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ARTICULO QUE EXPLICA LA SISMICA VSP PUBLICADO POR LA EMPRESA schlumbergerTRANSCRIPT
20 Oilfield Review
Levantamientos de sísmica de pozos: Más allá del perfil vertical
John Blackburn
ConocoPhillips U.K., Ltd.
Aberdeen, Escocia
John Daniels
Oklahoma City, Oklahoma, EUA
Scott Dingwall
Aberdeen, Escocia
Geoffrey Hampden-Smith
Shell Exploration & Production
Aberdeen, Escocia
Scott Leaney
Joël Le Calvez
Les Nutt
Houston, Texas, EUA
Henry Menkiti
Londres, Inglaterra
Adrián Sánchez
Villahermosa, Tabasco, México
Marco Schinelli
Petrobras
Río de Janeiro, Brasil
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Reginald Burl, Ed Ferguson y William Phebus, BelleChasse, Luisiana, EUA; Allan Campbell, Mike Craven, RogelioRufino y Bill Underhill, Houston; John Edwards, Muscat, Omán;Alan Fournier, St John’s, Terranova, Canadá; Kevin Galliano,Larose, Luisiana; John Graves, Hess Corporation, Houston;Caroline Kinghorn, Dave Milne, Gary Rogers y Thilo Scharf,Aberdeen; y Colin Wilson, Fuchinobe, Japón.
seismicVISION, SlimXtreme, StimMAP, VSI (generador Versátilde Imágenes Sísmicas) y Xtreme son marcas de Schlumberger.
Los métodos de sísmica de pozos de nuestros días crean nuevas oportunidades para
la investigación de las formaciones penetradas por un pozo. Desde la construcción
de pozos y generación de imágenes subsalinas 3D hasta el monito reo de las
operaciones de estimulación y la adquisición de datos en condiciones de alta
presión y alta temperatura, los levantamientos de sísmica de pozos reducen el riesgo
del operador y ayudan a mejorar la recuperación de hidrocarburos.
Los levantamientos de sísmica de pozos se en -
cuentran actualmente entre las técnicas más
versátiles de mediciones de fondo de pozo utili-
zadas en el campo petrolero. Históricamente, el
beneficio principal aportado por estos levan -
tamientos, también conocidos como perfiles
sísmicos verticales (VSP), ha sido la vinculación
de las imágenes sísmicas de superficie basadas
en el tiempo con los registros de pozos basados
en la profundidad. Sin embargo, los levanta-
mientos de sísmica de pozos de nuestros días se
han expandido más allá de una simple correla-
ción tiempo-profundidad. El amplio espectro de
energía sísmica que se registra hoy en día, se com-
bina con las diversas geometrías actualmente
posibles de los levantamientos de sísmica de
pozos para ofrecer resultados de los que no se
disponía previamente. A partir de estos datos,
las compañías de E&P obtienen información
importante sobre la profundidad, el alcance y la
heterogeneidad de los yacimientos, además del
contenido de fluidos, las propiedades mecánicas
de las rocas, la presión de poro, el desempeño de
los métodos de recuperación mejorada de petró-
leo, la anisotropía elástica, la geometría de las
fracturas inducidas, y la orientación y densidad
de las fracturas naturales.
Originalmente, los perfiles VSP consistían de
re ceptores que se desplegaban en un pozo ver ti cal
para registrar las señales más básicas provenien-
tes de una fuente sísmica en la superficie. Las
innovaciones que ofrecen los perfiles VSP moder -
nos han sido el resultado del registro de más
información y la expansión de las geometrías de
los levantamientos con herramientas de adquisi-
ción mejoradas. Este artículo describe los tipos
de ondas que pueden registrarse en el pozo y las
herramientas que las registra. Luego cataloga-
1. Las fuentes puntuales son fuentes implosivas oexplosivas, tales como la dinamita o los cañones de aire. Las fuentes de barrido son camiones vibroseis u otras fuentes de vibración.
2. Se han intentado fuentes de vibración marinas: FischerPA: “Seismic Source Offerings Provide Options forOperators,” World Oil 227, no. 6 (Junio de 2006),http://www.worldoil.com/magazine/MAGAZINE_DETAIL.asp?ART_ID=2913&MONTH_YEAR=Jun-2006 (Se accedió el 8 de octubre de 2007).
3. Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R,Hope R, Hornby B, Williams M, Jiménez RR, Lastennet T,Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C,Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes datos sísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1(Verano de 2003): 2–23.
SP
P
S
P
Ondas P incidentes
Receptor
SV
SH
P
Invierno de 2007/2008 21
mos brevemente los diversos tipos de ondas que
pueden adquirirse, junto con la información que
proveen. Más adelante presentamos algunos estu-
dios de casos que demuestran los avances
logrados en materia de levantamientos de sísmica
de pozos, incluyendo los perfiles VSP 3D y los per-
files VSP adquiridos durante la perforación, la
optimización de las fracturas hidráu licas, el moni-
toreo de las operaciones de disparos (cañoneos,
punzados), y la adquisición de registros VSP en
condiciones de alta presión y alta temperatura.
Tipos de ondas
Los principales tipos de ondas generadas y regis-
tradas en los levantamientos de sísmica de pozos
son las ondas volumétricas emitidas por fuentes
puntuales o fuentes de barrido de frecuencia, y
constan de ondas P, compresionales o primarias,
y ondas S, de corte o secundarias.1 Estas ondas
se propagan desde fuentes creadas por el hom-
bre, cercanas a la superficie, hasta receptores
de pozos colocados en profundidad. En el caso
de los perfiles VSP marinos, y en donde para los
perfiles VSP terrestres se despliegan cañones de
aire en piletas de lodo, habitualmente sólo se
generan ondas P. Sin embargo, dependiendo de
la geometría de los receptores y las propiedades
de las formaciones, pueden registrarse tanto
ondas P como ondas S si las ondas S han sido
generadas por conversión a partir de la reflexión
de una onda P (izquierda). Con respecto a los
perfiles VSP terrestres, con las fuentes aco pladas
directamente a la tierra, se generan y pueden
registrarse tanto ondas P como ondas S.2
Las señales registradas por los receptores de
pozos dependen del tipo de onda entrante, la geo -
metría del levantamiento y el tipo de receptor.
La mayoría de los equipos de fondo de pozo mo -
dernos, utilizados para el registro VSP, constan
de geófonos de tres componentes (3C), calibra-
dos y engrapados, que pueden registrar todos los
componentes del movimiento de las ondas P y S,
incluyendo las ondas SV y SH.
La herramienta de sísmica de pozos de
Schlumberger —el generador Versátil de Imáge-
nes Sísmicas VSI—ofrece hasta 40 receptores de
tres componentes, denominados grupos, que pue-
den espaciarse hasta 46 m [150 pies] entre sí,
para formar un arreglo de 1,830 m [6,000 pies] de
largo (abajo).3 La herramienta compuesta por 40
grupos ha sido desplegada varias veces para la
adquisición de registros VSP en el Golfo de México.
La herramienta VSI se puede correr en agujero
descubierto, pozo entubado o con la columna de
perforación, y se engrapa en su posición para
proveer un acoplamiento óptimo. Las opciones
de operación de la herramienta incluyen cable,
tractor de fondo de pozo o columna de perforación.
