de un activo en cada una de las etapas de la vidaútil del mismo.

0 400km

0 240millas

Río Gallegos

Pto. Santa Cruz

San Julián

ColoniaLas Heras

I S L A SM A L V I N A S

O c é a n o A t l á n t i c o

C H

I

L

E

S a n t a C r u z

N

CampoMaría Inés

A

R

G

E

N

T

I

N

A

> Ubicación del campo María Inés Oeste en la provincia de Santa Cruz, República Argentina.

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Los geofísicos utilizan técnicas AVO para eva-luar el espesor, la porosidad, la densidad, la velo-cidad, la litología y el fluido contenido en lasrocas, mediante el análisis de la variación de laamplitud de las reflexiones sísmicas cuando varíala distancia entre el punto de disparo y el recep-tor. Un análisis AVO exitoso requiere el procesa-miento especial de los datos sísmicos y el

modelado sísmico para determinar las propieda-des de la roca con un fluido conocido en el medioporoso. Con ese conocimiento, es posible mode-lar la respuesta sísmica de la roca con otros tiposde fluidos alojados en los poros. Los análisis AVOestándar arrojan respuestas de índole cualitativamás que cuantitativa, lo cual dificulta la integra-ción de sus resultados en los modelos.

El levantamiento sísmico 3D del yacimientoMaría Inés—que cubrió un área de 258 km2 [100millas cuadradas] con 33 líneas fuente—fueregistrado entre noviembre de 1995 y febrero de1996. Como fuente sísmica se utilizó un camiónvibrador (izquierda). El desarrollo exitoso delcampo María Inés Oeste exigía pozos de mayorproducción acumulada y de menor riesgo, demodo que fue necesario contar con una técnicainnovadora para reducir la incertidumbre aso-ciada con la perforación de pozos nuevos.2

PECOM decidió recurrir al grupo SeismicReservoir Services (SRS) de WesternGeco, a losefectos de hallar una forma más confiable de uti-lización de los datos sísmicos existentes paradiferenciar entre áreas productivas y áreas noproductivas del campo. Los pasos cruciales adop-tados durante el reprocesamiento de los datos decampo permitieron atenuar el ruido—por ejemplo,los saltos de ciclo de los datos y las ondas super-ficiales—y compensar las variaciones de ampli-tud con el desplazamiento, la fuente y el receptor,preservando a la vez la información de amplitudrelativa contenida en los datos. Estos pasos permi-tieron además mejorar sustancialmente la calidadde la imagen (abajo). Los rasgos estructurales, talescomo fallas, fueron definidos con mayor nitidez.

56 Oilfield Review

> Operaciones sísmicas en el campo María Inés Oeste, ubicado en la provin-cia de Santa Cruz, República Argentina. Las cuadrillas y equipos de levanta-mientos sísmicos debieron enfrentar una amplia gama de condiciones meteo-rológicas durante la adquisición de los datos.

0127 _128Amplitud

Antes del reprocesamiento Después del reprocesamiento

1 km0.62 millas

> Sección sísmica antes y después del reprocesamiento. La sección sísmica reprocesada (derecha) muestra fallas definidas con mayor nitidez y mayorcontinuidad de los eventos en las zonas de interés que la sección sísmica original (izquierda).

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En las áreas de interés se mejoró el contenido defrecuencia total, lo cual permitió generar imáge-nes de mayor resolución que las imágenes sísmi-cas originales. La alta calidad de los datosreprocesados resultó esencial para el éxito delproceso de inversión sísmica antes del apila-miento y del análisis AVO.3

Durante el reprocesamiento de los datos, seutilizó una técnica innovadora de inversión sís-mica híbrida. Esta técnica, que combina la inver-sión de formas de onda antes del apilamiento, elanálisis AVO y la inversión después del apila-miento, se aplicó a un área de 50 km2 [19 millascuadradas] del campo. La inversión híbridaimplica un uso menos intensivo de la computa-dora que la inversión de formas de onda antes delapilamiento estándar, de modo tal que se puedenprocesar grandes volúmenes de datos sísmicoscon excelentes resultados.4 El análisis AVO por sísolo se considera generalmente una herramientacualitativa, pero puede hacerse cuantitativa si seajusta o calibra con datos de pozos.

Dentro del área de 50 km2, se seleccionaron15 localizaciones de pozos perforados anterior-mente en base a puntos brillantes, de gran ampli-tud, que evidenciaban el cierre estructural.Mientras se ejecutaba este proyecto, se estabaperforando un pozo nuevo cuya localización tam-bién había sido seleccionada sin el aporte de lanueva técnica de inversión híbrida. Un mapa deamplitud de los datos compresionales migrados,mostraba las regiones anómalas que constituye-ron la base de la selección de las localizacionesde pozos (arriba a la derecha). El mapa de ampli-tud confirmó la selección de todas las localizacio-nes de pozos existentes, e indicó que el pozo quese estaba perforando atravesaría volúmenescomerciales de hidrocarburos en las areniscas delyacimiento María Inés. El análisis de amplitudtambién sugirió la presencia de áreas potencial-mente productivas hacia el noroeste del campo.

También se construyeron mapas de los valoresde impedancia de ondas compresionales (P) y ondasde corte (S), obtenidos del trabajo de inversión. Elmapa de impedancia de ondas P era similar al mapade amplitud y conducía a identificar las mismasáreas de producción potencial. El mapa de impe-dancia de ondas S aparecía sin rasgos, por lo cualresultaba de poca utilidad en sí mismo. No obstante,si se analizaban los dos conjuntos de datos en formaconjunta para formar un atributo que reflejaba larelación de Poisson del yacimiento, se obtenía unaimagen más precisa del fluido alojado en los poros.En vez de utilizar el análisis AVO estándar, el pro-ceso de inversión híbrida, que se ajustó a los datosde pozos, generó una interpretación de la relaciónde Poisson más precisa a partir de la cual se pudie-ron seleccionar las localizaciones de los pozos.

La relación de Poisson varía con la litología, laporosidad y el fluido contenido en el espacioporoso. Por ejemplo, el intervalo de este paráme-tro para las lutitas oscila entre 0.30 y 0.40; para lasareniscas acuíferas, entre 0.25 y 0.30; para las are-niscas petrolíferas, entre 0.20 y 0.25; y para lasareniscas gasíferas, entre 0.10 y 0.18.5 Cuando lalitología del yacimiento es constante, la informa-ción sobre la relación de Poisson permite diferen-ciar entre petróleo, gas y agua en la formación.

La localización del pozo perforado en elmomento del análisis parece menos que óptimaen el mapa de la relación de Poisson, como lo con-firmó el pozo estéril resultante. Las áreas prospec-tivas nuevas identificadas hacia el oeste en el mapade amplitud, ahora parecen cuestionables (arriba).

2. Benabentos M, Sigismondi M, Mallick S y Soldo J:“Seismic Reservoir Description Using Hybrid SeismicInversion: A 3-D Case Study From the María Inés OesteField, Argentina,” presentado para su publicación en The Leading Edge 21, No. 10 (Octubre de 2002).

3. Mallick S: “Some Practical Aspects of PrestackWaveform Inversion Using a Genetic Algorithm: AnExample from East Texas Woodbine Gas Sand,”Geophysics 64, no. 2 (Marzo-Abril de 1999): 323–349.

4. Mallick S, Huang X, Lauve J y Ahmad R: “Hybrid Seismic Inversion: A Reconnaissance Tool forDeepwater Exploration,” The Leading Edge 19, no. 11,(Noviembre de 2000): 1230–1237.

5. Mavko G, Mukerji T y Dvorkin J: The Rock PhysicsHandbook: Tools for Seismic Analysis in Porous Media.NuevaYork, Nueva York, EUA: Cambridge UniversityPress, 1998.

Pozo de petróleoPozo seco

Pozo de gas

Pozo de gas

Ampl

itud

400

8800

4600

1 km0.62 millas

Nuevas áreas prospectivasLínea de la sección sísmica

Pozo en perforación

> Mapa de amplitud de las areniscas del yacimiento María Inés. El mapa de amplitud de los datos api-lados confirmó que los pozos productivos existentes se encontraban en regiones de respuesta anó-mala. Esta interpretación indica que el pozo nuevo que se estaba perforando mientras se ejecutaba elproyecto, debería ser productivo y sugiere la presencia de áreas prospectivas nuevas hacia el noro-este del campo.

Pozo de petróleoPozo seco

Pozo de gas

Pozo de gas

1 km0.62 millas

Áreas prospectivas abandonadas

Pozo seco

Línea de la sección sísmica

Pozo de gas

Pozo de petróleo

0.17

0.27

0.37

Rela

ción

de

Pois

son

> Mapa de la relación de Poisson. Se analizaron conjuntamente los datos de ondas P y ondas S paraformar un atributo representante de la relación de Poisson del yacimiento. La relación de Poissonvaría con la litología, la porosidad y el fluido contenido en los poros. La variación de la relación dePoisson visualizada en este mapa, ayudó a explicar porqué el pozo nuevo perforado resultó no pro-ductivo e hizo que PECOM reconsiderara la viabilidad de algunas áreas prospectivas nuevas.

