2 Oilfield Review

La era de las imágenes en escala de profundidad

Uwe Albertin

Jerry Kapoor

Richard Randall

Mart Smith

Houston, Texas, EUA

Gillian Brown

Chris Soufleris

Phil Whitfield

Gatwick, Inglaterra

Fiona Dewey

Wintershall Noordzee BV

La Haya, Países Bajos

Jim Farnsworth

BP

Houston, Texas

Gary Grubitz

BHP Billiton

Houston, Texas

Mark Kemme

Clyde Petroleum Exploratie BV

La Haya, Holanda

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Ian Anstey, Robert Bloor, George Jamieson,Patrick Ng y Erick Zubay, Houston, Texas, EUA; y a MarkEgan, Gatwick, Inglaterra.

Muchos de los actuales objetivos de exploración no se pueden detectar claramente

con las imágenes sísmicas convencionales. Los operadores están obteniendo una

visión más clara—aun de los rasgos más complejos—a través de las imágenes

desplegadas en escala de profundidad antes del apilamiento de los datos. Los

resultados, al ser más precisos, reducen el riesgo exploratorio y ayudan a delinear

nuevas reservas.

A lo largo del último siglo, los intérpretes se con-formaron con las imágenes sísmicas procesadas ydesplegadas en el dominio del tiempo. En muchasde las áreas exploratorias actuales, especial-mente donde las estructuras son complejas y lasvelocidades sísmicas varían abruptamente debidoa la presencia de fallas o intrusiones salinas, elprocesamiento en el dominio del tiempo puedearrojar resultados engañosos; sólo las imágenesdesplegadas en escala de profundidad puedendefinir la posición verdadera y la geometríacorrecta de los rasgos del subsuelo. En ciertoscasos, la diferencia entre imágenes en escala deprofundidad e imágenes en el dominio del tiempopuede llegar a desarrollar o truncar un área pros-pectiva: las estructuras adquieren o pierden cie-rre, los objetivos se desplazan en cientos de pieso metros y pueden incorporarse o perderse reser-vas. La diferencia puede ser un costoso pozo secoen lugar de un descubrimiento.

Este artículo explica de qué manera las imá-genes en escala de profundidad surgen como latécnica preferida para el procesamiento de datossísmicos tendientes a obtener imágenes de ras-gos complejos del subsuelo. Varios estudios decasos demuestran cómo las compañías de petró-leo y gas que operan en el Golfo de México, elMar del Norte y la parte continental de EUAestán mejorando sus índices de éxito en materiade perforación con esta técnica.

Acontecimientos en la historia sísmica

En el curso del siglo XX, episodios notables mar-caron avances en los métodos de prospección sís-mica. Si bien muchas tecnologías nuevas tardaronunos 10 años en pasar de la etapa de introduccióna la práctica generalizada, cada una generó final-mente nuevas oportunidades de exploración.

Comenzando en la década de 1920, se intro-dujeron los disparos analógicos de cobertura sim-ple para detectar capas inclinadas del subsuelo(página siguiente)1. En la década de 1930, estatécnica innovadora fue la clave para los hallazgosregistrados en torno a domos salinos y pronto seconvirtió en la práctica estándar. La década de1950 fue testigo del advenimiento de los datossísmicos de cobertura múltiple logrados por apila-miento de punto común de reflexión (CDP, por sussiglas en inglés); técnica que mejoró significativa-mente la relación señal-ruido. En la década de1960 se introdujeron la adquisición y el procesa-miento de datos digitales que reemplazaron a losmétodos analógicos y ópticos anteriores. Estotrajo aparejado mejoras importantes en la calidadde los datos sísmicos y condujo a nuevos hallaz-gos en todo el mundo.

Durante toda la década de 1920, los datosdigitales y los levantamientos bidimensionales(2D) se convirtieron en la práctica corriente. Enconjunto, estas tecnologías permitieron la aper-tura del Mar del Norte y otras áreas que plantea-ban importantes desafíos. El procesamiento en el

1. Cobertura o multiplicidad es la cantidad de paresfuente-receptor cuyas señales constituyen una traza.

Verano de 2002 3

Cobertura simple,disparo analógico

Descubrimientosalrededor de

domos salinos

Cobertura múltiple, apilamientode punto común de reflexión

Punto común de reflexión (CDP)

1 2 3 4

Levantamientos 2D

Tiem

po de tránsito doble

Curvahiperbólica

Velocidad deapilamiento

+

Adquisición yprocesamientode datos digitales

Levantamientos 3D

Migración en profundidadantes del apilamientodebajo del domo salino

Generación de imágenes 3D enescala de profundidad antes del apilamiento

1920

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

Desplazamiento

> Cronología de los avances más notorios en los métodos sísmicos.

dominio del tiempo era un procedimiento de rutinapero se introdujo y probó la migración en profundi-dad después del apilamiento en levantamientos2D. Se realizaron los primeros levantamientos tri-dimensionales (3D) pequeños en campos desarro-llados para mejorar la delineación de yacimientos.En la década de 1980, los levantamientos 3D sedifundieron en gran medida en la industria, trans-formando así todo el negocio de exploración. Losatributos de trazas y los puntos brillantes eran uti-lizados como indicadores sísmicos de la presenciade hidrocarburos.

Para la década de 1990, los contratistas deprospección sísmica ya adquirían datos de explora-ción 3D como rutina sobre extensas áreas de lasdistintas plataformas continentales del mundo. Lamigración en tiempo después del apilamiento enlevantamientos 3D evolucionó hasta convertirse enpráctica corriente, reduciendo los costos de descu-brimiento a sus niveles actuales; y se introdujo lamigración en profundidad antes del apilamiento enlevantamientos 3D para ciertos casos particulares.Hoy en día, muchos operadores no perforan si nocuentan con datos 3D sobre sus áreas prospectivasy, en las áreas de máximo riesgo, no se arriesgan aperforar pozos sin disponer de imágenes en escalade profundidad antes del apilamiento.

Actualmente, las imágenes en escala de pro-fundidad están aportando nuevas oportunidadesde exploración en regiones consideradas dema-siado riesgosas sólo unos años atrás. Esta técnicaestá ayudando a los exploradores a generar nuevasáreas prospectivas bajo la sal en aguas profundas

del Golfo de México, y a descubrir nuevas reservasen el Mar del Norte que eran inimaginables con eluso de datos convencionales procesados en eldominio del tiempo.

Introducción a las imágenes

La generación de imágenes es el proceso medianteel cual las reflexiones sísmicas se despliegan en suposición correcta. Consiste de dos elementos prin-cipales: el apilamiento y la migración. El apila-miento mejora la relación señal-ruido al sumar losregistros obtenidos a partir de la información devarios disparos que se reflejan en un mismo punto.El caso más sencillo de ilustrar es el de una capahorizontal de velocidad homogénea que sobreyaceal reflector. Se reúnen o recolectan las trazas de losdiversos pares fuente-receptor, centradas en elpunto de reflexión, pero separadas por diferentesdistancias o desplazamientos laterales (abajo). Lavariación en el tiempo de arribo con el desplaza-miento se denomina curvatura (moveout). Los tiem-pos de arribo representados gráficamente enfunción del desplazamiento definen una hipérbola.Antes de apilar la colección de trazas (gather),éstas deben ser desplazadas para alinear los arri-bos. El parámetro que describe los desplazamien-tos laterales versus el tiempo define la velocidadde apilamiento de la capa. El resultado del apila-miento es una traza única; la versión mejorada deuna señal que hubiera sido registrada para un dis-paro de incidencia normal, o con desplazamientolateral cero, en el punto medio de los pares fuente-receptor.