Una ventaja que poseen los levantamientos
de sísmica de pozos con respecto a sus contrapar-
tes sísmicas de superficie, es su capacidad para
registrar las señales directas en un am biente
> Propagación y reflexión de las ondas compre -sionales y las ondas de corte. En condiciones deinci dencia normal, las ondas P compresionalesse reflejan y transmiten solamente como ondas P.No obstante, en condiciones de incidencia nonormal, tales como cuando la fuente se coloca acierta distancia del equipo de perforación, unaonda P incidente puede reflejar y transmitir ondas Py ondas S de corte (extremo superior). En lasondas P el movimiento de las partículas ocurreen la dirección de propagación, y en las ondas Sel movimiento de las partículas es en sentidoortogonal a la dirección de propaga ción(extremo inferior). Las ondas SV están polari za -das en el plano vertical y las ondas SH estánpolarizadas en el plano horizontal. Las ondas SVy SH incidentes son generadas por las fuentesde ondas de corte.
> VSI (generador Versátil de Imágenes Sísmicas). Cada uno de los 40 gruposVSI contiene tres acelerómetros de geófonos orientados en sentido orto go -nal en un paquete de sensores aislados acústicamente que puede serengrapado en la pared del pozo.
con bajo nivel de ruido. La señal directa viaja
hacia abajo hasta los receptores, por lo que se
conoce como señal descendente. Las ondas que se
reflejan en las interfaces más profundas y luego
viajan hacia arriba hasta un receptor de pozo, se
registran como señales ascendentes (derecha).
Las señales ascendentes contienen información
de re flexión y se utilizan para crear imágenes
sísmicas de los reflectores del subsuelo. Tanto
las se ñales ascendentes como las descendentes
pueden contener múltiples, o energía que se ha
reflejado múltiples veces, lo que puede interferir
con la señal deseada. Las señales sin múltiples
se denominan primarias. Las señales descen -
dentes pueden ser utilizadas para distinguir las
múltiples de los arribos primarios y posibilitar
un procesamiento más confiable del campo de
ondas sísmicas ascendentes.
Junto con las ondas P y S, que se propagan
desde una fuente cercana a la superficie hasta el
receptor, surgen diferentes tipos de ruidos genera-
dos por la fuente. Las ondas tubulares se forman
cuando las ondas de superficie generadas por la
fuente transfieren energía al fluido del pozo. La
onda resultante guiada por el fluido se propaga
por el pozo en forma ascendente y descendente,
haciendo que la pared del pozo se flexione en
forma radial. Los receptores engrapados en la
pared del pozo registran la energía de las ondas
tubulares en los componentes de los geófonos
horizontales. Las ondas tubulares son sensibles
a los cambios producidos en la dimensión del
pozo, lo que puede hacer que se reflejen. Otra
forma de ruido que a veces contamina los registros
es la resonancia de la tubería de revestimiento.
La mayoría de los perfiles VSP utilizan las
ondas compresionales y de corte, provenientes
de los cañones de aire, los camiones vibradores o
las fuentes de dinamita, para generar imágenes
de los reflectores; sin embargo, es posible regis-
trar y procesar la energía de otras fuentes para
proporcionar información sobre el subsuelo. Por
ejemplo, la barrena de perforación puede actuar
como una fuente de fondo de pozo, generando
vibraciones que son detectadas por los sensores
desplegados en la superficie o en los cables mari-
nos.4 Estos registros requieren un procesamiento
especial pero pueden proveer respuestas críticas
a tiempo para tomar decisiones durante la perfo-
ración, tales como cambiar la densidad del lodo o
bajar la tubería de revestimiento.
Las fracturas inducidas hidráulicamente emi-
ten energía en forma muy semejante a los terre-
motos naturales, y estos microsismos pueden ser
registrados por los sensores de los pozos vecinos.
De un modo similar, todas las operaciones de pro-
ducción de fluidos o inyección de fluidos para los
procesos de recuperación mejorada o eliminación
de residuos, inducen una redistribución de los es-
fuerzos que a su vez puede producir una microsis-
micidad detectable. Y, por último, los sensores de
pozos pueden ser utilizados para registrar la sis-
micidad natural.5
Tipos de levantamientos
Los levantamientos de sísmica de pozos se clasifican
usualmente por la geometría del levantamiento,
que es determinada por el desplazamiento de la
fuente, la trayectoria del pozo y la profundidad del
arreglo de receptores. La geometría del levanta -
miento determina el rango de echados (buzamientos)
de las interfaces y el volumen del subsuelo del
que se pueden generar imágenes.
El tipo más simple de levantamiento de sís-
mica de pozos es el VSP sin desplazamiento de
la fuente (zero-offset VSP). El VSP sin despla za -
miento de la fuente básico comprende un arreglo
de receptores sísmicos de pozos y una fuente cer-
cana al pozo (próxima página, arriba). En la
mayoría de los casos (a menos que los echados
de las formaciones sean muy pronunciados), este
levantamiento registra las reflexiones provenien-
tes de una ventana estrecha alrededor del pozo.
La salida estándar de un VSP sin desplazamiento
de la fuente es un corredor de apilamiento, creado
mediante la suma de las señales VSP que siguen
de inmediato a los primeros arribos para formar
una sola traza sísmica. Esa traza se reproduce
varias veces, para mayor claridad, y para su com -
paración con las imágenes de la sísmica de
su perficie. El procesamiento arroja las velocidades
de las formaciones en diferentes profundidades,
que pueden vincularse a las propiedades deriva-
das de los registros de pozos e interpretarse para
la detección y la predicción de zonas sobrepresu-
rizadas. El mode lo de velocidad también puede
utilizarse con el fin de generar trazas sintéticas a
fin de identificar la presencia de múltiples en el
procesamiento de la sísmica de superficie.
Otro tipo de VSP sin desplazamiento de la
fuente es el conocido como VSP de pozo desvia do,
walkabove, o de incidencia vertical. Está diseña -
do para asegurar que la fuente se sitúe siempre
directamente por encima de los receptores des-
plegados en un pozo desviado u horizontal. Este
levantamiento adquiere una imagen 2D de la
región que se encuentra por debajo del pozo.
Además de las velocidades de las formaciones y
de una imagen para la correlación con los datos
sísmicos de superficie, los beneficios de este tipo
de VSP incluyen una buena cobertura lateral y la
identificación de fallas y del echado por debajo
del pozo.
Los perfiles VSP con desplazamiento de la
fuente se adquieren utilizando una fuente colo-
cada a una distancia horizontal respecto del
pozo, produciendo nuevamente una imagen 2D.
Los arreglos de receptores son desplegados en el
pozo en un amplio rango de profundidades. El
desplazamiento incrementa el volumen del sub-
suelo representado por las imágenes y mapea los
reflectores a una distancia con respecto al pozo,
que está relacionada con el desplazamiento y las
velocidades del subsuelo. El volumen de ilumina-
ción agregado mejora la utilidad de la imagen
para su correlación con las imágenes sísmicas de
22 Oilfield Review
Tiempo
Prof
undi
dad
1
2
3
4
5
• Arribo directo descendente
• Onda primaria ascendente reflejada
• Onda múltiple descendente
• Onda múltiple ascendente reflejada
>Arribos ascendentes, descendentes, primarios y múltiples. Las ondas as -cendentes se reflejan en las interfaces presentes por debajo del receptor y luego viajan en forma ascendente para ser registradas (azul y verde). Lasondas descendentes llegan a los receptores desde arriba (rojo y naranja).Una onda que llega al receptor sin reflejarse se conoce como arribo directo(rojo). Las ondas que se reflejan sólo una vez se denominan primarias. Laonda primaria ascendente reflejada (azul) es el arribo deseado para laobtención de imágenes de las reflexiones.