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Sin embargo, un pozo perforado después del análi-sis en la anomalía más occidental, produjo petróleodurante un cierto tiempo pero luego produjo agua.En consecuencia, las dos áreas prospectivas situa-das al oeste fueron abandonadas. El mapa de larelación de Poisson, que utiliza los datos de lainversión híbrida, permitió la perforación de dos

pozos productivos en el área del proyecto; un pozode gas al sudeste y un pozo de petróleo al noreste.

Los mapas de amplitud de las reflexiones y dela relación de Poisson, obtenidos a partir del aná-lisis AVO estándar, no permitieron distinguir cla-ramente aquellas áreas de las areniscas delyacimiento María Inés que contienen petróleo de

las que contienen gas, mientras que los atributosbasados en la inversión híbrida lo lograron sinambigüedades (izquierda). Esto quedó más clara-mente demostrado en la porción sudeste del áreadel proyecto. La mejor comprensión del fluido deyacimiento contenido en los poros, ayudó a opti-mizar las localizaciones de los pozos, lo cualredujo los costos y el riesgo al mismo tiempo quepermitió un drenaje más eficaz del yacimiento.

Además de reducir el riesgo asociado con laperforación de pozos de desarrollo, el estudio deinversión híbrida realizado por SRS tuvo unimpacto positivo sobre los aspectos económicosdel yacimiento. En un análisis económico llevadoa cabo por PECOM, se compararon las reservasrecuperables antes y después de utilizar la nuevatécnica. PECOM estima que un 35% de las reser-vas técnicamente recuperables, podría desarro-llarse comercialmente a un precio del petróleoequivalente a 12 dólares estadounidenses porbarril. Sobre la base de esta estimación, antesdel reprocesamiento y de las técnicas de inver-sión híbrida, el valor presente neto de la produc-ción fue calculado en 230 millones de dólaresestadounidenses, mientras que después delreprocesamiento y de la aplicación de las técni-cas de inversión híbrida su valor ascendió a 270millones de la misma moneda. El impacto econó-mico de 40 millones de dólares estadounidensesse atribuye a la comprensión más acabada de losriesgos del proyecto y a la reducción de la incer-tidumbre respecto del mismo.

Datos sísmicos de componentes múltiplespara la definición de yacimientosOtro ejemplo de la utilización de datos sísmicospara la evaluación de yacimientos proviene delsector central del Mar del Norte, donde Conocoestá trabajando en la evaluación del CampoCallanish. Este campo fue descubierto en 1999 yconfirmado por un pozo de evaluación en el año2000. El intervalo productivo principal, la are-nisca Forties, corresponde a un yacimiento com-plejo de edad Terciaria, controlado pormecanismos de entrampamiento estructurales yestratigráficos, y contiene petróleo, gas y agua.Esta área implica un doble desafío geofísico: laidentificación de la litología y la determinacióndel fluido contenido en los estratos del Terciario.

El contraste de impedancia acústica observa-do entre la arenisca con hidrocarburos Forties ylas lutitas sobreyacentes es extremadamentebajo. En consecuencia, los datos de ondas com-presionales o de ondas P convencionales, a me-nudo no logran distinguir entre lutita y yacimientoproductivo con hidrocarburos, porque ambos apa-recen como reflexiones debilitadas. Esto dificulta

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Petróleo

Gas

0.32

0.17

0.22

0.27

Map

as d

e am

plitu

d y

de la

rela

ción

de

Pois

son

cons

truid

os e

n ba

se a

la in

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híbr

ida

> Comparación de mapas de atributos correspondientes al sector sudestedel área de estudio. El mapa de amplitud (izquierda) no diferencia claramen-te entre petróleo y gas (rotulado), mientras que el mapa de la relación dePoisson, construido en base a la inversión híbrida, lo detecta sin ambigüeda-des (derecha).

P P

P P PS

Sistema de arreglo de ondasmúltiples de 4 componentes

Fuente deondas P

Y

X

Hidrófono

Z

> Adquisición de datos de componentes múltiples. Se coloca un cable de adquisición de datos sís-micos directamente sobre el fondo del mar para conectar mecánicamente los receptores a la tierra.Cada estación de registradores contiene un hidrófono que registra los datos de ondas compresiona-les (ondas P) y geófonos que registran el movimiento de las partículas en tres direcciones ortogona-les entre sí: X, Y y Z (recuadro).

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Otoño de 2002 59

mucho la delineación del yacimiento. En la are-nisca Forties, las posibles discontinuidadesestructurales y estratigráficas complican aún másel panorama. Cuando los geofísicos y los geólo-gos no logran distinguir adecuadamente areniscade lutita en las imágenes sísmicas, es difícildeterminar dónde las areniscas se acuñan o setruncan por la presencia de fallas. Por otra parte,cualquier volumen de gas presente en el yaci-miento o en la columna de sobrecarga interrumpela transmisión de las ondas P, dando origen a imá-genes de calidad pobre debajo de las zonas gasí-feras.

En un proyecto llevado a cabo por Conoco y elgrupo SRS de WesternGeco, se desplegó tecno-logía sísmica marina de componentes múltiples(4C) para superar las dificultades asociadas conla generación de imágenes en este escenariocomplejo.6 Como las ondas de corte (S) no se pro-pagan a través del agua, los cables sísmicosmarinos remolcados no pueden registrarlas. Porlo tanto, se coloca un cable de adquisición dedatos sísmicos directamente sobre el fondo delmar para conectar mecánicamente los receptoresa la tierra. Cada estación de registradores con-tiene un hidrófono que registra los datos deondas P y geófonos que registran el movimientode las partículas en tres direcciones ortogonalesentre sí: X, Y y Z (página anterior, abajo).

El geófono de componente Z registra el movi-miento de las partículas en la dirección vertical,respondiendo en primer término a las ondas P.Los geófonos de las componentes X e Y registranel movimiento de las partículas en las direccionesortogonales horizontales y responden predomi-nantemente a los movimientos de las ondas S.Los datos de cuatro componentes arrojan estima-ciones más confiables de la relación entre la velo-cidad de las ondas compresionales y la velocidadde las ondas de corte (Vp/Vs), y potencialmenteproporcionan información acerca de la densidadde la formación. La capacidad de registrar datosde componentes múltiples en el medio marino,permite a los geofísicos resolver problemas com-plejos de generación de imágenes, lo cual contri-buye a enfocar el yacimiento con más precisión.

En el caso del Campo Callanish, los datosobtenidos de cuatro pozos vecinos—incluyendoporosidad, permeabilidad, propiedades acústicas,saturación de agua y volumen de lutitas—fueronevaluados en un comienzo para comprender elyacimiento en la posición del pozo. Esta caracte-rización resultó particularmente valiosa en elmodelado, ya que permitió definir los diferenteshorizontes para mejorar la calidad de la imagendel yacimiento.

Si bien la suma de los datos del hidrófono ylos datos del geófono de componente vertical(datos PZ), obtenidos del levantamiento de cuatrocomponentes (4C) efectuado en el CampoCallanish, generó imágenes de calidad superiorque las provistas por los datos convencionalesregistrados con el cable sísmico marino remol-cado, el bajo contraste de impedancia acústicaentre la lutita y la arenisca Forties seguía cau-sando problemas. Estas ambigüedades aumentanel riesgo durante el proceso de evaluación, por-que es difícil evitar los intervalos no productivoscuando se seleccionan las localizaciones de lospozos. Las señales de ondas S, al no estar afec-tadas por el fluido contenido en la formación, per-mitieron identificar claramente el contrastelitológico en la cima del yacimiento Forties, mien-

tras que los datos PZ ayudaron a detectar el con-tacto agua-petróleo debajo del tope del yaci-miento (arriba). Ambos tipos de datos resultaronde utilidad en la identificación de zonas llenas desalmuera en la arenisca Forties.

Los mapas de atributos construidos con datosde ondas de corte pueden ayudar a resolver lascomplejidades que plantea un campo. En el

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

Datos PZ

Datos de ondas S

Tope de la Formación Forties

Contacto agua-petróleo

Tope de la Formación Forties

Tope de la Formación Forties

Tope de la Formación Forties

> Resolución de ambigüedades de imágenes sísmicas con datos de compo-nentes múltiples. Las señales de ondas S (abajo), al no estar afectadas porel fluido alojado en la formación, permitieron identificar claramente el con-traste litológico en el tope del yacimiento Forties (amarillo), mientras quecon los datos del hidrófono y los datos compresionales de componente Z,sumados (datos PZ), se detectó el contacto agua-petróleo debajo del topedel yacimiento (arriba).

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Campo Callanish, el mapa de impedancia acús-tica correspondiente al tope del yacimientomuestra la tendencia de sedimentación pero nopermite la diferenciación entre lutita y areniscacon hidrocarburos (arriba).

El examen de los datos de ondas de corte con-duce a una mejor comprensión del yacimiento. Unmapa de la amplitud de las ondas de corte refleja-das (Rss), obtenido a partir de la amplitud de laonda compresional transformada en onda de corteluego de la reflexión (Rps), ayuda a distinguir entrelutita y yacimiento productivo (abajo). Si se avanza

en el proceso un paso más, se puede construir unmapa de un atributo que describe en forma másadecuada las características litológicas y de losfluidos del yacimiento. En forma similar a la rela-ción de Poisson, una relación entre la amplitud delas ondas compresionales y de corte reflejadas,Rpp, y Rss, expresada como Rpp/Rss, revela tanto lalitología como el fluido contenido en la formación(abajo a la derecha).