El segundo componente de las imágenes—lamigración—utiliza un modelo de velocidad pararedistribuir la energía sísmica reflejada, desde laposición supuesta en el punto medio a su verda-dera posición (página siguiente, arriba a laizquierda). Se pueden elegir distintos tipos demigración según la complejidad del objetivo y lasestructuras de sobrecarga en cuestión. Es posibleobtener imágenes de estructuras simples y veloci-dades que varían levemente con rutinas de migra-ción simples, las que quizá no funcionen conestructuras complejas cuyas velocidades varíanrápidamente.2

La migración se logra a través de diversassoluciones de la ecuación de ondas que describela propagación de las ondas elásticas a través delas rocas. Los algoritmos de migración suelen lle-var el nombre de su inventor (por ejemplo,Kirchhoff) o el nombre del tipo de solución mate-mática (por ejemplo, diferencia finita).3 Cada tipode migración tiene sus ventajas y desventajas.

La migración puede realizarse en dos domi-nios—el tiempo o la profundidad—y antes odespués del apilamiento. Ciertos problemas degeneración de imágenes se pueden resolver conla migración en el dominio del tiempo, pero losmás complejos requieren migración en el domi-nio de la profundidad. En la migración en tiempo,el modelo de velocidad, también conocido comocampo de velocidad, puede variar levemente(página siguiente, arriba a la derecha). El modelode velocidad tiene un tiempo de tránsito doble(de ida y vuelta) como eje vertical. La velocidad

4 Oilfield Review

Sin desplazamiento lateral

Desplazamiento lateral 1

Desplazamiento lateral 2

Desplazamiento lateral 3

Desplazamiento lateral 4

1 2 3 4

Tiem

po de tránsito doble

1 2 3 4

Desplazamiento lateral

Curvahiperbólica

Desplazamiento lateral

Colección de trazas corregidaspara apilamiento de CDP

Apilamientode CDP

+ + + =

Punto común de reflexión (CDP)

Con velocidadde apilamiento

> Colección de trazas para apilamiento de punto común de reflexión (CDP, por sus siglas en inglés). Las trazas de diversos pares fuente-receptor con dis-tintos desplazamientos laterales respecto del punto común de reflexión se recolectan para formar una colección de trazas en un punto común de reflexión(izquierda). Las trazas que forman la colección se muestran en un plano de tiempo versus desplazamiento (centro), en donde los arribos de las reflexionesdesde un reflector plano definen una hipérbola. Los arribos se alinean utilizando una velocidad de apilamiento, o una relación de desplazamiento versustiempo, y se apilan, o suman, (derecha) para generar una sola traza con una relación señal-ruido mayor que la de cualquiera de las trazas originales.

Verano de 2002 5

sísmica aumenta con el tiempo de tránsito y lasvariaciones horizontales son graduales. Comoestas restricciones se aplican a gran parte de lascuencas sedimentarias, se suele aplicar la migra-ción en tiempo en casi todo el mundo.

En la migración en profundidad, el modelo develocidad puede tener fuertes contrastes en lasdirecciones horizontal o vertical. Por eso se eligeeste tipo de migración cuando hay pliegues,intrusiones o fallas de gran inclinación que seyuxtaponen con capas cuyas propiedades elásti-cas son muy diferentes. La migración en profun-didad es una operación que requiere muchashoras hombre y necesita un modelo de velocidadpreciso en escala de profundidad.

La migración aplicada después del apila-miento—post-apilamiento—toma mucho menostiempo que la migración antes del apilamiento,porque el apilamiento reduce en un orden demagnitud la cantidad de trazas que deben proce-sarse. Para que la migración después del apila-miento resulte exitosa, las suposiciones que sehacen en el apilamiento deben estar bien funda-das: la amplitud de la traza apilada debe repre-sentar a la de la traza de incidencia normal y losarribos reflejados deben ser aproximadamentehiperbólicos. Estas suposiciones son válidas sólocuando se pueden ignorar las variaciones litoló-gicas y el contenido de fluidos en el área cubiertapor la colección de trazas, y cuando la estructuraes simple. Cualquier otra condición exige el usode migración antes del apilamiento.

Efectuada antes del apilamiento, la migraciónpuede aplicarse a las estructuras y los campos develocidad más complejos. Hace algunos años, lasprincipales restricciones sobre la migración antesdel apilamiento eran la capacidad computacional,así como el tiempo y la habilidad requeridos paraconstruir el modelo de velocidad en un tiemporazonable. Los avances en materia de computa-ción han permitido reducir estas restricciones.

La confección del modelo de velocidad siguesiendo un proceso que consume mucho tiempo yque depende de la geología local. En áreas de geo-logía estratificada o donde existen bloques biendefinidos por fallas, la construcción del modelo develocidad para migración en profundidad se realizacapa por capa. Primero se construye un modelo ini-cial sobre la base de los mejores datos disponibles,y luego se lo actualiza mediante diversas iteracio-nes de migración en profundidad antes del apila-miento, capa por capa. El modelo de velocidadinicial puede construirse utilizando toda la informa-ción disponible, incluyendo velocidades de apila-miento, horizontes interpretados en el dominio deltiempo y velocidades obtenidas de datos de pozo.Las velocidades de apilamiento y de pozo puedenmostrar tendencias de velocidad representativasque deberían tenerse en cuenta en el modelo.

Cuando la estructura no es muy compleja,todo el modelo de velocidad se puede actualizary construir con bastante rapidez, capa por capa.En casos más complejos, el analista de velocidaddefine los bloques u otros volúmenes limitadospor fallas o intrusiones y luego construye elmodelo para cada bloque, capa por capa.

En áreas de geología más continua, como elGolfo de México, se define un modelo de veloci-dad de sedimentos continuos utilizando técnicasde tomografía o actualización de velocidad local.Una vez definida la velocidad de los sedimentos,se insertan los cuerpos salinos luego de determi-nar su posición utilizando varias iteraciones demigración en profundidad.

En aquellas áreas en las que la anisotropía esun factor importante, pueden aparecer diferen-cias significativas entre las velocidades depozo—que generalmente representan velocida-des en la dirección vertical—y las velocidades deapilamiento que representan velocidades horizon-tales. Es necesario dar cuenta de estas diferen-cias introduciendo la anisotropía en el modelo develocidad. Más adelante en este artículo, se ana-lizará en mayor detalle la migración en profundi-dad en campos de velocidad anisotrópica.

La cooperación entre el operador y la compa-ñía de servicios puede facilitar la construcción delmodelo de velocidad. Los intérpretes de las com-pañías operadoras a menudo tienen más conoci-miento y mejores expectativas del subsuelo, ypueden ayudar a interpretar límites de capas yrasgos salinos para el modelo de velocidad.

2. Para mayor información sobre migración antes del apila-miento, después del apilamiento, en tiempo y en profun-didad, consulte: Farmer P, Gray S, Whitmore D, HodgkissG, Pieprzak A, Ratcliff D y Whitcombe D: “StructuralImaging: Toward a Sharper Subsurface View,” OilfieldReview 5, no. 1 (Enero de 1993): 28–41.

3. El método de migración de Kirchhoff se basa en la solu-ción de la ecuación de ondas de Kirchhoff.

Traza migrada

Traza delpunto medio Receptor

MIG

Fuente

Domosalino

Datosoriginales

> Migración de la energía sísmica reflejada. Para este ejemplo bidimensional simplificado, elmétodo de migración reubica la traza de datospasando de la posición registrada en el puntomedio fuente-receptor a su verdadera posición(MIG) utilizando un modelo de velocidad. En loscasos 3D, las reflexiones pueden ser redistribui-das hacia y desde posiciones ubicadas fuera delplano que contiene las fuentes y los receptores.