Receptor
VSP 3D
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superficie y para la identificación de fallas y del
echado, alejados lateralmente del pozo. Además,
dado que la conversión de las ondas P a ondas S
se incrementa con el desplazamiento, un VSP con
desplazamiento de la fuente permite el análisis
de las ondas de corte, de la variación de la
amplitud con el desplazamiento (AVO), y de la
anisotropía. El grado en que las ondas P se con -
vierten a ondas S depende del desplazamiento y
de las propiedades de las rocas en las interfaces.
Los perfiles VSP con desplazamiento sucesivo
de la fuente (walkaway) son similares a los per -
files VSP con desplazamiento de la fuente en
cuanto a que la fuente se encuentra desplazada
con respecto a la incidencia vertical, pero la geo -
metría de adquisición en cierto modo se invierte.
El arreglo de receptores de pozo permanece fijo,
mientras que la fuente se aparta del mismo o “se
desplaza” con un rango de desplazamientos. El
rango de desplazamientos en un VSP con despla-
zamiento sucesivo de la fuente es particularmente
útil para el estudio de los efectos de las ondas de
corte, de la variación AVO y de la anisotropía.
Y, dado que pueden iluminar un gran volumen del
subsuelo, los perfiles VSP con desplazamiento de
la fuente y con desplazamiento sucesivo de la
fuente son elementos útiles en el diseño de los
levantamientos sísmicos de superficie.
Todos los levantamientos descriptos hasta
ahora están diseñados para proveer información
e imágenes en una o dos dimensiones. La ilumi-
nación adecuada de las estructuras 3D requiere
operaciones de adquisición y procesamiento 3D.
De la misma forma en que los levantamientos
sísmicos de superficie pasaron de 1D y 2D a 3D,
así lo hicieron los perfiles VSP.
Los perfiles VSP 3D pueden adquirirse en
tierra y en áreas marinas. La adquisición de VSP
marinos 3D es similar a la de los levantamientos
marinos de sísmica 3D de superficie y puede
seguir un esquema de líneas paralelas o círcu -
los concéntricos alrededor de un pozo (abajo).
4. . Breton P, Crepin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A,Meehan R, UnderhillW, Frignet B, Haldorsen J, Harrold Ty Raikes S: “Mediciones sísmicas bien posicionadas,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 34–49.
5. Coates R, Haldorsen JBU, Miller D, Malin P, Shalev E,Taylor ST, Stolte C y Verliac M: “Tecnología de campospetroleros para la ciencia sísmica,” Oilfield Review 18,no. 2 (Verano de 2006): 26–37.
> Variaciones con respecto al concepto básico de los perfiles VSP (de izquierda a derecha). La geometría de adquisición original crea un VSP sin des -plazamiento entre la fuente y el pozo. Las ondas sísmicas viajan esencialmente en sentido vertical, en forma descendente hasta un reflector, y en formaascen dente hasta el arreglo de receptores. Otro VSP de incidencia normal o incidencia vertical se registra en los pozos desviados con la fuente ubicadasiempre verticalmente por encima de cada grupo de receptores. Esto se conoce como VSP de pozo desviado o VSP con desplazamiento de la fuente yherramienta. En un VSP con desplazamiento de la fuente, un arreglo de receptores sísmicos se engrapa en el pozo y una fuente sísmica se coloca a ciertadistancia del mismo. La incidencia no vertical puede dar lugar a la conversión de las ondas P en ondas S. En los perfiles VSP con desplazamiento suce -sivo de la fuente, se activa una fuente sísmica en numerosas posiciones, a lo largo de una línea de la superficie. Todos estos tipos de levantamientospueden ejecutarse en tierra firme o en áreas marinas.
VSP con desplazamientode la fuente
Receptores
Fuente
VSP de pozo desviado
Receptores
Fuentes
VSP con desplazamientosucesivo de la fuente
Fuentes Receptor
VSP sin desplazamientode la fuente
Fuente
Receptores
> Perfiles VSP tridimensionales. En tierra firme y en áreas marinas, los perfiles VSP 3D tienden a adoptarlas geometrías de adquisición de la sísmica de superficie. En tierra firme, las posiciones de la fuentenor malmente siguen las líneas de una malla. En áreas marinas, las posiciones de la fuente puedendispo nerse en líneas o en una espiral centrada cerca del pozo (izquierda). El modelado sísmico por trazado de rayos, previo a la adquisición, asegura la cobertura e iluminación adecuadas del objetivo.En este ejemplo marino (derecha), las líneas de emisión en la superficie se muestran en rojo. Las líneasverdes son los rayos trazados desde la fuente hasta el receptor. Los pozos están posicionados en los trián-gulos celestes de la superficie. Las superficies azules corresponden al tope y la base de un cuerpo salino.El horizonte objetivo es la superficie roja de la base.
En tierra firme, las posiciones de las fuentes se
disponen habitualmente en una malla o cuadrí-
cula. Los perfiles VSP tridimensionales proveen
imágenes del subsuelo de alta resolución para
aplicaciones de exploración y desarrollo, y requie-
ren procesos de modelado y planeación detallados
previos a las operaciones. Además de producir
imágenes de mayor resolución que los métodos
sísmicos de superficie, los perfiles VSP 3D pueden
rellenar áreas de las que los levan tamientos sísmi-
cos de superficie no pueden generar imágenes
debido a la interferencia de la infraestructura de
la superficie o las condiciones dificultosas del
subsuelo, tales como la presencia de gas somero
que perturba la propagación de las ondas P.
Los perfiles VSP han sido utilizados por mucho
tiempo para vincular las imágenes sísmicas de
superficie desplegadas en escala de tiempo, con
los registros de pozos exhibidos en escala de
profundidad. En muchas áreas de exploración,
los pozos más cercanos pueden estar ubicados a
distancia considerable, de manera que no se dis-
pone de un VSP para el proceso de calibración
antes de iniciar las operaciones de perforación
en un pozo nuevo. Sin una correlación tiempo-
profundidad precisa, las estimaciones de la
profundidad obtenidas de las imágenes sísmicas
de superficie pueden contener grandes incerti-
dumbres, lo que suma riesgos y el costo de la
planeación de contingencias a los programas de
perforación. Una forma de desarrollar una corre-
lación tiempo-profundidad consiste en efectuar
un VSP intermedio: correr un VSP con cable antes
de llegar a la profundidad total (TD). Estos
levantamientos proveen conversiones tiempo-
profundidad confiables, pero agregan costo e
ineficiencia a la operación de perforación, con la
posibilidad de que estén disponibles demasiado
tarde para pronosticar algún problema de perfo-
ración.
Para ayudar a reducir la incertidumbre aso-
ciada con la correlación tiempo-profundidad sin
tener que detener la perforación, los geofísicos
concibieron un proceso de registración sísmica
durante la perforación (arriba a la izquierda).