Las compañías de petróleo y de gas utilizaneste análisis de cuatro componentes (4C) paraseleccionar localizaciones de pozos y diseñar las

trayectorias de los mismos en forma óptima, con-tactando mayor volumen de reservas y reduciendoel riesgo durante la etapa de evaluación. La inte-gración de los datos de pozos nuevos con los datossísmicos de cuatro componentes (4C) existentes,reduce aún más el riesgo en el desarrollo futuro decampos tales como el del Campo Callanish.

Predicción de riesgos en base a datos sísmicosLa industria petrolera invierte anualmente 20 milmillones de dólares estadounidenses en operacio-nes de perforación. De ese importe, unos 3 milmillones se atribuyen a pérdidas. Los tramos de lacolumna perforadora, los fluidos, el tiempo deequipo de perforación, los activos de capital degran escala y la vida humana están expuestos ariesgos. Una de las principales causas de pérdidases el encuentro de una presión de formación ines-perada, anormalmente alta, hecho que se conoce aveces como riesgo geológico. Dado que la explora-ción se está extendiendo hacia zonas de petróleo ygas cada vez más profundas, los ingenieros de per-foración deben conocer las condiciones de presiónpara asentar correctamente las tuberías de reves-timiento, ya que una sola profundidad de revesti-miento mal seleccionada puede impedir que sealcance la profundidad final planeada del pozo.

En consecuencia, la evaluación de riesgos geoló-gicos antes de la perforación se ha convertido en uncomponente esencial de la planificación de pozos.Si se compara con el costo directamente asociadocon las operaciones de perforación—que en cier-

60 Oilfield Review

Mayor contenido de areniscas

Mayor contenido de lutitas

> Mapa de amplitud de las ondas de corte correspondiente al tope del ya-cimiento Forties. Cuando se utilizan datos de amplitud de ondas de corte,un mapa de la amplitud de las ondas de corte reflejadas, Rss, ayuda aidentificar la litología porque permite distinguir entre lutita y yacimientoproductivo. Los colores blanco y amarillo indican mayor contenido de are-nisca y el azul indica mayor contenido de lutita. Rss se deduce de la ampli-tud de la onda compresional transformada en onda de corte, Rps luego dela reflexión. El límite de sedimentación de la arenisca queda definido por la línea punteada.

Dirección de transporte desedimentos según la interpretación

> Mapa de impedancia acústica referido al tope de la Formación Forties enel Campo Callanish. El mapa muestra la tendencia de sedimentación, pero lalutita que se encuentra fuera de los límites de sedimentación de la arenisca(líneas punteadas) no puede diferenciarse de las posibles acumulaciones dehidrocarburos.

Yacimiento de hidrocarburos principal

Arenisca potencialmente con hidrocarburos

Límite del yacimiento de arenisca según la interpretación

> Mapa de la relación entre la amplitud de ondas compresionales y la delas ondas de corte reflejadas, Rpp/Rss. El mapa de la relación Rpp/Rss mues-tra la litología y el fluido contenido en la formación. En este caso, el mapaidentifica el yacimiento de hidrocarburos dentro del áreade sedimentación de arenisca (línea punteada).

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Otoño de 2002 61

tos casos asciende a 500.000 dólares estadouni-denses por día—el costo de predicción de riesgosno es significante. Actualmente, no se perfora nin-gún pozo en un área marina sin este tipo de eva-luación de riesgos.

Los datos sísmicos de alta calidad constitu-yen la clave para efectuar estimaciones precisasde la presión de fluidos antes de la perforación.El comportamiento de las velocidades de lasrocas en función de la profundidad, aportavaliosa información acerca del estado de la pre-sión de poro que puede esperarse en el subsuelo.

Las presiones de poro mayores que la presiónhidrostática—o presión ejercida por unacolumna de agua—se denominan sobrepresio-nes. La sobrepresión es causada fundamental-mente por un fenómeno que se conoce comocompactación por desequilibrio (derecha).7 Avelocidades de sedimentación bajas, los granosde roca se decantan y el volumen de los porosdisminuye al expulsarse el agua. La rápida sedi-mentación de finos impide que el agua se escapedel volumen de sedimentos, lo cual mantiene ungran volumen poroso. Cuando el agua queda enel sedimento que luego es enterrado, el peso dela masa sobreyacente es sustentado no sólo porel contacto entre granos sino también, en parte,por el agua entrampada en los espacios porosos.

La perforación a través de carbonatos o are-niscas permeables, sobrepresionadas, ha provo-cado pérdidas sustanciales de control de pozoscuando tal sobrepresión no ha sido anticipada. Lasobrepresión en lutitas comparativamente imper-meables plantea numerosos inconvenientes rela-cionados con la estabilidad del pozo. El grupoSRS actualmente ofrece a la industria del petró-leo y del gas, métodos patentados para evaluarla probabilidad y el grado de sobrepresión endiferentes escenarios (derecha).

Flujo de aguas poco profundas—El flujo deaguas someras es una situación típica de losescenarios de aguas profundas, cuyas profundi-dades superan los 460 m [1500 pies], y de lossedimentos enterrados como mínimo 365 m[1200 pies] por debajo del lecho marino. Se deno-mina somera porque tiene lugar en los estratosque se encuentran relativamente cerca del lechomarino. Los abanicos submarinos y los flujos tur-bidíticos pueden depositar grandes cantidades desedimentos rápidamente. Los cuerpos arenososencajonados en lodos más finos, de baja permea-

7. Otras de las causas de la geopresión son la compresióntectónica, la expansión del agua por temperatura, la des-hidratación de la esmectita de agua absorbida y adsorbi-da, la diagénesis de la esmectita a la ilita y la formaciónde hidrocarburos. De éstas, la compresión tectónica seconsidera la causa más importante.

Compactación normal

• Esfuerzos efectivos altos• Presión de poro baja• Mayor densidad• Mayor velocidad• Contacto entre granos suficiente

Compactación por desequilibrio

• Esfuerzos efectivos bajos• Presión de poro alta• Menor densidad• Menor velocidad• Contacto entre granos deficiente

> Efectos de la presión de poro sobre las propiedades de las rocas. La causa principal de la geopre-sión (presión superior a la hidrostática) es la compactación por desequilibrio. Cuando se depositan,los granos de roca se encuentran débilmente empaquetados, lo cual genera un valor de porosidad ini-cial muy elevado y un contacto entre granos deficiente (izquierda). El peso de la sobrecarga es sopor-tado por los granos—a través del contacto entre los mismos—y por el fluido alojado en los poros. Alaumentar el peso de la sobrecarga, la formación se compacta y expulsa agua, lo cual reduce la poro-sidad y mejora el contacto entre granos (derecha). Cuando el peso de la sobrecarga aumenta dema-siado rápido, una mayor parte del peso es sustentado por el fluido, lo cual genera alta presión de poro.

Somero

Profundo

Hidrato de gas

Arenisca de flujo de aguas someras

Arenisca sobrepresionada

Sello impermeable

Fallamiento

Línea del lodo

Sello impermeable

> Tipos de riesgos geológicos. Los peligros someros (arriba) son comunesen ambientes de aguas profundas, donde las areniscas de alta presiónplantean riesgos a la perforación por su falta de compactación. El volumende poros es tan grande que la arenisca en sí parece una lechada. Si seencuentra cubierta por lutitas menos permeables, el agua intersticial nopuede escapar y la presión de poro aumenta. Cuando la barrena atraviesaeste tipo de formación, la arenisca puede fluir fuera del pozo y torcer lacolumna de perforación durante el proceso. Se debe controlar cuidadosa-mente la densidad del lodo de perforación ya que la separación entre elgradiente de fracturamiento y el de la presión de poro será muy pequeña.Los peligros profundos (abajo) se observan en sedimentos más consolida-dos, enterrados a mayor profundidad, que contienen fluidos sobrepresiona-dos. En esta situación, suele haber más separación entre el gradiente defracturamiento y el gradiente de presión de poro.

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bilidad, permanecen sin consolidar y se tornansobrepresionados. La penetración de estas arenis-cas con la barrena produce pérdidas de fluido y larápida extrusión de una lechada de arena pozoarriba, sobre el lecho marino. La columna de per-foración puede quedar aprisionada o doblarse,causando la pérdida total del pozo.

WesternGeco utiliza un proceso consistente encinco pasos para identificar potenciales areniscasque presentan flujo de aguas poco profundas.Dado que cada estudio depende de una señal sís-mica de banda ancha, de amplitud verdadera y altafrecuencia, se evalúa la adecuación de la secuen-cia de procesamiento de datos. A continuación, serealiza una interpretación estratigráfica para iden-tificar los ambientes y facies sedimentarias. En ter-cer lugar, se realiza un análisis AVO para extraer laordenada al origen de las ondas compresionales ylos volúmenes de gradientes. La combinación pon-derada de ambos procesos da como resultado unseudo volumen de ondas S. En cuarto lugar, unaaplicación sísmica de propiedad de WesternGeco,conocida como inversión sísmica total de formasde onda antes del apilamiento, emplea una meto-

dología que incluye algoritmos genéticos (GA, porsus siglas en inglés), para el modelado anticipadode un conjunto de ángulos sísmicos observados ypara la inversión de las propiedades elásticas delas rocas; tales como Vp, Vs, densidad y relación dePoisson. Por último, la tendencia de baja frecuen-cia deducida de las inversiones 1D antes del apila-miento, restringe una inversión híbrida—unacombinación de la inversión antes del apilamientocon una inversión después del apilamiento—a losvolúmenes de Vp y Vs, que luego se dividen entre sípara dar un volumen Vp/Vs.