Velocidades simples + estructura simple = migraciónen tiempo después del apilamiento

Velocidades complejas + estructura simple = migraciónen profundidad después del apilamiento

Velocidades simples + estructura compleja = migraciónen tiempo antes del apilamiento

Velocidades complejas + estructura compleja = migraciónen profundidad antes del apilamiento

Aumento de la velocidad

>Modelos de velocidad y estructuras simples y complejas tratados con cuatro tipos de migración: entiempo, en profundidad, antes del apilamiento y después del apilamiento. Los modelos después del apila-miento se muestran a la izquierda y los modelos antes del apilamiento a la derecha. Los que resultan apro-piados para la migración en tiempo se muestran en la parte superior y los modelos adecuados para migra-ción en profundidad, en la parte inferior. Para la migración en tiempo, el modelo de velocidad puede tenervariaciones suaves pero únicamente con la profundidad y sólo monótonamente; es decir, siempre aumen-tando con la profundidad y nunca disminuyendo. La migración en profundidad se requiere para modelosde velocidad más complejos como los que tienen variación lateral o reducción de la velocidad con la pro-fundidad. La migración después del apilamiento funciona bien con modelos de escasa complejidad estruc-tural. La migración antes del apilamiento puede utilizarse hasta con los modelos más complejos.

El personal de las compañías de servicios, con suconocimiento del procesamiento, incorpora estasinterpretaciones contribuyendo a crear el modelopara la migración en profundidad.

Imágenes en escala de profundidad

en el Golfo de México

El Golfo de México ha sido el campo de pruebamás difundido en relación con las técnicas demigración en profundidad antes del apilamiento.4

Los cuerpos salinos en las diversas etapas deintrusión y levantamiento han creado estructurascomplejas que constituyen tanto una motivacióncomo un desafío para los exploradores. Las geo-metrías de las estructuras salinas pueden variarconsiderablemente y resultan críticas para lamigración y el entrampamiento de hidrocarburos.Los macizos salinos pueden aparecer vinculadosa un nivel salino más profundo o completamentedespegados y flotantes. El gran contraste de velo-cidad sísmica entre la de la sal—4500 m/s [apro-ximadamente 14,500-15,200 pies/seg]—y la delos sedimentos, generalmente la mitad de esevalor, plantea problemas a los métodos de migra-ción en tiempo.

Los avances tecnológicos siempre han redun-dado en aumentos de producción desde que sedescubrieron hidrocarburos en el Golfo de México(página siguiente, arriba a la izquierda). Antes,

las tecnologías de perforación eran la clave deléxito en términos de exploración. Más reciente-mente, las técnicas de generación de imágenessísmicas han contribuido a mantener los índicesde descubrimiento.

A fines de la década de 1980, los operadorescomenzaron a probar la técnica de migración enprofundidad antes del apilamiento en levanta-mientos 2D, como una forma de mejorar las imá-genes de capas que se truncan contra los flancosde domos salinos. En 1993, los socios PhillipsPetroleum, Anadarko y Amoco fueron los prime-ros en anunciar un descubrimiento bajo la sal enel Golfo de México en el área prospectivaMahogany. Ellos atribuyeron el éxito a las imá-genes en profundidad antes del apilamiento.5

Hoy, las compañías continúan explorandodebajo de la sal y muchas también están concen-trando sus búsquedas en aguas más profundas.Varios de los grandes descubrimientos recientesen el Golfo de México se registraron en aguasprofundas; más de 1500 m [5000 pies] (arriba). Enestas áreas, el costo de perforación de un pozollega a superar los 50 millones de dólares esta-dounidenses, pero las recompensas pueden serconsiderables. El descubrimiento Crazy Horse deBP contiene un volumen de reservas estimadasen 1000 millones de barriles de petróleo equiva-lente (BOE, por sus siglas en inglés). BHP Billiton

reportó de 200 a 450 millones de BOE de reser-vas recuperables en Mad Dog y entre 400 y 800millones de BOE en Atlantis.

La reducción del riesgo es una de las princi-pales preocupaciones para los operadores deaguas profundas, y la generación de imágenes enescala de profundidad antes del apilamiento esuna de las tecnologías que contribuyen a lograrlo.Estas imágenes fueron utilizadas para reducir elriesgo en muchos descubrimientos del Golfo deMéxico, tales como Crazy Horse, Llano, Mad Dog,Atlantis y otros. Para BHP Billiton, las imágenesen profundidad antes del apilamiento represen-tan la tecnología crítica para la reducción delriesgo y la evaluación en Atlantis, Mad Dog y elresto del alineamiento de la Faja PlegadaAtwater Oeste que comprende estos hallazgos.Según BP, los adelantos en materia de imágenesen profundidad antes del apilamiento contribuye-ron a describir los elementos del área prospectivaCrazy Horse y a ubicar el pozo descubridor.

La generación de imágenes de un volumensísmico que contiene un cuerpo salino, difiere delprocesamiento tradicional, en el que las cintasde datos se envían a un tercero para su procesa-miento y se entrega al intérprete un producto ter-minado para su análisis. La generación deimágenes de rocas que subyacen la sal requierevarias iteraciones de la migración y la interpreta-

6 Oilfield Review

AC

DB

EF

G

H

Houston

Lago Charles

Nueva Orleáns

Pozos descubridoresPozos viejosDomo salino

A Crazy HorseB MarsC Crazy Horse NorthD UrsaE AtlantisF Mad DogG MahoganyH Llano

G O L F O D E M É X I C O

> Recientes descubrimientos en aguas profundas del Golfo de México, muchos de los cuales estánubicados cerca de cuerpos salinos. Los descubrimientos grandes tienen reservas estimadas encientos de millones de barriles. Muchos de ellos fueron descubiertos con ayuda de imágenes enescala de profundidad antes del apilamiento.

Verano de 2002 7

ción (arriba, a la derecha). Muchos de estos pasosse basan en técnicas de procesamiento patenta-das que permiten a los contratistas diferenciarsus resultados de los de sus competidores.

El primer paso luego del procesamiento gene-ral previo al apilamiento consiste en construir elmodelo de velocidad inicial para las capas quesobreyacen la sal. El Golfo de México se caracte-riza por tener secuencias de areniscas-lutitas sinfuertes contrastes de velocidad entre las capas.El modelo de velocidad inicial a menudo puedeobtenerse de las velocidades de apilamientopara producir un campo de velocidades de inter-valo leve que describe los sedimentos.

Como segundo paso, se actualiza estemodelo de velocidad. Los analistas de velocidadtienen distintas formas de examinar los modelos,pero la mayoría corresponde a una categoría demétodos conocidos en conjunto como inversióntomográfica. La tomografía utiliza la informaciónde tiempo de tránsito derivada de los datos sís-micos para refinar los modelos de velocidad. Unatomografía de reflexión clásica utiliza la diferen-cia entre tiempos de tránsito estimados y obser-vados.7 El trazado de rayos calcula los tiempos dearribo de las reflexiones en colecciones de trazasde punto común de reflexión en los puntos decontrol. En cada colección de trazas, el tiempo dearribo real del reflector más somero se compara

con los tiempos de arribo estimados y se utiliza lavelocidad que mejor nivela los tiempos de arriboreales para actualizar el modelo. Este paso con-sume muchas horas hombre y require la partici-pación de especialistas, tanto en procesamientocomo en interpretación, para confeccionar unmodelo que se ajuste a los datos en todos lospuntos de control.

El paso siguiente consiste en aplicar migra-ción en profundidad utilizando el modelo de velo-cidad actualizado. Se vuelven a coleccionar lastrazas migradas y se controla el aplastamiento delos arribos. Si la migración en tiempo preliminarmuestra que la cima de la sal es suave, o estruc-

turalmente simple, se pueden utilizar las veloci-dades de la sobrecarga en una migración en pro-fundidad después del apilamiento para obteneruna imagen de la cima de la sal. Pero si la cimade la sal es sinuosa, o estructuralmente com-pleja, debería aplicarse migración en profundi-dad antes del apilamiento.

Luego de generar e interpretar la imagen dela cima de la sal, se actualiza el modelo de velo-cidad rellenando el volumen debajo de la cima dela sal con una velocidad uniforme. Con estenuevo modelo de velocidad, se vuelve a migrar elvolumen en profundidad antes del apilamiento yse enfoca la base de la sal.