Esta tecnología utiliza una fuente sísmica con-
vencional en la superficie, una herramienta LWD
que contiene los sensores sísmicos en la sarta de
perforación, y un sistema de transmisión de pulsos
a través del lodo, de alta velocidad, para transmitir
la información a la superficie.6 La disponibilidad
de las formas de ondas sísmicas en tiempo real
permite a los operadores observar miles de
metros delante de la barrena para guiar el pozo
en forma segura hasta la profundidad total. Dado
que las operaciones de perforación generan
ruido que podría poner en riesgo la calidad de
los datos sísmicos, la activación de la fuente y la
medición de la señal deben tener lugar durante
los períodos de quietud; cuando el proceso de
perforación se haya detenido por otras razones,
tales como la ejecución de conexiones de la
columna de perforación. Una limitación de este
método es que los receptores LWD sísmicos, al
formar parte de la sarta de perforación, no se
engrapan en la pared del pozo; sin embargo, el
acoplamiento entre la formación y el receptor
generalmente mejora con la desviación del pozo.
Existen varias tecnologías de sísmica de pozos
para comprender las fracturas y los sistemas de
fracturas, tanto naturales como inducidas hidráu-
licamente. El VSP walkaround está diseñado para
caracterizar la dirección y la magnitud de la ani-
sotropía que surge de las fracturas naturales aline-
adas. En este levantamiento, las localizaciones de
las fuentes desplazadas abarcan un gran arco cir-
cular para explorar la formación desde un amplio
rango de azimuts (arriba).7
Las fracturas inducidas hidráulicamente
tam bién pueden ser monitoreadas utilizando
métodos de sísmica de pozos. Mientras se crea la
fractura en el pozo de tratamiento, un arreglo de
receptores de componentes múltiples colocado
en un pozo de observación registra la actividad
microsísmica generada por el proceso de fractu-
ramiento (próxima página, arriba). La localización
de los eventos microsísmicos inducidos hidráu -
licamente requiere un modelo de velocidad preciso.
El mapeo de la extensión de la fractura con el
tiempo ayuda a monitorear el avance de los
tratamientos de estimulación y permite la com-
paración entre las fracturas logradas y las
fracturas planeadas. La información en tiempo
real sobre el alcance y la orientación de la fractura
promete ayudar a los ingenieros de operaciones
de estimulación a optimizar los tratamientos. Esto
por el hecho de permitirles modificar regímenes
y volúmenes de bombeo cuando las fracturas
observadas difieren del plan. Una desventaja del
método es que casi todas las aplicaciones han
requerido el despliegue del arreglo de receptores
en un pozo de observación porque se considera
que el pozo de tratamiento posee demasiado
ruido. El costo de perforar un pozo de observa-
ción podría ahorrarse si fuera posible aplicar la
tecnología en los pozos de tratamiento.
24 Oilfield Review
> Un VSP registrado durante la perforación. Laherra mienta de adquisición de mediciones sísmi casdurante la perforación seismicVISION, co loca dacerca de la barrena, recibe las señales generadaspor una fuente sísmica en la superficie. Las seña-les son transmitidas a la superficie para obtenerinformación de la relación tiempo-profundidad entiempo real.
VSP registrado durante la perforación
Receptor > Un VSP walkaround. Con la fuente desplazada a diversos azimuts, este tipode levanta miento puede detectar la anisotropía causada por las fracturasnaturales alineadas.
Fuentes
Receptores
VSP entre pozos
Invierno de 2007/2008 25
Otra tecnología de sísmica de pozos, conocida
como monitoreo sísmico pasivo, caracteriza las
fracturas mediante el registro de las señales mi-
crosísmicas generadas cuando se produce fluido
desde un yacimiento naturalmente frac turado o
se inyecta en el mismo. Cuando la inyección y la
producción de fluidos modifican el estado de los
esfuerzos en grado suficiente para producir even-
tos sísmicos, las emisiones acústicas resultantes
pueden ser registradas en los pozos de observa-
ción cercanos mediante arreglos de receptores de
pozos de componentes múltiples.8 La técnica es
similar al monitoreo de las fracturas hidráulicas
pero los eventos son de menor magnitud. Los
eventos microsísmicos pueden ser graficados en
el dominio del espacio y el tiempo para identificar
las fracturas que están respondiendo al cambio en
el estado de esfuerzos. Dado que la periodicidad
de los eventos microsísmicos no puede predecirse,
los sistemas de adquisición para el monitoreo sís-
mico pasivo deben ser diferentes de los sistemas
de adquisición VSP estándar. Los sistemas de re-
gistración necesitan estar activos por períodos lar-
gos, esperando ser disparados por las emisiones
acústicas. En algunos casos, se instalan arreglos
de receptores en forma permanente para registrar
durante períodos prolongados.
La propagación de las señales sísmicas entre
los pozos genera otro tipo adicional de perfil sís-
mico de pozo, conocido como levantamiento sísmico
entre pozos (crosswell VSP) (abajo, a la derecha).
En estos levantamientos, las fuentes sís micas de
fondo de pozo, tales como los vibradores de fondo,
se despliegan a profundidades seleccionadas en un
pozo, y emiten señales en dirección a un arreglo de
receptores colocado en otro pozo. Dado que la di-
rección existente entre la fuente y el receptor es
subparalela a los bordes de las capas, la mayoría
de las trayectorias de rayos se propaga sin refle-
jarse. Los datos registrados son procesados para
extraer información sobre las velocidades presen-
tes en la región entre los pozos. Dado que los
datos de los levantamientos sísmicos entre pozos
no contienen mucha información sobre los reflec-
tores, los bordes de las capas del modelo de velo-
cidad inicial utilizado para procesar tales datos,
habitualmente se obtienen de los registros sóni-
cos o los perfiles VSP estándar. Una limitación de
este tipo de levantamiento es la distancia máxima
permitida entre los pozos—el valor habitual es de
algunos miles de metros—que varía con el tipo de
roca, la atenuación, y la intensidad y el contenido
de frecuencia de la fuente.
Muchos de los levantamientos de sísmica de
pozos mencionados precedentemente pueden
ser llevados a cabo en diferentes etapas de la
vida productiva de un yacimiento. Los perfiles
VSP con desplazamiento de la fuente, con des-
plazamiento sucesivo de la fuente y 3D, y los
levantamientos sísmicos entre pozos también
pueden registrarse antes y después de la produc-
ción, a fines de utilizar la técnica de repetición
(técnica de lapsos de tiempo). Los levantamien-
tos repetidos a distintos tiempos pueden revelar
cambios en la posición de los contactos de los
fluidos, cambios en el contenido de los fluidos, y
otras variaciones tales como la presión de poro,
los esfuerzos y la temperatura. Como sucede con
los levantamientos sísmicos de superficie repeti-
dos, se debe tener cuidado para reproducir las
con diciones de adquisición y procesamiento en
la forma más aproximada posible. Esto para que
las diferencias entre el levantamiento base y el
efectuado con fines de monitoreo puedan inter-
pretarse como cambios en las propiedades de los
yacimientos.
El método VSP ha evolucionado desde sus
humildes comienzos como un ajuste de la relación
tiempo-profundidad para los datos de sís mica de
superficie, hasta abarcar una amplia gama de
soluciones para los problemas de exploración y
producción.9 El resto de este artículo está dedi-
cado a algunos estudios de casos que destacan la
versatilidad de los levantamientos de sísmica de
pozos de nuestros días, comenzando con los perfi-
les VSP efectuados durante la perforación.