Una alta relación Vp/Vs puede ser caracterís-tica de las areniscas de flujo de aguas somerasporque la relación teóricamente se acerca al infi-nito a medida que los sedimentos se hacen másfluidos. Los parámetros Vp y Vs disminuyen alaumentar la fluidez, pero Vs disminuye muchomás rápido y cae a cero en el agua. Cuando existeuna alta relación Vp/Vs cerca de una secuenciaestratigráfica apropiada, tal como debajo de unflujo turbidítico depositado rápidamente,aumenta la probabilidad de riesgo de perforación(abajo a la izquierda).8

La compañía Apache Corporation encargó aWesternGeco la realización de un estudio de flujode aguas someras en un área prospectiva deaguas profundas, situado en el Mar Mediterrá-neo. Apache optó por trasladar la localización deun pozo que inicialmente había sido ubicado demanera tal de atravesar un somero complejo deabanicos submarinos interdigitados, con grandesposibilidades de contener areniscas someras, noconsolidadas y sobrepresionadas. Con el nuevoemplazamiento, el pozo resultó ser un nuevo des-cubridor para Apache y se perforó sin encontrarpeligro somero alguno.

Presión de poro a altas profundidades—A lasprofundidades de perforación actuales, la sobre-presión puede duplicar a la presión hidrostática.Para evaluar los riesgos de perforación que plan-tean las condiciones de alta presión y contribuir aldiseño de programas de revestimiento, la industriaestá recurriendo a WesternGeco para obtener esti-maciones de presión antes de la perforación.9

WesternGeco utiliza un modelo de roca quecontempla la compactación por desequilibro y ladiagénesis de la lutita (próxima página).10

62 Oilfield Review

Tiem

po, m

s

1780

1860

1940

2020

2100

2180

2260

2340

2420

2500

2580

2660

Vp/Vs

0 1 2 3 4 5 6

SWF1

SWF2

SWF3

> Relaciones Vp/Vs anormalmente altas que indi-can tres riesgos de flujo de aguas someras(SWF, por sus siglas en inglés). A medida que larápida sedimentación de lutitas de baja permea-bilidad entierra a las areniscas más permeables,se inhibe la expulsión del agua intersticial. Enconsecuencia, el valor de Vp sigue siendo bajopero Vs se mantiene cercano a cero ya que losfluidos no transmiten las ondas de corte.

Prof

undi

dad,

pie

s

7000

8000

9000

Gradiente de presión de poro, lb/gal

10,000

11,000

12,000

13,000

14,000

15,000

16,0000 5 10 15

Presión RFT

Presión pronosticadaPresión promedioPresión editada

Gradiente de fracturaGradiente de sobrecarga

Esfuerzo efectivo

> Estimación de la presión de poro a alta profundidad. Esta estimación de lapresión se basó en datos sísmicos solamente, sin contar con información depozos de calibración. Las presiones pronosticadas (cruces verdes) y losvalores medidos con el Multiprobador de Formaciones RFT después de laperforación (cuadros rojos), se encontraron dentro de valores correspon-dientes a una densidad del lodo de 0.5 lbm/gal. A los 14,500 pies de profundi-dad, la diferencia entre la presión de poro y la de fracturamiento correspon-den a una densidad del lodo de 1 lbm/gal.

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La información de velocidad se extrae de losdatos símicos y, a través de una serie de inver-siones, se obtiene información de porosidad ydensidad. A partir de la densidad obtenida de losdatos sísmicos, se calcula un gradiente de sobre-carga. Otras curvas calculadas muestran el gra-diente de fracturamiento, la tendencia decompactación normal, el esfuerzo efectivo normaly el esfuerzo efectivo; presión en los contactosentre granos.11 Por último, se calcula la presión deporo utilizando el principio de Terzaghi, que esta-blece que la sobrecarga es igual a la presión deporo más el esfuerzo efectivo.12

El método de estimación de la presión de porode WesternGeco genera un perfil de presión conuna precisión de media libra por galón (lbm/gal)en términos de densidad del lodo. Esta precisiónpuede lograrse aun cuando no se dispone deinformación de calibración de pozos vecinos. Losdatos sísmicos de alta calidad constituyen laclave, junto con los métodos de inversión de velo-cidad—tales como la tomografía de migración enprofundidad antes del apilamiento—que arrojanvelocidades físicamente válidas.13

En relación con un área prospectiva del Mardel Norte, WesternGeco entregó a AmeradaHess un pronóstico de la presión de poro para unyacimiento profundo pre-Cretácico de creta. Larealización de esta estimación constituyó un ver-dadero desafío, porque el objetivo se encontrabaen una sección pre-Terciaria más antigua,cubierta por carbonatos interestratificados ysedimentos clásticos cementados por carbona-tos. Hubo que tomar en cuenta las correccionesde velocidad por la anisotropía de la lutita.

La estimación de 16 lbm/gal [1920 kg/m3] dedensidad del lodo, antes de la perforación, secorroboró con un perfil sísmico vertical (VSP, porsus siglas en inglés) sin desplazamiento lateralde fuente, para realizar una actualización entiempo seudo-real de las presiones y predecir loque está adelante de la barrena. Las densidadesdel lodo en el pozo alcanzaron 16 lbm/gal yascendieron hasta las 17 lbm/gal [2040 kg/m3].La perforación concluyó con éxito, bajo controlhasta la profundidad final.

Caracterización sísmica 3DUna vez que un área prospectiva ha sido eva-luada, las decisiones cruciales que se adopten entérminos de desarrollo pueden reducir la incerti-dumbre y el riesgo asociado con la misma en lasetapas futuras del ciclo de vida de exploración yproducción (E&P, por sus siglas en inglés). La con-fiabilidad en los modelos de yacimientos basadossolamente en datos estándar de pozos, tiende aser mayor cerca del pozo y, en general, disminuye

abruptamente lejos del pozo. Para ayudar acaracterizar el yacimiento en la región entrepozos y explotar mejor sus reservas potenciales,las compañías ahora confían en la mejor resolu-ción espacial de los datos sísmicos modernos, afin de extender la aplicación de sus modelos deyacimiento a las áreas no perforadas de los cam-pos existentes. Si bien esto puede constituir undesafío importante, aun en yacimientos silici-clásticos, los yacimientos carbonatados presen-tan otros desafíos.14

La Formación Cretácica Shuaiba, en el sectorcentral de Omán, muestra muchas característicascomunes de los yacimientos carbonatados (dere-cha). Tales yacimientos se caracterizan por suheterogeneidad y sus complicadas redes de per-meabilidad y porosidad. Suelen ser naturalmentefracturados, lo cual plantea grandes desafíos en elmodelado de yacimientos. En uno de los ejemplos,la Formación Shuaiba posee un espesor promediode 60 m [200 pies] y exhibe bajos valores de per-meabilidad—entre 1 y 7 mD—pero altos valoresde porosidad que oscilan entre 10 y 35%. El yaci-miento en sí contiene un domo de relieve bajo,limitado al sudoeste por una falla casi vertical.

Debido a esta complejidad, WesternGeco yPetroleum Development Omán (PDO) realizaronrecientemente un estudio de yacimientos a fin degenerar un modelo óptimo para el cálculo dereservas, la simulación dinámica del flujo y laplanificación de pozos de relleno.

Para lograrlo, se confeccionó un modelo 3Ddetallado, integrando un volumen 3D de amplitudsísmica, reprocesado, con datos de registros de40 pozos multilaterales y 29 pozos verticales;cuatro de los cuales tienen datos de núcleos. Seconstruyó un mapa de la superficie del tope de laFormación Shuaiba, utilizando los topes de for-mación derivados de registros de pozos, y eltiempo de tránsito e información de velocidadobtenidos de los datos sísmicos. Se construyeroncuadrículas estratigráficas de alta resolución quecubrían seis zonas de interés bien definidas, enlas que se reiteró el muestreo de los datos deregistros. Siguiendo los datos de registros vuel-

tos a muestrear de los bloques de la cuadrícula,se establecieron las tendencias espaciales de laporosidad y de la saturación de agua mediante elanálisis de variogramas 3D.15 Se construyeronvariogramas 3D direccionales con azimut e incli-naciones arbitrarios, en sentido paralelo y per-pendicular a la estratificación. Luego se ajustó unmodelo geoestadístico estándar a cada gráfica, afin de determinar el rango de valores de las pro-piedades. Finalmente, se obtuvo un modelo 3Dde anisotropía espacial para cada propiedad delyacimiento mediante el ajuste de un elipsoide alos datos.

8. de Kok R, Dutta N, Khan M y Mallick S: “DeepwaterGeohazard Analysis Using Prestack Inversion,”Resúmenes Expandidos. Exposición Internacional y 71ªReunión Anual de la SEG 2001, San Antonio, Texas, EUA(9 al 14 de septiembre de 2001): 613–616.

9. Cuvillier G, Edwards S, Johnson G, Plumb D, Sayers C,Denyer G, Mendonça JE, Theuveny B y Vise C:“Soluciones para los problemas de la construcción depozos en aguas profundas,” Oilfield Review 12, no. 1(Verano de 2000): 2–19.