4. Huang S, Ghose S, Sengupta M y Moldoveanu N:“Improvements in 3D AVO Analysis and StructuralImaging of Dipping Salt-Flank Events Using Amplitude-Preserving Prestack Depth Migration,” The Leading Edge20, no. 12 (Diciembre de 2001): 1328, 1330, 1332, 1334.

Donihoo K, Bernitsas N, Dai N, Martin G y Shope D: “IsDepth Imaging a Commodity? The Impact of NewImaging Technologies and Web-Based Collaboration,”The Leading Edge 20, no. 5 (Mayo de 2001): 486, 488, 490,492, 494, 496, 543.

Albertin U, Woodward M, Kapoor J, Chang W, Charles S,Nichols D, Kitchenside P y Mao W: “Depth ImagingExamples and Methodology in the Gulf of México,” TheLeading Edge 20, no. 5 (Mayo de 2001): 498, 500, 502, 504,506, 508, 510, 512–513.

5. Westcott ME, Leach MC, Wyatt KD, Valasek PA yBranham KL: “Mahogany: Seismic Technology Leading tothe First Economic Subsalt Field,” ResúmenesAmpliados, 65va. Convención y Exposición Internacional

50

40

30

20

10

0

Producción, m

iles de m

illones de BO

E

1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010

Año

Descubrimientos acumulados

Barcazas

Plataformas autoelevables

Semisumergibles

Indicadores de hidrocarburos

Sísmica 3D, aguas profundas

Aguas profundas, bajo la sal

> Impacto de los adelantos tecnológicos sobre los índices de éxito en elGolfo de México. Comenzando con los primeros avances en cuanto acapacidad de perforación y siguiendo con los métodos sísmicos moder-nos, cada desarrollo ha dado como resultado un aumento identificablede la producción.

Actualizacióndel modelode velocidad

Migración 3D sobre cuadrículadispersa o en una ventana de

profundidades antes del apilamiento

Migración 3D sobrecuadrícula fina después

del apilamiento

Migración 3Dsobre cuadrícula finaantes del apilamiento

Definición de lageometría deldomo salino

Migración 3D enescala de profundidadantes del apilamiento

Análisis de lavelocidad luegode la migración

Procesamiento antes del apilamiento

Análisis de velocidades

Edición de velocidades distorsionadas

Construcción de gradientesvariantes en profundidad y en espacio

> Procesamiento de datos para migración en profundidad antesdel apilamiento en depósitos bajo la sal. El proceso implica unacompleja interacción de varios pasos. La construcción delmodelo de velocidad en sí requiere iteraciones en la migraciónen profundidad antes del apilamiento para definir la velocidad ylos límites geométricos de cada capa.

de la SEG, Houston, Texas, EUA (8 al 13 de octubre de1995): 1161–1164.

Para mayor información sobre exploración debajo de lasal, consulte: Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J yWoods R: “Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1(Primavera de 1996): 50–64.

6. Pfau GE, Chen RL, Ray AK y Kapoor SJ: “Seeing Throughthe Fog: Improving the Seismic Image at Crazy Horse,”presentado en la Convención Anual de la AAPG, 10 al 13de marzo de 2002, Houston, Texas, EUA.

Yielding CA, Yilmaz BY, Rainey DI, Pfau GE, Boyce RL,Wendt WA, Judson MH, Peacock SG, Duppenbecker SD,Ray AK y Hollingsworth R: “The History of a New Play:Crazy Horse Discovery, Deepwater Gulf of México,” pre-sentado en la Convención Anual de la AAPG, 10 al 13 demarzo de 2002, Houston, Texas, EUA.

7. Otros tipos de tomografía pueden utilizar ondas refracta-das o transmitidas.

La aplicación de la técnica correcta de migra-ción puede generar cambios sorprendentes en laimagen sísmica. La interpretación de una secciónmigrada en tiempo, correspondiente al área GreenCanyon en el Golfo de México, muestra dosestructuras anticlinales generadas por intrusiónsalina (arriba). El cuerpo salino de la izquierdatiene un tope en forma de domo y una base plana,y genera una sombra debajo que oscurece lasreflexiones más profundas. La intrusión salina dela derecha parece haber penetrado la cima delanticlinal dejando un domo salino.

Con las imágenes en escala de profundidadantes del apilamiento, el panorama cambia com-pletamente. El cuerpo salino de la izquierda sigueteniendo forma de domo, pero aumenta de espe-

sor y muestra una base inclinada. Ahora, se pue-den ver las capas debajo de la sal. El rasgo salinode la derecha se ve totalmente diferente. En lugarde dos cuerpos salinos desconectados, la nuevaimagen muestra un solo cuerpo con forma de relojde arena con sus lados y su base claramente deli-neados. En vez de elevarse en una estructura anti-clinal, los sedimentos se truncan contra los flancosdel cuerpo salino con forma de reloj de arena.

En otro sector del área Green Canyon, la migra-ción en tiempo después del apilamiento ha permi-tido obtener una imagen bastante clara de lostopes, pero no de las bases de tres grandes col-chones salinos (página siguiente). Cualquier inter-pretación razonable ubicaría las bases de la sal enel límite inferior del área sin reflexiones de la ima-

gen sísmica. Hay ciertas señales de estratificaciónentre los cuerpos salinos a gran profundidad.

La migración en profundidad antes del apila-miento revela una imagen sorprendentementedistinta. Los dos grandes cuerpos salinos de laizquierda aparecen ahora vinculados a raíces quese hunden a aproximadamente 12,200 m [40,000pies]. La raíz del rasgo salino central está a unos5 km [3 millas]. El gran volumen entre las dos raí-ces salinas está rellenado con capas sedimenta-rias inclinadas que se truncan contra las raíces.

Una de las ventajas del método de migración enprofundidad antes del apilamiento de WesternGeco,es la capacidad de obtener imágenes de estratoscon echados “mayores a 90 grados,” es decir, capasque están volcadas o se sitúan debajo de bloques

8 Oilfield Review

Imagen en escala de tiempo antes del apilamiento Imagen en escala de profundidad antes del apilamiento

> Comparación de la migración en tiempo y la migración en profundidad en el área Green Canyon del Golfo de México. La migración entiempo (izquierda)muestra dos cuerpos salinos cada uno de los cuales produce la elevación y la forma de domo de los sedimentos sobre-yacientes. El cuerpo salino de la izquierda tiene su cima en forma de domo y una base plana, y crea una sombra debajo del mismo. El de laderecha parece dividirse en dos partes: un colchón de sal flotante se ha despegado del domo subayacente. Las imágenes en escala deprofundidad antes del apilamiento (derecha) conservan la forma general del cuerpo de la izquierda, aunque su base ahora se observainclinada. Sin embargo, las imágenes en escala de profundidad revelan capas debajo del domo, que estaban ensombrecidas en la migra-ción en tiempo. Después de la migración, la intrusión salina de la derecha muestra una forma completamente diferente. En vez de elevarseen una estructura anticlinal, los sedimentos se truncan sobre los flancos de un cuerpo salino con forma de reloj de arena.

Verano de 2002 9

salinos colgantes. Los métodos de migraciónsiguen los rayos a través del modelo de velocidadhasta un reflector y luego nuevamente hasta lasuperficie. Los rayos se curvan en cada interfase deacuerdo con el ángulo de incidencia y el contrastede velocidad entre las capas.

En general, es suficiente considerar sólo losrayos que rebotan desde el tope de un reflector.Pero en ciertos casos pueden producirse reflexio-nes de interés desde la base, como ocurre con lasreflexiones provenientes de las caras inferioresde los bloques salinos colgantes. Para poder dar

cuenta de estas reflexiones en la migración, esnecesario que el trazado de rayos abarque gran-des distancias. Con estos rayos, que se conocencomo rayos curvos, se pueden generar imágenesclaras de las caras inferiores de los bloques sali-nos colgantes.