Reducción de la incertidumbre asociada con
las operaciones de construcción de pozos
Los levantamientos de sísmica de pozos son cono-
cidos por su capacidad para ajustar las secciones
sísmicas registradas en escala de tiempo con
información obtenida en escala de profundidad,
tal como los registros de pozos y las profundida-
des de perforación . Estas correlaciones son
posibles porque se conoce la profundidad de cada
sensor sísmico de pozo y el tiempo que requiere
6. Breton et al, referencia 4.
7. Horne S, Thompson C, Moran R,Walsh J, Hyde J y Liu E:“Planning, Acquiring and Processing a Walkaround VSPfor Fracture Induced Anisotropy,” presentado en la 64aConferencia y Exhibición de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.
8. El proceso de inyección de fluido analizado aquí es para el soporte de presión, no para el fracturamientohidráulico.
9. Hornby BE, Yu J, Sharp JA, Ray A, Quist Y y Regone C:“VSP: Beyond Time-to-Depth,” The Leading Edge 25, no. 4 (Abril de 2006): 446–448, 450–452.
> Método microsísmico de monitoreo de las frac turas hidráulicas. Lossensores sensibles de componentes múltiples, instalados en un pozo de observación, registran los eventos microsís micos, o las emisionesacústicas, causadas por los tratamientos de fracturamiento hidráulico. El procesamiento de los datos determina la locali za ción de los eventos y la visualización permite a los ingenieros monitorear el avance de lasoperaciones de estimulación.
Yacimiento
Microsismo
Fractura hidráulica
Pozo de tratamiento Pozo de observación
> Levantamientos sísmicos entre pozos con lasfuentes en un pozo y los receptores en otro. Dadoque las trayectorias de rayos forman ángulosgrandes con respecto a cualquiera de las inter -faces de las formaciones, la energía reflejada esescasa; la mayor parte de la energía registradapor los receptores proviene de los arribos direc -tos. Estos datos revelan información sobre lasvelocidades de las formaciones en el volumencomprendido entre los pozos. La geometría re pe -tible de los levantamientos hace que los levan ta -mientos sísmicos repetidos entre pozos resultende utilidad, por ejemplo, para el monitoreo de losproyectos de inyección de vapor.
Sal
una onda sísmica para llegar al sensor. No obs-
tante, contienen incertidumbres cuando los pozos
aún deben alcanzar las profundidades que necesi-
tan ser correlacionadas. En esas situaciones, es
ne ce sario observar delante de la profundidad total
del pozo y anticipar las propiedades de las forma-
ciones presentes delante de la barrena (mecha,
trépano, broca).
Dos tipos de levantamientos de sísmica de
pozos—la generación de imágenes sísmicas
durante la perforación y los perfiles VSP interme-
dios—pueden proveer información acerca de lo
que está delante de la barrena. En un ejemplo
del primero, Devon Energy obtuvo una imagen
VSP, además de información de la relación
tiempo-pro fundidad y de la velocidad durante la
perforación de un pozo direccional en el Golfo de
México. Las formas de ondas registradas durante
la conexión de la columna de perforación y trans-
mitidas a la superficie durante las operaciones de
perforación se procesaron en un centro de proce-
samiento de Schlumberger y fueron reportadas a
los ingenieros de Devon que desempeñaban sus
funciones en la localización del pozo y en oficinas
remotas. Una imagen sísmica inicial registrada du -
rante la perforación con el servicio seismicVISION,
a 305 m [1,000 pies] por encima del objetivo, in -
dicó que el pozo no alcanzaría el objetivo como
estaba planificado (izquierda). Los miembros
del equipo de Devon en Houston decidieron des-
viar la trayectoria del pozo y utilizaron datos
seismicVISION adicionales para guiar el pozo
hasta la profundidad total prevista.
Los perfiles VSP intermedios también pro-
veen información más allá de la profundidad total.
BP corrió este tipo de VSP con desplazamiento
sucesivo de la fuente “para observar delante de
la barrena” en un pozo de aguas profundas del
Golfo de México.10
El pozo estaba destinado a penetrar una es-
tructura salina para explotar los sedimentos sub-
salinos. Las operaciones de perforación de pozos
de aguas profundas a través de la sal son caras y
ries gosas. La sal oscurece las señales sísmicas
prove nientes de las formaciones subyacentes, lo
que dificulta la generación de imágenes adecua-
das de las mismas, y además forma un sello tan re-
sistente que la presión de poro por debajo de la
sal puede ser anormalmente alta.
Se pueden obtener estimaciones de la presión
de poro a partir de la relación de las velocidades
sísmicas derivadas del procesamiento de los datos
sísmicos de superficie, pero estas velocidades a me-
nudo plantean grandes incertidumbres.11 Los levan-
tamientos de sísmica de pozos reducen el riesgo de
perforar los sedimentos subsalinos mediante la ob-
tención de relaciones de velocidades sísmicas más
precisas antes de que el pozo salga de la sal.
En el levantamiento de BP, se utilizó una he -
rra mienta de sísmica de pozos de 12 niveles para
registrar datos sísmicos con desplazamiento suce-
sivo de la fuente mientras la herramienta perma-
necía engrapada cerca de la interfaz salina basal
(abajo). En esta configuración con desplazamiento
sucesivo de la fuente, se dispararon 800 tiros de su-
perficie en una línea que se extendía aproximada-
mente 7,600 m [25,000 pies] a ambos lados del
pozo. Las ondas compresionales generadas por la
fuente se vuelven a reflejar como ondas P, denomi-
nadas arribos P-p, y además como ondas S, denomi-
nadas arribos P-s. Con la herramienta engrapada
lo más cerca posible de la base de la sal, la ener-
gía sísmica que se refleja formando ángulos varia-
bles cerca de la base de la sal puede ser analizada
para determinar la variación de la amplitud con
el ángulo (AVA) de incidencia. El análisis AVA—
análogo al conocido análisis de variación de la am-
plitud con el desplazamiento (AVO)—revela las
propiedades elásticas de los materiales en la in-
terfaz reflectora.12
En este caso, los geofísicos esperaban medir
las velocidades de las ondas P y S de las capas sub-
salinas, junto con las incertidumbres cuantifica-
26 Oilfield Review
> Adquisición de un VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente para de -terminar la variación de la amplitud con el ángulo (AVA) en la base de lasal. El procesamiento asume que las trayectorias de los rayos a través dela sal son equivalentes para el rayo directo y el rayo que se refleja nueva -mente desde la base de la sal.
> Generación de imágenes durante la perfo ra -ción. Dos imágenes sísmicas obtenidas durante laperforación (rojo y azul), se superponen sobre losdatos sísmicos de superficie preexistentes (negroy blanco). La primera imagen sísmica (a la izquier -da de la línea negra vertical), registrada en elpozo original (verde), indicó a los intér pre tes deDevon que el pozo no alcanzaría el obje tivo segúnlo planificado. La trayectoria del pozo fue des-viada (amarillo), y otra imagen sísmica obtenidadurante la perforación (a la derecha de la líneanegra vertical) indicó que el pozo alcanzaría elobjetivo.
Imagen registradadesde el pozo original
Imagen registrada desde el pozo desviado
Pozo original
Pozo desviado
Invierno de 2007/2008 27
10. Leaney WS y Hornby BE: “Subsalt Elastic VelocityPrediction with a Look-Ahead AVA Walkaway,” artículoOTC 17857, presentado en la Conferencia de TecnologíaMarina, Houston, 1° al 4 de mayo de 2006.
11. Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de laincertidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 2–17.
12. LeaneyWS, Hornby BE, Campbell A, Viceer S, Albertin My Malinverno A: “Sub-Salt Velocity Prediction with aLook-Ahead AVO Walkaway VSP,” ResúmenesExpandidos, 74a Reunión y Exposición InternacionalAnual de la SEG, Denver (10 al 15 de octubre de 2004):2369–2372.
Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S y Skidmore C:“Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5,no. 1 (Enero de 1993): 42–50.
13. Dutta NC, BorlandWH, LeaneyWS, Meehan R y Nutt WL:“Pore Pressure Ahead of the Bit: An IntegratedApproach,” en Huffman A y Bowers G (eds): PressureRegimes in Sedimentary Basins and Their Prediction,AAPG Memoir 76. Tulsa: AAPG (2001): 165–169.
> Comparación de los datos AVA con los resul tados modelados.Las amplitudes reflejadas P-p (rojo) y P-s (verde) pueden sercorregidas con un desfase de 6° en el ángulo de la interfaz, quecorresponde al echado de la base de la sal (azul para el valor deP-p corregido, y negro para el valor de P-s corregido). Las curvasdel modelo de mejor ajuste se mues tran en púrpura para P-p y ennaranja para P-s. (Adaptado de Leaney y Hornby, referencia 10.)
Coef
icie
nte
de re
flexi
ón
–0.25
0
0.25
0.50
–0.50
–75 –50 –25 25 50 750
Ángulo de incidencia, °
> Comparación de las predicciones de las velo ci dades de las ondascompresionales (Vp) y las ondas de corte (Vs) y los rangos de incer ti -dumbre con los valores medidos. La predicción de Vp, obtenida con elVSP con desplazamiento sucesivo de la fuente “para observar delantede la barre na” y su rango de incertidumbre (verde) abarcan los valoresobtenidos posteriormente de los re gistros corridos en el mismo pozo(negro). De un modo similar, el valor anticipado de Vs y su rango deincertidumbre (nube azul) permitieron estimar en forma exacta lasvelocidades de corte registradas sub siguientemente (curva roja). Semuestra además la relación Vp/Vs anticipada (nube roja) y la relaciónde los resultados de los registros (curva azul). (Adaptado de Leaney yHornby, referencia 10.)
Prof
undi
dad Vs Vp Vp/Vs
Prediccionesde la técnica
de Monte Carlo
Velocidad Vp/Vs Relación
das, a ser utilizadas en las estimaciones de la
presión de poro y el peso seguro del lodo.13 Si se
pretendía que los resultados del levantamiento
fueran de utilidad para la operación de perfora-
ción diseñada para salir de la sal, el tiempo exis-
tente entre el último tiro y la predicción del peso
del lodo debía ser corto y no superar dos días.
La variación de la amplitud con el ángulo de -
pende de la densidad y de las velocidades de las
ondas compresionales y de las ondas de corte del
material presente a ambos lados de la interfaz
reflectora. Las propiedades AVA medidas para los
arribos P-p, y P-s, se compararon con los valores
modelados, y el proceso de inversión incluyó la
modificación iterativa del modelo para lograr un
mejor ajuste con los datos (derecha). El proceso
de inversión para la determinación de las veloci-
dades de las ondas compresionales y las ondas de
corte en las estructuras subsalinas es posible
porque la densidad y las velocidades dentro de la
sal se conocen con un alto grado de certidumbre.
El ruido presente en los datos dificulta la in ver -
sión para conocer la densidad subsalina, de
manera que se asume un valor esperado.
El proceso de inversión predijo la relación de
las velocidades de las ondas P y S con menor
grado de incertidumbre que las estimaciones
previas a la perforación. Un registro sónico dipo-
lar, registrado por debajo y a través de la sal,
proporcionó una medida de las velocidades sub-
salinas, posterior a la operación de perforación,
que demostró ser consistente con las incertidum-
bres anticipadas por el VSP con desplazamiento
sucesivo de la fuente “para observar delante de
la barrena” (derecha).
VSP 3D de pozo doble
En el Campo Riacho de Barra, un activo maduro
situado en la Cuenca de Recôncavo, en el noreste
de Brasil, Petrobras tenía como objetivo reducir
los riesgos asociados con una campaña de perfora-
ción de pozos de relleno. Los datos convencionales
de sísmica 3D de superficie del campo no habían
resuelto de manera satisfactoria las trampas
estructurales y estratigráficas: una formación de
conglomerado de alta velocidad, presente en la
sobrecarga, atenuaba las señales sísmicas y
reducía el ancho de banda, deteriorando la reso-
lución y dificultando la definición de los límites
del yacimiento para los intérpretes (arriba).14
Para mejorar la imagen sísmica, los geofísicos
examinaron la factibilidad de efectuar un VSP
3D en los pozos existentes. El objetivo prin ci pal
del levantamiento era resolver los truncamien-
tos erosivos del yacimiento superior y delinear
un objetivo más profundo que había sido po -
bremente definido mediante la generación de
imágenes sísmicas de superficie. Se construyó
un modelo de velocidad inicial a partir de los
datos sísmicos 3D de superficie, que se calibró
28 Oilfield Review
14. Sánchez A y Schinelli M: “Successful 3D-VSP on Land Using Two Wells Simultaneously,” ResúmenesExpandidos, 77a Reunión y Exposición InternacionalAnual de la SEG, San Antonio, Texas (23 al 28 deseptiembre de 2007): 3074–3078.
15. “Thunder Horse: No Ordinary Project,” http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=9004519&contentId= 7009088(Se accedió el 8 de octubre de 2007).
con los registros de pozos de más de 30 pozos del
área. El modelado incluyendo el método de
traza do de rayos ayudó a seleccionar el diseño
del levantamiento que maximizaría la cobertura
en las interfaces a las que se apuntaba como
objetivos.
El diseño del VSP 3D comprendió 2,700 pun-
tos de tiro en un área de 13 km2 [5 mi2], a ser
registrada desde dos pozos vecinos en forma si-
multánea (próxima página, arriba). Para optimi-
zar el aspecto logístico de la adquisición, un grupo
sísmico de Petrobras efectuó las operaciones
esenciales del levantamiento, tales como la loca-
lización de los puntos de tiro y la perforación de
los pozos de ex plosión de 4 m [13 pies] para colo-
car la dinamita. La presencia de una topografía
accidentada y un paisaje boscoso agregaban difi-
cultad a la campaña de adquisición. Dado que no
se disponía de equipo de perforación en ninguna
de las localizaciones de pozos, se transportó una
grúa para desplegar las herramientas de recep-
ción largas.
Dado que el registro de los datos requiere un
buen acoplamiento entre el receptor y la forma-
ción, ambos pozos fueron evaluados con el fin de
determinar la calidad de la adherencia del ce -
mento. Un equipo especialista en intervención de
pozos realizó operaciones de inyección forzada
de cemento en ambos pozos para garantizar la
transmisión de las señales desde la formación, a
través del cemento y de la tubería de revesti-
miento, hasta los receptores de los acelerómetros
del pozo.
Antes de la registración de los perfiles VSP 3D,
se adquirió un VSP convencional de 115 niveles,
en cada pozo. La calidad de los datos registrados
ayudó a optimizar la localización en profundidad
de los arreglos VSI para la adquisición 3D, y los
datos de velocidad de cada pozo se utilizaron
para facilitar el procesamiento del VSP 3D.