10. Dutta NC: “Deepwater Geohazard Prediction UsingPrestack Inversion of Large Offset P-Wave Data andRock Model,” The Leading Edge 21, no. 2 (Febrero de2002):

11. Dutta, referencia 10.12. Terzaghi K: Theoretical Soil Mechanics. Nueva York,

Nueva York, EUA: John Wiley & Sons, 1943.

OMÁN

0.62 millas1 km

> Localización del campo en Omán y plano es-tructural del yacimiento donde aparecen las tra-yectorias de los pozos.

13. Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “SeismicPore-Pressure Prediction Using Reflection Tomographyand 4-C Seismic Data,” The Leading Edge 21, no. 2(Febrero de 2002): 188–192.

14. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi A, Allen D, HerronM, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya R,Logan D, Stief D, Netherwood R, Russel SD y Saxena K:“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

15. Un variograma es una función estadística de dos puntosque describe la diferencia creciente o la correlación ocontinuidad decreciente entre los valores de muestreoal aumentar la separación entre ellos.Isaaks EH y Srivastava RM: Introduction to AppliedGeostatistics. Nueva York, Nueva York, EUA: OxfordUniversity Press, 1989.

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La comprobación de la confiabilidad de lasestimaciones modeladas frente a los datos medi-dos en los pozos era crucial para el proceso demodelado. Para identificar los atributos sísmicosque mejor correlacionaban con la porosidad, serealizó un análisis de calibración general a losefectos de garantizar que cualquier relaciónempleada en la construcción de mapas fuera físi-camente válida y estadísticamente significativa. Acontinuación, se utilizó una técnica de validacióncruzada—junto con modelos de correlacionesespaciales y atributos sísmicos calibrados—a finde investigar diversos enfoques geoestadísticospara confeccionar mapas de las propiedades decada capa del yacimiento. Esta técnica demostróque el método trend kriging era la técnica óptimapara la construcción de mapas 3D de la porosidaden este yacimiento.16 A partir de los datos deregistros, se obtuvo una tendencia de porosidadvertical promedio—perpendicular a la estratifica-ción—que se combinó con una tendencia sísmicaareal obtenida por co-kriging de la porosidad pro-medio de la zona, utilizando la amplitud sísmica yla superficie que define el tope de la FormaciónShuaiba como guía. Se utilizó la tendencia 3Dresultante para obtener un modelo de porosidadpor trend kriging, mediante la aplicación de kri-ging a los valores de porosidad del pozo, lo cualarrojó un panorama más detallado de la distribu-ción de porosidad 3D.

La confiabilidad del modelo de porosidadobtenido por el método trend kriging fue evaluadacuantitativamente utilizando una técnica de vali-dación cruzada (derecha). En esta técnica, seobtuvo primero un modelo de porosidad por elmétodo trend kriging, excluyendo un “pozo ciego”seleccionado. La porosidad obtenida por elmétodo trend kriging en el pozo oculto se com-paró luego con los valores medidos de los regis-tros de pozos en cada profundidad. La excelentecorrelación estadística obtenida (0.9) demuestrala confiabilidad del modelo de porosidad obtenidopor el método trend kriging.

Se realizaron análisis volumétricos utilizandoel modelo de yacimiento restringido por los datossísmicos. También se efectuó la simulación esto-cástica del volumen de roca bruto (GVR, por sussiglas en inglés) y del volumen poroso neto (NPV,por sus siglas en inglés). El principal objetivo deesta simulación era evaluar el impacto de laincertidumbre estructural sobre el cálculo dereservas. Se efectuaron estimaciones de GRV yNPV, junto con los diversos percentiles—P15,P50 y P80—lo cual reflejó el impacto esperado dela incertidumbre estructural (derecha).

También se utilizaron datos de porosidad ypermeabilidad medidos de núcleos para estable-cer una relación entre ambos parámetros.

64 Oilfield Review

Øpozo ciego = ?

Ø1

Ø2

Ø3

Ø4

0.125

0.175

0.225

0.275

0.325

0.125 0.175 0.225 0.275 0.325

Ø re

gist

ro, f

racc

ión

Ø krigged, fracción

= 0.9ρ

> Validación cruzada de los resultados de un modelo de porosidad. Unmodelo de porosidad confeccionado con el método trend kriging omitió un pozo central del análisis. Se comparó la porosidad del modelo en la ubi-cación de este “pozo ciego” en cada profundidad con los valores medidosmediante registros de pozos. La correlación estadística resultante fue excelente, lo cual permitió validar el modelo de porosidad obtenido por el método trend kriging (recuadro).

0

25

50

75

100Mediana P15 P50 P85

Perc

entil

Volumen de roca bruto, Mm3 Volumen de roca bruto, Mm3

0

25

50

75

100Distribución Acumulado

> Cálculo del volumen de roca bruto (GRV, por sus siglas en inglés) utilizando métodos estocásti-cos. La distribución del volumen de roca bruto (izquierda) y el resultado acumulado (derecha),reflejan el impacto de la incertidumbre en la estructura. Los percentiles P15, P50 y P85 indican ladispersión en el resultado. Los valores de GRV reales no se muestran en la gráfica.

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Mediante la aplicación de esta relación obtenidapor el método trend kriging, se obtuvo un modelode permeabilidad restringido por datos sísmicospara cada capa yacimiento, a fin de permitir lasimulación del flujo de fluidos (izquierda).También se obtuvo un modelo de saturación depetróleo a partir de la porosidad obtenida por elmétodo trend kriging, utilizando una relaciónentre el parámetro lambda y la saturación paraseis clases de porosidad diferentes. Luego seexportaron los modelos de porosidad, permeabi-lidad y saturación para cada capa del yacimiento,primero a un programa de re-escalado y final-mente a un simulador numérico para la simula-ción dinámica del flujo.

En este ejemplo, la integración rigurosa de losdatos de pozos disponibles con un volumen sís-mico de alta calidad dio como resultado un modelode yacimiento optimizado y confiable. El excelenteajuste histórico reforzó aún más la confiabilidaden el modelo, lo cual alentó a PDO a utilizarlo parala planificación de pozos. Ahora, los pozos se pue-den diseñar para que penetren la zona del yaci-miento de máxima calidad, lo cual permitiráoptimizar la producción y el drenaje de hidrocar-buros de la Formación Shuaiba (abajo).

16. El método kriging es una técnica de interpolación geo-estadística que da cuenta de la correlación espacialintrínseca en la propiedad que se está estimando. Elmétodo co-kriging utiliza los atributos sísmicos correla-cionados para restringir aún más el método kriging, locual reduce la incertidumbre residual estimada.

_0.5 1

2

1

0

_1

0 10 20 30Porosidad, %

Loga

ritm

o de

la p

erm

eabi

lidad

, mD kh núcleo, Ønúcleo

kv núcleo, Ønúcleokregistro, Øregistro

Logaritmo de la permeabilidad, mD

> Confección de un mapa de permeabilidad restringido por datos sísmicos.La relación entre la porosidad y la permeabilidad obtenida de los datos denúcleos (recuadro) proporcionó una transformada de porosidad a permea-bilidad. Esto permite obtener un modelo de permeabilidad restringido pordatos sísmicos para la simulación del flujo. Las líneas verticales rojas iden-tifican las localizaciones de los pozos.

Puntos de interésdel pozo definidosmediante picado 3D

Trayectoria del pozo siguiendola región de baja impedanciaacústica y alta porosidad

> Aquí, el objetivo es un yacimiento de máxima calidad con rangos específicos de atributos de yacimiento. En yacimientos complejos, la planificación depozos para cada yacimiento específico permite optimizar la producción de hidrocarburos y el drenaje del yacimiento. En este caso, la trayectoria del pozofue concebida para atravesar regiones con altos valores de porosidad dentro del yacimiento (izquierda). Es posible resaltar estas regiones para proporcio-nar un análisis en mayor detalle de la zona de interés (derecha).

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Identificación y cuantificación de la subsidenciaEn el Mar del Norte, las compañías que operanyacimientos en etapa de producción avanzadaenfrentan desafíos únicos asociados con yaci-mientos productivos de alta porosidad. Los yaci-mientos de creta Ekofisk del Paleoceno y Tor delCretácico son conocidos por sus altos valores deporosidad y sus bajos valores de permeabilidad,por saturaciones iniciales de agua bajas y por lapresencia de fracturas naturales, pero también selos conoce por sus tendencias a la compactaciónextrema.17 Si bien la compactación constituye unfuerte mecanismo de empuje en estos yacimien-tos de creta, también produce subsidencia en el

lecho del mar. Las plataformas de producción yperforación pueden hundirse cerca de la línea declima severo, lo cual constituye un verdaderopeligro. En el subsuelo, la intensa deformación delos tubulares llega a provocar la pérdida depozos. Para mitigar las manifestaciones de lasubsidencia en la superficie, las compañías ope-radoras han elevado las plataformas y construidobarreras protectoras de hormigón. Si bien la sub-sidencia puede ser un problema grave, el movi-miento en los estratos que se encuentran debajopuede resultar igualmente oneroso y mucho másdifícil de detectar y evitar.