Imagen en escala de tiempo después del apilamiento

Imagen en escala de profundidad antes del apilamiento

> Migraciones en tiempo y en profundidad de tres grandes rasgos salinos. La migración en tiempo después del apila-miento (arriba) revela las cimas de las intrusiones salinas. Sin embargo, este método deja una imagen poco clara de lasbases de la sal que podrían interpretarse en el límite inferior de la zona que tiene poca reflexión o carece de carácter.La interpretación de la imagen en profundidad antes del apilamiento (abajo) sugiere que los dos cuerpos salinos situa-dos más a la izquierda no flotan, sino que están conectados a las raíces que se extienden hasta 40,000 pies [12,200 m].

Velocidad constante

Velocidad variable

Diapirosalino

Reflexión de rayo curvo

Norte Norte

Imagen 3D en escala de tiempo después del apilamiento Imagen 3D en escala de profundidad antes del apilamiento

Sur Sur

> Imagen debajo de un bloque salino colgante del Golfo de México con migración en tiempo yen profundidad. La migración en tiempo después del apilamiento (izquierda) logra generar unaimagen del flanco norte de un diapiro salino, pero el flanco sur se pierde en una sombra creadapor un bloque colgante. Si se incluyen los rayos curvos (recuadro) y los rayos que atraviesan lasal, la migración en profundidad antes del apilamiento (derecha) permite obtener una imagen delas capas fuertemente inclinadas y del bloque colgante en el flanco sur de la intrusión.

10 Oilfield Review

En otro ejemplo del Golfo de México, lamigración en tiempo después del apilamientopermite obtener una imagen del flanco norte deuna intrusión salina, pero el flanco sur se pierdeen una sombra (abajo). En la migración en tiempono se utilizaron los rayos curvos. Las imágenesen escala de profundidad antes del apilamiento,que incorporan tanto la energía de los rayos cur-vos como la energía que atraviesa la sal, permi-tieron iluminar las capas fuertemente inclinadasy el bloque salino colgante en el flanco sur de laintrusión.

Generación de imágenes en el Mar del Norte

El Golfo de México no es el único lugar donde losoperadores utilizan imágenes en escala de pro-fundidad. Muchos sectores del Mar del Norteexhiben una complejidad estructural comparablea las intrusiones salinas del Golfo de México.Además de depósitos de sal tectónicamente acti-vos, las cuencas del Mar del Norte muestranzonas de creta y fallamiento de gran escalaencima y debajo de la sal. Comparativamente,

las secuencias de arenisca-lutita suavementevariables que sobreyacen los cuerpos salinos delGolfo de México pueden parecer simples.

Wintershall Noordzee BV comenzó a exploraren los Bloques K10 y K13 de la cuenca BroadFourteens, en el sector holandés del Mar delNorte, en el año 1968 (izquierda). Desde enton-ces se perforaron más de 30 pozos, delineándosesiete campos productivos. Dado que estos cam-pos están transitando los últimos años de laetapa de producción, se está desplegando nuevatecnología para identificar más reservas y prolon-gar la vida productiva de esta área madura.8

El área es estructuralmente compleja, confallas normales, cabalgamientos e intrusionessalinas de gran escala. Los grandes contrastes develocidad alrededor de los domos salinos y a tra-vés de las fallas principales, hacen que los méto-dos tradicionales de generación de imágenessísmicas produzcan imágenes deficientes de lasestructuras y las fallas. Canales profundos cortanla secuencia Terciaria que sobreyace una potenteunidad de creta de espesor y velocidad variables.

6°

54°

53°

52°

Ijmuiden

M A RD E L

N O R T E

K10

K13

P a í s e s B a j o s

< Bloques K10 y K13 en la cuenca Broad Fourte-ens, al sur del Mar del Norte. Wintershall Noord-zee BV logró una imagen sísmica más clara desus yacimientos en esta región gasífera, utili-zando imágenes en escala de profundidad antesdel apilamiento.

Verano de 2002 11

Los yacimientos principales son aún más profun-dos. Se trata de las areniscas Main Buntsandsteiny Rotliegend. Las láminas carbonatadas de granamplitud pueden interpretarse erróneamentecomo reflectores del Tope de Rotliegend, gene-rando objetivos falsos.

Un proyecto inicial de migración en profundi-dad realizado en 1996 sobre un área de 50 km2

[19.3 millas cuadradas] que cubre ambos blo-ques, mostró ciertas mejoras en las imágenes,pero debido a la utilización de técnicas de mode-lado de velocidad simplistas, los resultados care-cían del detalle necesario para mejorar lasimágenes estructurales.

Para conocer mejor la historia geológica delárea e identificar las trampas restantes era nece-sario contar con mejores imágenes y de mayorresolución. En 1999, Wintershall y WesternGecoaplicaron migración en profundidad antes delapilamiento a los levantamientos 3D de alta fide-lidad de ambos bloques. El nuevo proyecto incor-

poraba datos de tres levantamientos 3D quecubrían una superficie de 880 km2 [340 millascuadradas].

El éxito de todo proyecto de migración en pro-fundidad depende de la precisión del modelo develocidad. Para confeccionar un modelo preciso,se desarrolló un método meticuloso combinandoherramientas de última generación con técnicasconvencionales.

La técnica iterativa de eliminación de nivelesconstituyó el elemento fundamental del análisis.Para obtener el modelo se utilizó una conjunciónde tomografía y barrido en escala de profundidadde velocidades múltiples para cada capa. A fin deverificar las velocidades de cada capa, se preparóuna malla densa de migraciones en profundidadantes del apilamiento para los levantamientos3D. Los apilamientos en escala de profundidad seutilizaron para actualizar el modelo estructural yse examinaron las colecciones de trazas paracontrolar y actualizar las velocidades. Esto permi-

tió rastrear y verificar las variaciones estructura-les y de velocidad en forma continua y sistemá-tica para cada una de las 11 capas del modelo amedida que se lo construía.

Las nuevas imágenes mostraban mejoras sig-nificativas con respecto a los anteriores conjun-tos de datos migrados en tiempo y enprofundidad, especialmente en las áreas tectóni-camente complejas. Por ejemplo, los resultadosdel proyecto de 1996 con un modelo de velocidadsimple mostraban una imagen poco clara del topedel yacimiento de areniscas Rotliegend debajo deuna falla compleja (arriba). La nueva migración enprofundidad con el modelo de velocidad detalladopermitió obtener una imagen mucho más nítidade este intervalo potencialmente productor.

8. Dewey F, Whitfield P y King M: “Technology Offers NewInsight in a Mature Area—A 3D PreSDM Case Studyfrom the Dutch N Sea,” Transcripciones de la 63a.Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001, artículo A-04.

Migración en profundidad en 1996 Migración en profundidad en 1999

Arenisca Rotliegend

> Comparación de migraciones en profundidad con modelos de velocidad simples y complejos. Para lamigración en profundidad en un proyecto anterior se utilizó un modelo de velocidad simple que produjouna imagen poco clara del tope de la arenisca Rotliegend debajo de una falla compleja (izquierda). Lamigración en profundidad con el modelo de velocidad más nuevo y más detallado arroja una imagenmucho más clara del intervalo potencialmente productivo (derecha).

En un segundo ejemplo, un rasgo difícil deinterpretar en la sección migrada en tiempo sepuede identificar como una “aparición repentina”de la formación Rotliegend en la imagen migradaen profundidad (arriba). Lo que parece ser unareflexión discontinua aislada en la migración entiempo puede verse en la sección migrada en pro-fundidad como una exposición abrupta con ladoscasi verticales. Este problema es difícil de resolvercon migración en tiempo dada la complejidad dela estructura que sobreyace a la aparición repen-tina y sus flancos fuertemente inclinados, pero sepuede abordar con migración en profundidad.

El éxito del proyecto dependió de una estre-cha colaboración entre geofísicos de procesa-miento, intérpretes e investigadores, tanto deWintershall como de WesternGeco, y de la opti-mización de todas las tecnologías disponibles.Los esfuerzos adicionales para obtener el modelode velocidad detallado, demostraron los benefi-cios de procurar una solución 90% correcta en vezde aceptar un resultado correcto sólo en un 70%,satisfaciendo a la vez las restricciones en térmi-nos de costos y tiempos operativos.