Cuenca Tucano
Campo Riachode Barra
Cuenca Recôncavo
km 250
millas 250
A M É R I C A D E L S U R
B r a s i l
> Campo Riacho de Barra situado en el área terrestre de Brasil. Una sección transversal interpretada a partir de los registros de pozos (extremo superior)muestra el yacimiento principal (amarillo) y el ob jetivo inferior (naranja). Ambos se encuentran truncados en sus superficies superiores por la acción de la erosión y los sobreyace un conglomerado que oscurece las señales sísmicas. Después de que un levantamiento de sísmica 3D de superficie no lograragenerar una imagen adecuada del trunca miento erosivo, Petrobras registró un VSP 3D para delinear mejor los límites del yacimiento. (Modificado de Sánchezy Schinelli, referencia 14.)
Invierno de 2007/2008 29
Inline (línea sísmica paralela a la dirección de adquisición), crossline
(línea sísmica perpendicular a la dirección de adquisición) y corte de tiempo
Cubo VSP 3D
700 m
Sección sísmica de superficie VSP 3D
> Resultados del VSP 3D de Petrobras. El levantamiento de sísmica depozos produjo resultados de alta resolución que pueden analizarse uti -lizando un software diseñado para la interpretación de datos sísmicos3D de superficie, incluyendo las visualizaciones de los cubos (extremosuperior izquierdo) y las visualizaciones inline, crossline y de los cortes(o perfiles) de tiempo (extremo inferior izquierdo). La resolución de losdatos del VSP 3D fue superior a la de los datos sísmicos de superficieen la misma área (derecha).
> Diseño de adquisición de un VSP 3D de pozo doble. Se planificaron más de 2,700 puntos de tiro enlíneas de un área de13 km2. El área cubierta une dos círculos centrados en dos pozos (izquierda). Lasposiciones de los puntos de tiro están codificadas en color, de baja elevación (azul) a alta elevación(rojo). Un modelo de velocidad, derivado de los datos sísmicos 3D de superficie existentes (derecha),resultó de utilidad en la planeación del VSP 3D. En el modelo de velocidad, las velocidades bajas sonazules y las velocidades altas son rojas. (Modificado de Sánchez y Schinelli, referencia 14.)
N
Para reducir la complejidad del procesamien to
de los datos, los perfiles VSP 3D de cada pozo se
manejaron por separado y luego se fusionaron
antes de la etapa final de la migración. Las imá-
genes resultantes muestran un incremento de la
resolución con respecto a la de los datos sísmicos
3D de superficie (abajo). Los intérpretes están
trabajando actualmente con los nuevos datos
VSP 3D para definir los lími tes del yacimiento.
Perfiles VSP 3D en el Golfo de México
Un ejemplo de un VSP marino proviene del Campo
Thunder Horse operado por BP en el sector cen-
tro-sur del Cañón de Mississippi, en el Golfo de
México. El campo se encuentra en un tirante de
agua (profundidad del lecho marino) de aproxi-
madamente 1,920 m [6,300 pies] y alberga el
equipo de perforación semisumergible amarrado
más grande del mundo.15
La obtención de imágenes sísmicas en el
área es extremadamente complicada debido a la
presencia de abundantes cuerpos salinos so -
breyacentes. La resolución de la complejidad
estructural y del detalle estratigráfico es necesa-
ria para el éxito; sin embargo, resulta difícil con
los datos de sísmica 3D porque la sal oscurece
los objetivos subsalinos principales. Los datos
sísmicos de superficie en tres dimensiones pade-
cen de la presencia de múltiples en el fondo del
agua y en los sedimentos salinos, y experimen-
tan atenuación en los niveles prospectivos más
profundos.
Los perfiles VSP tridimensionales pueden ser
diseñados para reducir la propagación de las
ondas a través de la sal (arriba). El hecho de evitar
las trayectorias de rayos a través de la sal eli-
mina algunos de los desafíos inherentes a los
levantamientos sísmicos de superficie convencio-
nales. Y, con los perfiles VSP, la energía reflejada
recorre un trayecto más corto, lo que reduce la
atenuación y mejora la resolución. La geometría
3D verdadera produce además datos provenientes
de un amplio rango de azimuts, característica que
mejora la iluminación en los levantamientos de
sísmica de superficie.16
Las tarifas diarias de los equipos de perforación
de aguas profundas son altas y la adquisición de
perfiles VSP 3D puede insumir varios días, incluso se-
manas; por lo tanto, la operación debe ser eficiente.
30 Oilfield Review
> VSP 3D en espiral. Una geometría de registro en espiral incluyó la ope ra -ción de un arreglo de fuentes duales y un registro tipo flip-flop (una confi -guración que permite recargar un cañón de aire mientras el otro registra),en la que la embarcación fuente dispara primero una fuente a babor (pun-tos azules) y luego una fuente a estribor (puntos verdes). La geometría enespiral se repitió para cada profundidad del arreglo de receptores. (Modificado de Ray et al, referencia 17.)
Des
plaz
amie
nto
Y, k
m
6
4
2
0
–2
–4
–6
–6 –4 –2 0 2 4 6
Desplazamiento X, km
> Comparación de los resultados del perfil VSP 3D con una línea sísmica desuperficie 3D. Los datos del perfil VSP 3D (izquierda) muestran mayor resolu -ción en todas partes, comparados con los datos sísmicos de superficie(derecha). (Modificado de Ray et al, referencia 17.)
15,250
Prof
undi
dad,
pie
s
17,750
20,250
22,750
25,250
27,750
5,000
Distancia, pies
0–5,000 10,000
VSP 3D Sección sísmica de superficie
> Campo Thunder Horse, situado en el Cañón deMississippi en el Golfo de México (arriba). BPcorrió varios perfiles VSP 3D en esta área, dondese observan numerosas intrusiones salinas quereducen la efectividad de los levantamientossísmicos de superficie. Los perfiles VSP 3Dpueden diseñarse de ma nera tal que muchostrayectos de rayos impidan la propagación através de la sal (abajo).
Nueva Orleáns
km
millas
150
150
0
0
Gol fo de Méx ico
ThunderHorse
Sal
Herramienta VSI
Objetivo
500 m
3
2
1
Invierno de 2007/2008 31
En el momento de la ejecución del primer VSP 3D
en el Campo Thunder Horse, se disponía de una
herramienta VSI con 12 grupos de tres componen-
tes; esto era lo mejor que se podía correr. Se espera -
ban presiones y temperaturas estándar: 17,400 lpc
[120 MPa] y 135°C [275°F].17
El primer VSP 3D fue concluido en febrero de
2002 en el Pozo 822-3 del Cañón de Mississippi.
La herramienta VSI de 12 grupos se colocó en tres
profundidades consecutivas para producir un VSP
efectivo de 36 niveles. Con el fin de asegurar la efi-
ciencia, se seleccionó una geometría de fuentes
sísmicas en espiral, que se repitió para cada pro-
fundidad del arreglo de receptores, disparando
aproximadamente 30,000 tiros y generando más
de un millón de trazas (página anterior, derecha
extremo superior). Se observó que la imagen era
muy superior a la de los datos sísmicos de super-
ficie disponibles, con un grado de resolución mar-
cadamente más alto, menos nivel de ruido y menos
transformaciones artificiales (página anterior, de-
recha extremo inferior).
La utilización de la herramienta VSI de niveles
múltiples posibilitó la adquisición eficiente y eco-
nómicamente efectiva de los datos VSP 3D en torno
a los pozos a los que se apuntaba como ob je tivo. Las
imágenes de alta resolución, pro venientes de
estos perfiles VSP, pueden ser utilizadas para
guiar el posicionamiento de los pozos de desarro-
llo, y las imágenes provenientes de pozos múlti-
ples pueden combinarse para proporcionar una
imagen más general del subsuelo.