En 1971, al comienzo de su vida productiva, losyacimientos sobrepresionados del Campo Ekofisk

operado por Phillips Petroleum, presentaron ago-tamiento de presión.18 Dado que las porosidadesiniciales alcanzaban valores de hasta 48% en laFormación Ekofisk y de 40% en la Formación Tor, lacompactación prevista provocada por una combi-nación del peso de la sobrecarga y de la pérdidade porosidad en el yacimiento, ocurrió a comien-zos de la década de 1990. En 1987, se inició lainyección de agua en todo el yacimiento, comoforma potencial de retardar la velocidad de subsi-dencia que resultaba evidente.19 La subsidenciacontinuó. En 1994, se incrementaron los regíme-nes de inyección para estabilizar la presión deyacimiento, pero no se advirtió ninguna reducciónen la velocidad de subsidencia.

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17. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk.Stavanger, Noruega: Rogaland Research, 1995.

18. Sulak RM y Danielsen J: “Reservoir Aspects of EkofiskSubsidence,” Journal of Petroleum Technology 41, no. 7(Julio de 1989): 709–716.Ruddy I, Andersen MA, Pattillo PD, Bishlawi M y FogedN: “Rock Compressibility, Compaction, and Subsidencein a High-Porosity Chalk Reservoir: A Case Study ofValhall Field,” artículo de la SPE 18278, presentado en la63ª Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, Texas, EUA, 2 al 5 de octubre de 1988.

19. Johnson JP, Rhett DW y Siemers WT: “RockMechanicsof the Ekofisk Reservoir in the Evaluation ofSubsidence,” Journal of Petroleum Technology 41, no. 7(Julio de 1989): 717–722.

20. Sylte JE, Thomas LK, Rhett DW, Bruning DD y Nagel NB:“Water Induced Compaction in the Ekofisk Field,” artí-culo de la SPE 56426, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas,EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.

Sección sísmica original Cubo de alta resolución

> Análisis de un cubo de alta resolución. Un filtro especial que realza las discontinuidades laterales en las imágenes sísmicas crea un cubo de alta resolu-ción. Este análisis ayuda a los intérpretes a identificar fallas sutiles (verde) y fracturas que resultan menos visibles en la sección sísmica original (izquierda).Este análisis también puede integrarse con el análisis de compactación para revelar más rasgos relacionados con dicho proceso (derecha).

Cook CC, Andersen MA, Halle G, Gislefoss E y BowenGR: “Simulating the Effects of Water-InducedCompaction in a North Sea Reservoir,” artículo de la SPE37992 presentado en el 14ª Simposio de Simulación deYacimientos de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 8 al 11 dejunio de 1997.Andersen MA: “Enhanced Compaction of Stressed NorthSea Chalk During Waterflooding,” presentado en elTercer Simposio Europeo de Análisis de Núcleos, París,Francia, 14 al 16 de septiembre de 1992.

21. Mes MJ: “Ekofisk Reservoir Voidage and SeabedSubsidence,” Journal of Petroleum Technology 42, no. 11(Noviembre de 1990): 1434–1438. Menghini ML: “Compaction Monitoring in the EkofiskArea Chalk Fields,” Journal of Petroleum Technology 41,no. 7 (Julio de 1989): 735–739.

22. Bouska J, Cooper M, O’Donovan A, Corbett C,Malinverno A, Prange M y Ryan S: “Validación de mode-los de yacimientos para mejorar la recuperación,”Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 22–37.

23. Schlaf J, Nickel M y Sønneland L: “New Tools for 4DSeismic Analysis in Carbonate Reservoirs,” presentadopara ser publicado en Petroleum Geoscience 9, no. 1(Febrero de 2003).Sønneland L, Nickel M y Schlaf J: “From Seismic toSimulation with New 4D Tools,” presentado en la 63ªConferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001.Sønneland L, Nickel M y Schlaf J: “From Seismic toSimulation with New 4D Tools,” Journal of SeismicExploration 11 (2002): 181–188.

24. Nickel M y Sønneland L: “Non-Rigid Matching ofMigrated Time-Lapse Seismic,” Resúmenes Expandidos, Exposición Internacional de la SEG 1999 y 69ª Convención Anual, Houston, Texas, EUA(31 de octubre al 5 de noviembre de 1999): 872–875.

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Otoño de 2002 67

La segunda causa de la intensa compactaciónes un proceso denominado debilitamiento poragua, que explica la subsidencia permanente enel Campo Ekofisk.20 Las numerosas pruebas reali-zadas demostraron que este fenómeno, provo-cado por una interacción química entre el aguainyectada y los granos de calcita, reducía efecti-vamente el esfuerzo de cedencia y aumentaba lacompresibilidad de las formaciones de creta.Estas conclusiones vinculan claramente la pre-sencia de agua inyectada con la tendencia a lacompactación del yacimiento, como consecuen-cia de los intentos de mantenimiento de la pre-sión. La observación de la subsidencia en elsubsuelo resultó mucho más difícil que la obser-vación en superficie.21

En los últimos años, la generación de imágenessísmicas utilizando la técnica de lapsos de tiempo(4D) se ha convertido en una metodología muyvaliosa para los equipos a cargo de los activos delas compañías en todo el mundo, ya que les per-mite examinar las propiedades dinámicas de losyacimientos.22 Sin embargo, la detección y cuanti-ficación de subsidencias de muy escasa magni-tud—menos de 2.0 m [6.5 pies] en condicionesfavorables—mediante métodos sísmicos, consti-tuyen una tarea importante. Con este fin, los cien-tíficos del Centro de Investigación deSchlumberger en Stavanger, Noruega, desarrolla-ron un método nuevo que utiliza técnicas sísmicas4D para construir mapas de la subsidencia e iden-tificar fallas relacionadas con la misma.23 Las redesde fallas delinean compartimientos de yacimientosy también inciden en el flujo del agua de inyección.El conocimiento de la ubicación de fallas nuevas yreactivadas y del lugar hacia donde ha migrado elagua de inyección, es esencial para comprender elproceso de compactación. Los equipos a cargo delos activos de las compañías pueden utilizar estainformación como ayuda para definir las caracte-rísticas de flujo del yacimiento y evitar peligroscuando se planifican pozos nuevos.

La subsidencia se puede evaluar mediante lacomparación de imágenes símicas generadas adistintos tiempos. Para que la comparación seaefectiva, la repetibilidad de las adquisiciones ydel procesamiento de datos sísmicos es extrema-damente importante para el logro de los mejoresresultados posibles. Se han obtenido estimacio-nes de la subsidencia y de la compactación utili-zando el método isocoro, en el cual se comparanlos tiempos de tránsito de dos horizontes de refe-rencia, pero este método depende de la calidaddel picado de los horizontes. En yacimientosestructural o estratigráficamente complejos, elpicado coherente de los horizontes constituye undesafío en sí mismo.

El nuevo método elimina este dilema al propor-cionar una estimación de la subsidencia y de lacompactación para cada muestra de un volumensísmico, lo cual lo convierte en una solución 3Dverdadera. Mediante la aplicación de un algoritmodesarrollado en 1999, se calculan vectores de des-plazamiento a partir de los volúmenes sísmicoscorrespondientes a distintos tiempos, en base a lamagnitud del desplazamiento necesario para queuna muestra en el volumen sísmico de referenciase ajuste a la muestra correspondiente en el volu-men sísmico generado con datos adquiridos enotro momento.24 El resultado es un campo de des-plazamiento 3D que representa la distribución dela subsidencia para el tiempo transcurrido entre ellevantamiento de referencia y el levantamientoposterior. La derivada de la distribución de la sub-sidencia equivale a la compactación relativa.

El análisis emplea además un filtro especialque realza las discontinuidades laterales en lasimágenes sísmicas y genera un cubo de alta reso-lución. Esto ayuda al intérprete a identificar fallassutiles y fracturas, que resultan cruciales para unanálisis global (página anterior).

La dinámica del yacimiento se pone de mani-fiesto claramente luego de superponer los datosde compactación y la interpretación detallada defallas en un mapa de atributos sísmicos deriva-dos de un proceso de inversión. En este caso semanifiesta reflejando el fluido contenido en laformación (arriba). El mapa identifica tres condi-ciones dentro del yacimiento:• áreas que contienen agua de inyección y han

experimentado compactación• áreas que contienen agua de inyección pero no

se han compactado• áreas que no han experimentado inyección ni

compactación.Los puntos de control de los pozos se utilizan

para establecer la relación entre estas tres condi-ciones y los cambios de los atributos sísmicos enel tiempo. El requisito principal para la construc-ción de mapas es que los cambios de los atribu-tos sísmicos en el tiempo puedan diferenciarentre estas condiciones. Esto puede verificarserepresentando gráficamente el atributo de com-pactación en función de otros dos atributos sísmi-cos relacionados con los cambios temporales en

Agua de inyección,sin compactación

Compactación Sin cambios Pozos inyectores

Red defallas inicial

Red de fallas derivada del análisisdel cubo de alta resolución

500 m1640 pies

> Mapa de cambios de saturación proyectado sobre el horizonte superiordel yacimiento. Las áreas de color rojo contienen agua de inyección y hanexperimentado compactación. Las áreas de color azul contienen agua deinyección pero no se han compactado. Las áreas de color blanco no hanexperimentado inyección ni se han compactado. Las fallas interpretadaspreviamente—la red de fallas iniciales (amarillo)—tienen una orientacióneminentemente noreste-sudoeste y, en su mayoría, parecen servir comoconductos para la migración de fluidos dentro del campo. Las fallas deriva-das del análisis del cubo de alta resolución (verde) tienen una orientaciónnoroeste-sudeste y se formaron a partir del proceso de compactación ofueron reactivadas durante la subsidencia. El área de color negro en el sector sur del mapa es donde los datos sísmicos están comprometidos por la presencia de gas encima de la estructura.