Actualmente, se está realizando una reinter-pretación completa del área que se combinarácon un estudio de modelado de cuenca, paramejorar la definición de los campos productivos eidentificar la presencia de cualquier comparti-miento de yacimiento sin probar.

12 Oilfield Review

Imagen en escala de tiempo Imagen en escala de profundidad

> Estructura compleja de la formación Rotliegend revelada por las imágenes en escala deprofundidad. Un intervalo interrumpido en la sección migrada en tiempo (izquierda) es difícilde interpretar. En la imagen migrada en profundidad (derecha), esto se identifica como unpequeño afloramiento de la formación Rotliegend.

54°

53°

52°

Q4 Q5Q7 Q8

Ijmuiden

P a í s e s B a j o s

M A R D E LN O R T E

Línea de costa

Q4 Q5

Q7 Q8

Gas

Cuenca Broad Fourteens

Sin inversiónRiesgo bajo

Terraplén del margen de la cuencaRiesgo bajo

Terraplén invertidoRiesgo moderado

Terraplén invertidoAlto riesgo

Ejes de la cuenca, enterramientomáximo e inversiónRiesgo muy alto

> Yacimientos de gas (rojo) operados por Clyde Petroleum Exploratie BV en los blo-ques Q4 y Q8 del sector holandés del Mar del Norte. La codificación en color indicaregiones con diferentes historias tectónicas.

9. Kemme M, Brown G, VanBuuren N y Greenwood M:“Depth Imaging Unfolds Complex Geology and ImpactsReserves—The Q4 Story,” Transcripciones de la 63ra.Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001, artículo P071.

10. La fase y la amplitud de las trazas sísmicas se ven afec-tadas por la regulación y las características de energíade la fuente de adquisición y por el procesamiento, quepueden variar de un levantamiento a otro. La combina-ción de conjuntos de datos de diferentes levantamientosrequiere el ajuste de fase y amplitud de todos los con-juntos de datos.

11. Una in-line es una línea sísmica dentro de un levanta-miento 3D paralela a la dirección de adquisición delcable sísmico marino remolcado. Una crossline es unalínea sísmica perpendicular a la dirección de adquisi-ción del levantamiento.

Verano de 2002 13

Incremento de reservas utilizando

imágenes en escala de profundidad

En otro desarrollo del Mar del Norte, los opera-dores utilizaron imágenes en escala de profundi-dad para mejorar la delineación de las reservas eincrementar las estimaciones de las mismas.

Clyde Petroleum y sus socios desarrollaronrecientemente imágenes en escala de profundi-dad de última generación en un renovadoesfuerzo por explorar, evaluar e incrementar losdescubrimientos de gas existentes en los BloquesQ4 y Q8 del sector holandés del Mar del Norte(página anterior, abajo). Los yacimientos de gasdel Bloque Q4, descubiertos recientemente, seencuentran en una zona de inversión compleja(levantada a lo largo de fallas reactivadas), limi-tada por una serie de fallas principales de rumboNO-SE. Los nuevos yacimientos se ubican en unatendencia estructural con dos yacimientos pro-ductores de gas en el Bloque Q8. Antes de queClyde Petroleum comenzara a operar el bloque,ya se habían perforado siete pozos estériles enáreas prospectivas más someras.

La evolución tectónica había producidoestructuras muy deformadas, y los primeros pro-cesamientos sísmicos convencionales arrojabanresultados subóptimos. Luego de la perforacióndel primer pozo de exploración exitoso, se imple-mentó un nuevo programa para los levantamien-tos 3D, consistente en migración en profundidadantes del apilamiento seguida de una reinterpre-tación completa de todos los datos.9

Como consecuencia de la compleja historiade movimientos normales, inversos y laterales, elrelleno de cuenca se depositó sobre el bloqueyacimiento. Las imágenes migradas en tiempo deestas estructuras fuertemente inclinadas no erande muy buena calidad, y la ubicación de las fallasresultaba cuestionable. Los resultados de la sís-mica de pozo y el trazado de rayos indicaban queel error de ubicación de las fallas laterales podíaser de hasta 300 m [1000 pies], dependiendo delmodelo de velocidad de sobrecarga.

El proyecto de migración en profundidadantes del apilamiento se puso en marcha paraconocer mejor el marco estructural y ubicarcorrectamente las fallas, con la esperanza de quelos resultados tuvieran un fuerte impacto sobrela dimensión de la estructura y la planificación delos pozos de desarrollo.

En la migración en profundidad antes del api-lamiento, se ingresaron cuatro conjuntos de datos3D; aproximadamente 400 km2 [154 millas cuadra-das] de datos sísmicos. Cada conjunto de datos seprocesó utilizando un procesamiento previo con-vencional similar, haciendo hincapié en la reduc-ción de ruido y la atenuación de múltiples. Si bienlos conjuntos de datos tenían distintas orientacio-nes, no fue necesario reiterar el muestreo. Seaplicó ajuste de fase y compensación de amplituda cada levantamiento para referenciar todos loslevantamientos a una base común.10 Cada con-junto de datos fue migrado en profundidad porseparado y todos los conjuntos se fusionaron des-pués de la migración, pero antes del apilamiento.

Debido a la compleja naturaleza de la geolo-gía se esperaban fuertes contrastes de velocidad.Por lo tanto, el método de eliminación de niveles,

de arriba hacia abajo, no parecía adecuado parael modelado de velocidad.

El modelo estructural indicaba que el modelode velocidad 3D podía dividirse en cinco bloquesde velocidad de orientación NO-SE, con hastaseis capas de velocidad debajo del nivel estrati-gráfico Terciario sobreyaciente (arriba). Se deter-minó la velocidad capa por capa dentro de cadabloque, pero la inclinación de los bloques limita-dos por las fallas determinaba el orden en quedebía construirse el modelo de velocidad; esdecir, de sudoeste a noreste.

Generalmente se utilizan velocidades de api-lamiento para obtener las velocidades de inter-valo iniciales para una capa en particular. Perodada la poca confiabilidad de las velocidades deapilamiento en un área tan compleja como ésta,se empleó un modelo basado en datos de pozo.Para generar una cuadrícula migrada en profun-didad antes del apilamiento de las líneas parale-las a la dirección de la adquisición (in-lines)

sobre el área de interés del levantamiento 3D, serecurrió a varios planos de velocidad basados enla velocidad inicial.11 Luego se obtuvo un plano develocidad final para la capa objetivo, picando inte-

3600 3800 4000 4200 4400 4600 4800 5000 5200 5400 5600 5800 6000 64006200

4500

5000

4000

3500

3000

2500

0

500

1000

1500

2000

Terciario

Creta

Cretácico Inferior

Jurásico Superior

Jurásico Inferior

Triásico

Pérmico

Inundación pre-Pérmico

Profundidad, m

Zona 2Zona 3

Zona 4

Zona1

Zona 5

SO NE

Línea paralela a la dirección de la adquisición

> Modelo de velocidad para los yacimientos del bloque Q4. Las fallas de alta inclinación seyuxtaponen lateralmente a velocidades contrastantes y colocan a las capas de alta velocidadsobre las de menor velocidad. El recuadro rojo indica el área de interés.

ractivamente las colecciones de trazas de puntoscomunes migrados en profundidad.12 Por último segeneró una cuadrícula 3D de 500 m [1640 pies] delíneas paralelas (in-lines) y perpendiculares a ladirección de la adquisición (cross-lines) migradasen profundidad antes del apilamiento. Estas líneasse utilizaron para interpretar el horizonte objetivoen escala de profundidad, para su inclusión en elmodelo de velocidad.