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el espectro de energía reflejada: la descomposiciónespectral de las reflexiones volumétricas (VRS0 yVRS1). Aparecen tres agrupamientos o conjuntosdiferenciados que se asocian con tres condicionesde control conocidas (arriba). El hecho de que lostres agrupamientos sean diferentes implica que losatributos sísmicos pueden discriminar entre lastres condiciones. En una situación ideal, si la repe-tibilidad de los levantamientos efectuados a distin-tos tiempos fuera exacta, el agrupamiento “sincambios” degeneraría al punto cero. En conse-cuencia, la dispersión del agrupamiento “sin cam-bios” indica el error de repetibilidad de lasdiferentes mediciones. Por último, en la situaciónen que se han producido cambios en la compacta-ción y en el fluido contenido en la formación, lacondición de compactación muestra la mayor dis-persión pero cae, sin embargo, dentro de unaregión bien definida de la gráfica de interrelación.

Este análisis pone de manifiesto la importan-cia del fallamiento. Las fallas con rumbo norte-sur a noreste-sudoeste han sido identificadashace mucho tiempo y parecen estar asociadascon conductos de migración de fluidos dentro delcampo. Las fallas identificadas en el cubo de altaresolución, que tienen rumbo noroeste-sudeste,separan las regiones compactadas de las no com-pactadas y se interpretan como fallas reactiva-das. Estas fallas representan un peligro fatal paralos pozos que las atraviesan. Muchas de lasáreas que no muestran cambios, situadas entrelos pozos inyectores y los productores, puedencontener reservas pasadas por alto. Esta informa-ción permite identificar áreas donde PhillipsPetroleum debería emplazar más pozos de pro-ducción. Asimismo, ayuda a diseñar los pozos demanera tal de sortear los peligros asociados conel cruce de fallas reactivadas por compactación.

El análisis 4D ayuda a definir las característi-cas del flujo de fluidos en el yacimiento, paramejorar los modelos de flujo. A fin de ilustrareste concepto, se ingresaron las regiones deagua de inyección—derivadas del análisis—enel simulador de líneas de flujo FrontSim, paraayudar a identificar la conectividad entre lospozos inyectores y los pozos productores (pró-xima página, arriba). Este método utiliza la téc-nica de lapsos de tiempo aplicada a datossísmicos, para permitir que los equipos a cargode los activos de las compañías petroleras obser-ven los procesos dinámicos que tienen lugar enel yacimiento y sus alrededores, lo cual contri-buye al éxito de las etapas de desarrollo y pro-ducción al permitir emplazar los pozos en formamás efectiva.

Análisis sísmico 4D cuantitativoLuego de varios años de producción, la utilizacióncontinua de los datos sísmicos también aportabeneficios a los yacimientos maduros. Si setoman imágenes sísmicas “instantáneas” a dis-tintos tiempos (4D), durante cada una de las eta-pas de la vida productiva de un yacimiento, losequipos a cargo de los activos de las compañíaspueden observar cambios dinámicos en el yaci-miento, producidos por las técnicas de produc-ción y de recuperación asistida.25 Esta tecnologíacomprobada es aplicable a yacimientos de petró-leo y de gas de todo el mundo, pero las interpre-taciones han sido eminentemente cualitativas yaque describen dónde se producen cambios en elyacimiento pero no cuánto ha cambiado el yaci-miento. Los avances registrados en los últimostiempos permiten que las técnicas de construc-ción de mapas cuantitativos prolonguen la vidaproductiva de los yacimientos, puesto que reve-lan reservas pasadas por alto o no barridas. Lastécnicas de construcción de mapas cuantitativosresultan particularmente valiosas si se combinancon modelos de simulación de flujo de fluidos enel yacimiento.

68 Oilfield Review

25. Pedersen L, Ryan S, Sayers C, Sønneland L y Veire HH:“Seismic Snapshots for Reservoir Monitoring,” OilfieldReview 8, no. 4 (Invierno de 1996): 32–43.

26. Alsos T, Eide AL, Hegstad BK, Najjar N, Astratti D, DoyenP y Psaila D: “From Qualitative to Quantitative 4DSeismic Analysis of the Gullfaks Field,” presentado en la64ª Conferencia y Exhibición de la EAGE, Florencia,Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.Eide AL, Alsos T, Hegstad BK, Najjar NF, Astratti D,Psaila D y Doyen P: “Quantitative Time-Lapse SeismicAnalysis of the Gullfaks Field,” presentado en el Se-minario Geofísico de la Sociedad Noruega del Petróleo,Kristiansand, Noruega, 11 al 13 de marzo de 2002.

_6000

_4000

_2000

0

2000

4000

6000

_12 _10 _8 _6 _4 _2 0 2 4

Compactación

VRS1

VRS0

Agua de inyección Compactación Sin cambios

> Tres agrupamientos diferenciados, relacionados con tres condiciones decontrol conocidas: agua de inyección, compactación y ausencia de cambios.Cuando el atributo de compactación se representa gráficamente en funciónde otros dos atributos sísmicos relacionados con los cambios temporales enel espectro de energía reflejada—la descomposición espectral de las refle-xiones volumétricas (VRSO y VRS1)—se forman agrupamientos bien distin-tos, lo cual implica que los atributos sísmicos discriminan entre las tres condiciones de yacimiento. A cada condición se le asigna un color y seconstruye un mapa para la misma. Los puntos azules identifican áreas delyacimiento con agua de inyección pero sin compactación. Los puntos rojosson regiones de agua de inyección con compactación y los puntos verdesson regiones del yacimiento que no han experimentado cambio alguno.

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Otoño de 2002 69

En el sector noruego del Mar del Norte seestá llevando a cabo un proyecto de construcciónde mapas cuantitativos de la saturación a partirde datos sísmicos 4D, para contribuir al desarro-llo del Campo Gullfaks de Statoil. La FormaciónJurásica Tarbert del Campo Gullfaks es un yaci-miento de areniscas de alta calidad, cuya porosi-dad oscila entre 30 y 35% y cuya permeabilidadalcanza varios darcies. La complejidad estructuraldel campo complica la recuperación eficaz de lasreservas. Se efectuaron tres levantamientos sís-micos que se utilizaron en el proyecto para resol-ver la compleja distribución de los fluidos dentrodel yacimiento de arenisca. El levantamiento dereferencia se registró en 1985, antes del inicio dela producción que tuvo lugar en 1986 (abajo, a laderecha). Se efectuó un levantamiento posterioren 1995 en una porción del campo ubicada alnorte del área de estudio y los otros dos levanta-mientos cubrieron todo el campo y se efectuaronen 1996 y 1999.

Antes del proyecto de construcción de mapascuantitativos de la saturación, se confeccionó unmodelo detallado de los yacimientos del CampoGullfaks, que se utilizó para la simulación delflujo de fluidos. Con el programa de simulacióndinámica de yacimientos ECLIPSE, se construyóun modelo terrestre 4D para comprender mejor lainformación sobre el movimiento de fluidos con-tenida en los datos sísmicos 4D. El modelo terres-tre incluía propiedades estáticas, tales comoporosidad y volumen de arcilla, y propiedadesdinámicas, tales como presión de poro y satura-ción de petróleo. Las propiedades dinámicas seobtuvieron del simulador de flujo, para las fechascorrespondientes a los tres levantamientos sísmi-cos; es decir, 1985, 1996 y 1999. También se uti-lizaron en el modelo terrestre 4D las propiedadeselásticas de las rocas, incluyendo las velocidadesde ondas P y las velocidades de ondas S, deriva-das de un modelo de física de rocas, utilizandodatos de núcleos y de registros como datos deentrada.26 El modelo terrestre 4D debía pronosti-car con precisión la respuesta sísmica e identifi-car y cuantificar las diferencias en la respuestasísmica a medida que transcurría la vida produc-tiva del yacimiento.

Para poder comprender totalmente estas dife-rencias, se calibraron varios atributos sísmicos acondiciones de yacimiento, tales como la satura-ción. Se utilizó un simulador de yacimientos enlugar de registros de pozos para correlacionar lasvariaciones de saturación con el cambio en los

atributos sísmicos en aquellas zonas del campodonde se conoce bien el drenaje. Esto porquesólo unos pocos valores de saturación de petró-leo obtenidos de registros de pozos coincidíancon los tiempos de adquisición de los levanta-mientos sísmicos 4D. Una vez definidas estas

Pozo inyector

> Utilización de datos de cambios en la saturación para actualizar modelos de flujo en el simulador delíneas de flujo FrontSim. Las líneas de flujo indican los conductos de migración de los fluidos. La den-sidad de las líneas de flujo es proporcional a los regímenes de flujo y las saturaciones están codifica-das en colores, de valores de saturación de agua altos (azul) a valores de saturación de petróleo altos(rojo). El área en color negro responde a un efecto de visualización que permite examinar las trayec-torias de flujo. Como era de esperar, las líneas de flujo parten de los pozos inyectores y terminan enzonas con altos valores de saturación de agua.