Se hicieron iteraciones del procedimientocapa por capa dentro de cada bloque de fallahasta insertar el horizonte base en el modelo develocidad. Luego se utilizó el modelo de veloci-dad final para generar un volumen 3D migrado enprofundidad antes del apilamiento con una cua-drícula de 25 m por 25 m [82 pies por 82 pies]. Seefectuó la corrección de la curvatura residual, seapilaron los datos y se aplicó el procesamientocorrespondiente después del apilamiento.

Los nuevos datos en escala de profundidadmostraron mejoras notables con respecto a losdatos migrados en tiempo, aumentando la com-prensión del modelo estructural y la confiabilidad

en la localización de las fallas (arriba). La migra-ción en profundidad antes del apilamiento permi-tió la ubicación del segundo pozo exploratoriocerca de una falla principal, sin riesgo de encon-trar una unidad de yacimiento reducida e indicóque la falla estaba ubicada un poco más al oeste,incrementando el volumen del yacimiento. Estasmejoras en la generación de imágenes incidieronsignificativamente en la interpretación de la fallaque limita el yacimiento al este. Debido a lapobre calidad de las imágenes de los datos sís-micos migrados en forma tradicional, esta fallaaparecía como una falla normal que se inclinahacia el este. Pero la resolución superior de lasimágenes nuevas, permite observar que la fallaque limita el yacimiento es en realidad, una fallainversa que se inclina hacia el oeste, lo queagrega un bloque extra de yacimiento gasífero,limitado por la falla.

La interpretación estructural actualizada diocomo resultado un aumento de casi el 50% delgas original en sitio (página siguiente, abajo). Porotra parte, la mejor definición sísmica permitió lareducción de la incertidumbre asociada al cálculode reservas y facilitó la interpretación detallada delas fallas dentro del yacimiento, reduciendo elriesgo de dejar ciertos compartimientos sin drenar.

La sólida metodología adoptada en el trans-curso del proyecto, permitió la construcción deun modelo de velocidad preciso para esta áreacompleja. El volumen 3D migrado en profundidadantes del apilamiento, permitió mejorar conside-rablemente la calidad y confiabilidad de la ima-gen sísmica. La mejor calidad sísmica no sóloaumentó considerablemente el volumen apa-rente de la estructura, sino que también condujoa una interpretación mucho más detallada de lasfallas dentro del yacimiento. Esto permitió la pla-nificación más confiable de tres a cinco pozos dedesarrollo futuros. El yacimiento Q4-A fue puestoen producción en diciembre de 2000, apenas dosaños y medio después de haberse perforado elprimer pozo de exploración.

Migración en profundidad antes

del apilamiento en tierra

Muchas áreas prospectivas en tierra presentanlos mismos problemas de generación de imáge-nes que los observados en áreas marinas, perohasta hace poco las campañas sísmicas terres-tres eran menos eficaces en la generación deimágenes de estructuras complejas. Sinembargo, los proyectos terrestres de generaciónde imágenes en escala de profundidad están

14 Oilfield Review

12. Un gather de puntos comunes de la imagen (CIP, por sussiglas en inglés) está dado por la colección de todas lastrazas que se reflejan en el punto del subsuelo cuyaimagen se pretende generar. Este conjunto se crea buscando todos los rayos posibles en la geometría deadquisición y recolectando sólo los que se reflejan en el punto de interés.

Imagen en escala de tiempo, 1996 Imagen en escala de profundidad, 1999

CGA

> Comparación de las líneas sísmicas interpretadas, luego de migradas en tiempo y en profundidad, en el bloque Q4 del yacimiento. La interpretación de laimagen migrada en tiempo (izquierda) muestra un bloque de yacimiento limitado al oeste por una falla de cabalgamiento (amarillo) y al este por una fallanormal que se inclina hacia el este (negro). La interpretación de la imagen migrada en profundidad (derecha) modifica el resultado. La nueva interpretacióneleva la falla de cabalgamiento (línea blanca), agregando volumen al yacimiento hacia el oeste. La falla normal al este ya no se considera una falla límite.El límite del yacimiento reevaluado es una falla inversa que se inclina hacia el oeste (rojo), la cual no se había reconocido antes. En la imagen se indicael contacto aproximado gas-agua (CGA).

Verano de 2002 15

mostrando el mismo nivel de mejoramiento conrespecto a los métodos de migración en tiempoque sus contrapartes en el Golfo de México y elMar del Norte.

La exploración en el sur de Texas se caracte-riza por las complicaciones que plantean lasestructuras complejas que sobreyacen a los yaci-mientos potenciales. Las fallas crean sombrasque oscurecen la forma y disposición de las capasmás profundas. La generación de imágenes deobjetivos bajo “sombras de fallas” es un verda-dero desafío con las técnicas de migración entiempo, pero la migración en profundidad brindaimágenes mucho más claras y rasgos más razona-bles desde el punto de vista geológico.

Un ejemplo de los beneficios aportados por lamigración en profundidad antes del apilamientoestá dado por un levantamiento regional deWesternGeco consistente en 256 km2 [100 millascuadradas] al sur de Texas. Una imagen conven-cional migrada en tiempo que abarca una granfalla normal, muestra algunos de los problemastípicos observados en esta área (arriba). En estasección aparece un falso anticlinal pronunciado oun “abombamiento aparente” de reflexiones sís-micas, debajo de la falla. Además, las reflexionesdebajo de la falla parecen interrumpidas y tienenmenos continuidad que las reflexiones en el blo-que derecho de la falla, particularmente a lo largodel horizonte interpretado.

Q4-A

Q4-B

0 2000metros

pies 65600

Contorno del campo enbase a la antigua migraciónen tiempo

Fallas en base a la antiguamigración en tiempo

Fallas en base a la nuevamigración en profundidadantes del apilamiento

Área ganada

Contorno del campo en basea la migración en tiempo

< Aumento del gas originalmente en sitio resul-tante de la interpretación de los datos sísmicosmigrados en profundidad. La interpretación deestos datos se tradujo en fallas trasladadas delugar y en un aumento del 50% de las reservasde gas en el yacimiento. Las fallas de las anti-guas interpretaciones se indican en negro y lasde las nuevas, en azul. El aumento del tamañodel yacimiento se muestra en rosado.

Profundidad, pies

10,000

12,000

14,000

Tiem

po, m

seg

2.2

2.4

2.6

2.8

Imagen en escala de profundidadImagen en escala de tiempo

> Sección migrada en tiempo (izquierda) y en profundidad (derecha) en el sur de Texas. En la imagen migrada en tiempo, las complejidades de veloci-dad producen un falso anticlinal inmediatamente a la izquierda del plano de falla indicado por las flechas. Además, las reflexiones en el ladoizquierdo de la falla parecen estar interrumpidas y tienen menos continuidad que las reflexiones en su lado derecho. La sección migrada en profundi-dad muestra estructuras levemente inclinadas y continuas en la sombra de la falla. El falso alto estructural que se oberva en los datos migrados entiempo se ha suavizado y la continuidad de las reflexiones se ha mejorado.

Estos problemas de generación de imágenesson provocados por la yuxtaposición de rocas dediferentes velocidades en ambos bloques de lafalla (página siguiente, arriba a la izquierda). Lascapas en el bloque alto o izquierdo de la falla, sibien son más antiguas que las del bloque dere-cho, están sobrepresionadas y tienen, por ende,velocidades sísmicas más bajas. Los contrastesde velocidad lateral hacen que los rayos sísmicosse curven al atravesar la falla. La curvatura de losrayos distorsiona la imagen sísmica en el domi-nio del tiempo.

La sección migrada en profundidad muestrauna imagen diferente. Las reflexiones en estasección tienen una inclinación menos abrupta enel lado izquierdo de la falla que la que muestranlas correspondientes reflexiones en la secciónmigrada en tiempo. El falso alto estructural se hareducido y se mejora la continuidad de las refle-xiones. La interpretación de la sección migradaen profundidad da como resultado una profundi-dad y forma diferentes de las capas que seencuentran debajo de la falla, generando poten-cialmente un objetivo exploratorio diferente.