200

Agua de inyección

Agua

Petróleo

Mejoramientode la recuperación

150

100

50

01986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014

Leva

ntam

ient

o de

198

5

Leva

ntam

ient

o de

199

5Le

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de 1

996

Leva

ntam

ient

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199

9

Año

Gast

o, m

3 /d

x 10

00

> Instantánea de la producción del Campo Gullfaks. La producción en el Campo Gullfaks se inició en1986. El levantamiento sísmico de referencia fue registrado en 1985. Cuando la producción comenzó adeclinar en 1994, se realizaron tres levantamientos a distintos tiempos: uno en 1995, en el sector nortedel yacimiento, y los otros dos cubriendo toda la extensión del yacimiento, en los años 1996 y 1999.

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> Mapas de probabilidades del Campo Gullfaks. Se confeccionaron mapas de probabilidades utilizando simulación estocástica, porque las diferentes clasi-ficaciones se superponen. Los mapas describen la probabilidad de que un área se encuentre drenada, parcialmente drenada o no drenada, según sean losdiversos cambios de saturación de petróleo (∆So). El mapa reduce la incertidumbre con respecto a la continuidad del desarrollo porque es cuantitativo yconstituye un dato de entrada más potente para los modelos.

Probabilidad que ∆So < 0.1 Probabilidad que 0.1 < ∆So < 0.4 Probabilidad que ∆So > 0.4

relaciones, se utilizó el cambio en la intensidadde las reflexiones para generar mapas de cam-bios de saturación (izquierda).

Para complicar aún más las cosas, el cambioen la intensidad de las reflexiones sísmicas deltope de la Formación Tarbert está relacionado nosólo con el cambio de saturación sino tambiéncon la altura original de la columna de petróleo(próxima página, arriba). Esta teoría fue compro-bada mediante el modelado sintético de un blo-que de falla rotado, lo cual demostró el efectosísmico tuning en respuesta a la inyección deagua (próxima página , abajo).27 La incorporaciónde la altura original de la columna de petróleo algrupo de variables aumenta la correlación entrelos atributos sísmicos y los cambios en la satura-ción de petróleo. Se probaron y aplicaron técnicasde clasificación sísmica a los modelos de drenajede yacimientos, lo cual permitió la identificaciónde áreas del campo como drenadas, parcialmentedrenadas o sin cambios desde el momento dellevantamiento original realizado en 1985. Lasindicaciones de áreas no barridas dentro delcampo constituyen la base para la futura planifi-cación de pozos y las estrategias de recuperaciónsecundaria. Sin embargo, como las distintas cla-sificaciones se superponen, existe incertidumbrerespecto de la identificación de áreas drenadas yno drenadas. El equipo a cargo de los activos deStatoil necesitaba minimizar esa incertidumbre yaque, en el campo Gullfaks, el costo de un pozo deproducción alcanza los 10 millones de dólaresestadounidenses. La simulación estocástica queutiliza variables independientes ayudó a estimarla incertidumbre respecto del cambio de satura-ción y la probabilidad de que un área se encuen-tre drenada, parcialmente drenada o no registrecambios de saturación (abajo).

70 Oilfield Review

0 0.75Variación de saturación

Variación de saturación entre 1985 y 1999

> Variación de saturación estimada en la parte superior de la Formación Tarbert enel Campo Gullfaks entre 1985 y 1999. Los datos de cambios de saturación para la por-ción superior del yacimiento se obtuvieron de simulaciones de yacimientos realiza-das con el programa ECLIPSE y se correlacionaron con el cambio en la intensidad delas reflexiones en el tope del yacimiento. Las correlaciones se efectuaron en zonasdonde el patrón de drenaje del yacimiento es bien conocido y en los tiempos corres-pondientes a los levantamientos. El color rojo indica cambios de saturación grandes,mientras que el azul implica cambios más pequeños. Los círculos amarillos identifi-can localizaciones de pozos.

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Altura original de la columna de petróleo, 0 a 100 m

Tiem

po, m

s

Máximo ~20 m

Plano > 40 m

Altura de la columna de petróleo, m0 20 40 60 80 100

Ener

gía

sísm

ica

refle

jada

, top

ede

la F

orm

ació

n Ta

rbet

+/-

15

ms

0.01

0.03

0.05

Roca sello

Roca sello

Tope del yacimiento

Petróleo

Agua

Agua quedesplazó al petróleo

Agua

Modelo base: yacimiento lleno de petróleo

Modelo de control: yacimiento inundado por agua

1300

1400

1500

Diferencia de amplitud(Datos base menos datos de inundación)

Tope del yacimiento

> Modelado de la respuesta sísmica de un bloque de falla rotado e inundado. Un modelo de un bloquede falla rotado demostró el efecto sísmico tuning de la respuesta a la inyección de agua (izquierda). La inundación de un bloque de falla rotado provoca un cambio en la amplitud, a lo largo del contactoagua-petróleo original, y en el reflector correspondiente al tope del yacimiento (arriba, a la derecha).La relación entre la intensidad de las reflexiones y la altura original de la columna de petróleo (abajo,a la derecha), muestra un valor máximo a una altura de la columna de petróleo equivalente a 20 m [65 pies] y un valor constante a alturas de más de 40 m [130 pies].

Otoño de 2002 71

El análisis de datos sísmicos 4D permitióidentificar reservas de hidrocarburos no explota-das en yacimientos maduros que se encuentranen una etapa de producción avanzada. Se utilizantécnicas de perforación de última generación ymétodos de recuperación secundaria paraextraer las reservas adicionales, lo cual permiteprolongar la vida útil del campo y aumentar elvalor de los activos. Durante los últimos tresaños en el Campo Gullfaks, la técnica sísmica 4Dcontribuyó significativamente a la perforaciónexitosa de los cinco pozos productivos programa-dos. Como los objetivos remanentes de la perfo-ración de pozos de relleno son ahora pequeños ymás riesgosos desde el punto de vista econó-mico, los análisis cobran mayor importancia.

Prospección con tecnologíaJunto con las compañías de servicios, las compa-ñías de E&P tienen grandes intereses en contri-buir con el desarrollo de la tecnología sísmicapara crear oportunidades de restitución de reser-vas, identificar reservas pasadas por alto en losyacimientos existentes y explotar sus reservasremanentes en forma más eficaz. El objetivo pri-mordial es extraer un mayor detalle del sub-suelo—en el yacimiento y a través de lasobrecarga—para respaldar las decisiones rela-cionadas con los campos en un marco temporaladecuado, desde el correcto dimensionamientode las instalaciones hasta la optimización de lospuntos de asentamiento de las tuberías de reves-timiento y de la entrada al yacimiento. El respaldode tales decisiones impondrá cada vez más exi-gencias respecto de la calidad de los datos sísmi-cos, el tiempo de procesamiento, las secuenciasde tareas integradas que utilizan múltiples tiposde datos, la visualización dinámica 3D y las per-sonas que se especializan en diversas disciplinas.Las nuevas tecnologías sísmicas seguirán ayu-dando a encontrar nuevas áreas prospectivas enescenarios desafiantes, y las técnicas de proce-samiento innovadoras revelarán áreas prospecti-vas que, aunque cuentan con levantamientossísmicos, son consideradas de alto riesgo porfalta de claridad. Las aplicaciones sísmicas exito-sas son numerosas y continúan aumentando. Portodo lo expuesto, la vida de un yacimiento nuncafue tan productiva como ahora. —MG

1999

1985

1999

1985

_128 127Impedancia acústica

Tope del yacimiento

CAP

Nuevo CAP

Tope del yacimiento

Agua

Petróleo

100

m

100 m

Roca sello

Tope del yacimiento

Agua

Agua quedesplazó al petróleo

Agua que desplazóal petróleo

Petróleo

100

m

100 m

Roca selloTope del yacimiento

> Cambios en el yacimiento observados en las imágenes sísmicas 4D. El levantamiento de 1999 (abajo)muestra claramente el efecto de la producción si se lo compara con el levantamiento de referencia de1985 (arriba). El cambio en la intensidad de las reflexiones sísmicas del tope del yacimiento Tarbertestá relacionado no sólo con el cambio de saturación sino también con la altura original de la columnade petróleo. Cuando el agua reemplaza al petróleo, aumenta la impedancia acústica en el yacimiento,lo cual provoca un efecto de debilitamiento sobre lo que solía ser una respuesta fuerte del tope delyacimiento. La intensa repuesta sísmica proveniente del contacto agua-petróleo (CAP), observada en1985, también se ha debilitado debido a la producción. Los colores rojo y amarillo representan una dis-minución de la impedancia acústica, mientras que los azules indican un aumento. En las seccionestransversales de los modelos que aparecen a la derecha se muestran la estructura, la litología y elfluido contenido en la formación.

27. Tuning es el fenómeno de interferencia constructiva odestructiva de las ondas provenientes de eventos o refle-xiones estrechamente espaciados. En este caso, con unespaciamiento menor a un cuarto de longitud de onda, las reflexiones experimentan interferencia destructiva yproducen un solo evento de baja amplitud. Con espacia-mientos de más de un cuarto de longitud de onda, las am-plitudes se reducen y el evento puede resolverse comodos eventos independientes. El espesor del efecto tuninges el espesor de la capa en el que dos eventos se hacenindistinguibles en el tiempo, y su conocimiento es impor-tante para los intérpretes sísmicos que estudian yaci-mientos delgados.

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