La migración en profundidad ha resultado exi-tosa en otras partes del mundo donde se sabeque los resultados de la sísmica terrestre son pro-blemáticos. WesternGeco ha implementado pro-yectos de imágenes 3D en escala de profundidaden muchos de los países productores de petróleodel mundo, incluyendo Venezuela, Bolivia,

Argentina, Alemania, Rusia, Kazakhstán, Egipto,Libia, Kuwait, los Emiratos Árabes Unidos, Siria,China, Australia y Nigeria.

En busca del máximo potencial

Los métodos actuales son mucho más precisosque los anteriores, pero aún no se ha explotadoal máximo el potencial de la técnica de genera-ción de imágenes en escala de profundidad. Laslimitaciones a superar se centran en torno a lacreación de un modelo de velocidad, la decisiónacerca de qué tipo de migración genera las mejo-res imágenes, y el tiempo requerido para cumpli-mentar los proyectos de generación de imágenesen escala de profundidad.

Diversos factores pueden complicar el pro-ceso de construcción del modelo. Uno de ellos esla anisotropía a la que se le ha prestado especialatención últimamente. Gran parte del subsueloes anisotrópico en lo que respecta a alguna pro-piedad física, tales como las propiedades elásti-cas, la permeabilidad o las propiedadeselectromagnéticas.13 La forma más simple de ani-sotropía elástica se denomina isotropía transver-sal (IT). Ésta se produce cuando la velocidadsísmica tiene un valor en dirección paralela a laestratificación y otro en dirección perpendicular,o transversal, a la estratificación. En los casostípicos de anisotropía IT, la velocidad paralela ala estratificación es mayor que la velocidad ensentido transversal.

Generalmente en el procesamiento de datossísmicos se ignora la anisotropía. Sin embargo,los efectos de una fuerte anisotropía puedengenerar un conjunto de datos deficientes si se laignora. El desconocimiento de la anisotropíapuede producir errores de posicionamiento deestructuras tanto en sentido vertical como hori-zontal.

Los efectos de la anisotropía pueden versecomo una forma no hiperbólica en los arribos pro-venientes de un reflector plano (página siguiente,arriba a la derecha). Las trazas con desplaza-mientos laterales grandes arriban antes de loprevisto con un modelo con velocidad isotrópicaporque han recorrido más distancia en la direc-ción horizontal más rápida.

La anisotropía se puede incorporar a unmodelo de velocidad con migración en profundi-dad antes del apilamiento. Esto arroja resultadossorprendentes (abajo).14 La generación de imáge-nes en escala de profundidad antes del apila-miento con un modelo de velocidad isotrópica,ofrece un panorama bastante claro de las capasde sedimentos volcadas por una intrusión salinaen el Mar del Norte. Sin embargo, las capas quequedan en la sombra del bloque salino colganteno son tan claras como podrían serlo, y las capasque se inclinan suavemente en el flanco inferiorde la sal, muestran un error de ajuste con las pro-fundidades de formación medidas en un pozo. Lageneración de imágenes en escala de profundi-

16 Oilfield Review

Imagen en escala de profundidad generada con un modelo de velocidad isotrópica Imagen en escala de profundidad generada con un modelo de velocidad anisotrópica

Tope del pozo Tope del pozo

> Imágenes en escala de profundidad antes del apilamiento en el Mar del Norte generadas con modelos de velocidad isotrópica (izquierda) y anisotrópica(derecha). La inclusión de un 10% de anisotropía en la velocidad de la sobrecarga ayuda a generar una imagen más clara de las capas que se truncan con-tra una intrusión salina y permite un mejor ajuste en escala de profundidad con los datos de pozo.

Verano de 2002 17

dad antes del apilamiento con un modelo queincluye 10% de anisotropía en la sobrecarga,genera un panorama más claro que se ajusta a losdatos de pozo.

La identificación de qué problemas de gene-ración de imágenes requieren modelos de veloci-dad anisotrópica y cuáles simplemente muestranla heterogeneidad de la velocidad, será más fácila medida que se ensayen nuevas áreas.

Los especialistas en procesamiento analizanqué tipo de migración es mejor para obtener imá-genes de volúmenes extremadamente comple-jos. La migración de Kirchhoff antes delapilamiento ha resultado particularmente efec-tiva en la generación de imágenes de depósitosde sal y de los ubicados debajo de la sal en elGolfo de México, pero en ocasiones no es muyefectiva para generar imágenes de rasgos ubica-dos debajo de cuerpos salinos irregulares. Dadoque este algoritmo utiliza trazado de rayos, erro-res pequeños en la forma o ubicación de la inter-fase salina pueden producir transformacionesartificiales de migración.

En este tipo de áreas, la migración antes delapilamiento por diferencia finita puede resultarefectiva. Este método utiliza extrapolación delcampo de ondas en vez de trazado de rayos ypuede generar mejores imágenes.15

La mayor eficiencia adquirida y la utilizaciónde sistemas de computación más poderosos hanpermitido acortar los ciclo de tiempo del proyecto.

Pero las compañías de servicios continúan siendopresionadas para obtener imágenes de áreas másextensas y con rapidez. Las compañías petrolerasy los contratistas deberían compartir la responsa-bilidad para definir marcos temporales realistas.

La migración en profundidad aporta una solu-ción viable a los complejos problemas de gene-ración de imágenes. Luego de observar ladiferencia entre datos en escala de profundidady secciones convencionales en el dominio deltiempo, los operadores generalmente cambiansus interpretaciones y sus planes, ya sea en rela-ción con la exploración de áreas prospectivas ocon el desarrollo de yacimientos. Por otra parte,visualizar la diferencia en una sección sísmicalleva a pensar que todos los demás datos obteni-dos en áreas complejas probablemente merezcanuna revisión. Algunos operadores ahora insistencon la generación de imágenes en escala de pro-fundidad antes de perforar en aguas profundas oen otras áreas de alto riesgo.

Otros, en cambio, se niegan a aplicar estatécnica debido a los costos de adquisición y pro-cesamiento de datos específicos a un objetivodado. En su opinión, esta tecnología es sólo paralos grandes operadores. Sin embargo, es posibleutilizarla en forma eficaz en materia de costoscon proyectos de múltiples clientes para mejorarla comprensión de los sistemas petroleros regio-nales. El enfoque adoptado por WesternGeco encuanto a la aplicación de imágenes en escala de

profundidad a conjuntos de datos especulativosde escala regional, está ayudando a poner la tec-nología a disposición de todas las compañíasoperadoras independientemente de su tamaño.

A medida que más operadores adquieran expe-riencia con la técnica, el proceso se irá tornandomás eficaz. Según los especialistas, en el futuro seobtendrán básicamente imágenes en escala deprofundidad de todos los datos sísmicos. —LS

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

14. Bloor R, Whitfield P y Fisk K: “Anisotropic PrestackDepth Migration and Model Building,” Transcripcionesde la 63ra. Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001, artículo A-01.

15. Albertin U, Watts D, Chang W, Kapoor SJ, Stork C,Kitchenside P y Yingst D: “Improving Near-Salt-FlankImaging with Shot-Profile Wavefield-ExtrapolationMigration in the Gulf of México,” presentado en la 64ta.Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE, Florencia,Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.

10,736

11,696

12,464

13,232

14,000

Velocida

d de

intervalo, pies/seg

Profun

dida

d, pies

10,000

12,000

11,000

13,000

14,000

> Modelo de velocidad con migración en profundidad para un levantamientoal sur de Texas que muestra la falla interpretada en los datos sísmicos.

Tiem

po de

tránsito doble

Desplazamiento

Anisotrópico

Isotrópico

> Comparación de tiempos de arribo versus des-plazamiento lateral para una capa de velocidadisotrópica y otra de velocidad anisotrópica. Si lavelocidad de la capa fuera isotrópica, los arribosdefinirían la curva roja y si fuera anisotrópica, losarribos definirían la curva negra.