Los perfiles VSP 3D marinos pueden ser corri-
dos incluso sin un equipo de perforación. Un ejem-
plo de esta característica proviene del área Green
Canyon del Golfo de México, donde un cuerpo sa-
lino complejo, que sobreyace el Campo Mad Dog,
creó una zona de sombra que dificultó la obtención
de una imagen clara a partir de los datos sísmicos
de superficie.18 Después de asentar la tubería de re-
vestimiento en la profundidad total, un pozo del
campo fue abandonado provisoriamente y el equipo
de perforación se transportó para perforar otro
pozo desde la misma cubierta de la embarcación.
Para registrar un VSP 3D en el primer pozo, se ins-
talaron una grúa, un malacate y una unidad de
adquisición de registros operada con cable en la
popa de la cubierta principal del equipo semisu-
mergible. A través de esta apertura, se corrió un
arreglo VSI de 20 niveles, con un espaciamiento de
30 m [100 pies] entre los grupos, en un tirante de
agua de 1,370 m [4,500 pies], que luego fue recu-
perado y guiado hacia el cabezal de producción
submarina con un vehículo operado en forma re-
mota (ROV). Una muestra de la operación en
video permitió que el operador de la grúa y los in-
genieros de adquisición de registros coordinaran
el despliegue de las herramientas con el operador
del ROV.
Una vez que el arreglo de receptores se colocó
en su lugar, la adquisición de los datos continuó
en forma eficiente, sin que existiera tiempo no
productivo. La embarcación fuente—Snapper de
WesternGeco—remolcó un arreglo de tres caño-
nes y registró dos líneas con desplazamiento
sucesivo de la fuente, y luego efectuó el levanta-
miento siguiendo una geometría en espiral.
El sistema VSI registró el VSP 3D, de 32,000 tiros
en seis días. BP obtuvo ahorros sustanciales por
el hecho de no utilizar el tiempo de equipo de
perforación para la adquisición.
Los resultados del VSP 3D de Mad Dog ayuda-
ron a producir una imagen mejorada en una zona
en la que los datos sísmicos de superficie habían
sido afectados por la presencia de la sal sobreya-
cente (abajo). Los intérpretes delinearon una
falla con un rechazo vertical de aproximadamente
500 m [1,640 pies], que había hecho que un pri-
mer pozo perdiera completamente el intervalo
productivo. De los tres pozos perforados en la
> VSP 3D sin equipo de perforación en el Golfo de México. Mientras se uti -lizaba el equipo de perfo ra ción para perforar un pozo, se efectuó un VSP3D en otro pozo con una herramienta VSI de 20 niveles bajada a través deuna falsa mesa rotatoria ubicada en el extremo posterior de la cubierta delequipo semisumergible (izquierda). En una imagen derivada de los datosVSP, la presencia de una falla con un rechazo importante (púrpura) explicaporqué algunos pozos perforados dentro de la estructura no accedieron ala zona productiva (rojo). El Pozo 1 encontró la falla pero no pudo llegar alyacimiento. El Pozo 2 intersectó una porción pequeña de la zona produc ti vay el Pozo 3 alcanzó la zona productiva en la localización correcta. La infor -mación sobre la localización de la falla y el echado (buzamiento), obtenidade los registros de echados (azul), confirma la interpretación de la falla enla imagen VSP. (Modificado con el permiso de Hornby et al, referencia 18.)
16. Camara Alfaro J, Corcoran C, Davies K, González PinedaF, Hill D, Hampson G, Howard M, Kapoor J, MoldoveanuN y Kragh N: “Reducción del riesgo exploratorio,”Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 26–43.
17. Ray A, Hornby B y Van Gestel J-P: “Largest 3D VSP in the DeepWater of the Gulf of Mexico to ProvideImproved Imaging in the Thunder Horse South Field,”Resúmenes Expandidos, 73a Reunión y ExposiciónInternacional Anual de la SEG, Dallas (26 al 31 deoctubre de 2003):422–425.
Jilek P, Hornby B y Ray A: “Inversion of 3D VSP P-WaveData for Local Anisotropy: A Case Study,” ResúmenesExpandidos, 73a Reunión y Exposición InternacionalAnual de la SEG, Dallas (26 al 31 de octubre de 2003):1322–1325.
Pfau G, Chen R, Ray A, Kapoor J, Koechener B y AlbertinU: “Imaging at Thunder Horse,” Resúmenes Expandidos,72a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG,Salt Lake City, Utah, EUA (6 al 12 de octubre de 2002):432–435.
18. Hornby BE, Sharp JA, Farrelly J, Hall S y Sugianto H: “3DVSP in the Deep Water Gulf of Mexico Fills in Subsalt‘Shadow Zone’,” First Break 25 (Junio de 2007): 83–88.
estructura antes de disponer del VSP, uno alcanzó
el objetivo en el lugar correcto, y los registros de
todos los pozos corroboraron la localización de la
falla y el echado interpretado a partir de los datos
sísmicos de pozos. BP determinó que el costo de
perforar dos de los pozos de re-entrada podría
haber sido ahorrado potencialmente si el VSP 3D
se hubiera efectuado antes de perforar el primer
pozo.
Optimización de las fracturas
hidráulicas en tiempo real
Las herramientas sísmicas de pozos han sido uti-
lizadas desde la década de 1980 para detectar la
energía sísmica generada por los tratamientos
de fracturamiento hidráulico.19 El objetivo con-
siste en utilizar el conocimiento de la geometría
de la fractura y el desarrollo espacial para ayudar
a mejorar las operaciones de fracturamiento.20
La capacidad para tomar decisiones que pue-
dan optimizar los tratamientos de estimulación se
basa en dos requisitos principales: la recepción
de información precisa sobre la propagación de la
fractura a tiempo para modificar las operaciones
en curso, y la disponibilidad de la tecnología para
concretar el cambio deseado.
Para satisfacer el primer requisito, Schlumberger
ha desarrollado una técnica innovadora de monito-
reo de los tratamientos de fracturamiento hidráu-
lico que provee a los ingenieros especialistas en
operaciones de estimulación información en tiempo
real, relacionada con la geometría y el desarrollo
de redes de fracturas inducidas hidráulicamente.
Los resultados en tiempo real permiten que las
compañías operadoras tomen decisiones oportu-
nas para modificar la geometría final de las fractu-
ras y reducir o evitar situaciones indeseables, tales
como producción de agua, superposición con trata-
mientos previos, pérdida de fluidos y operaciones
de bombeo antieconómicas.
La capacidad para modificar el resultado de
un tratamiento de estimulación depende del
pro blema que se presente. Si la fractura se está
desarrollando fuera de su zona planificada, se
puede tomar la decisión de dar por concluido el
trabajo. Si el tratamiento no está alcanzando los
intervalos deseados, se pueden ajustar los flui-
dos bombeados para sellar las zonas conflictivas.
La tecnología de divergencia puede obturar efec-
tivamente los sistemas de fracturamiento y crear
fracturas complejas adicionales.
Un operador utilizó el diagnóstico de la opera-
ción de estimulación por fracturamiento hidráulico
StimMAP para rastrear el avance de una opera-
ción de fracturamiento de etapas múltiples en un
pozo horizontal de la Formación Barnett Shale.
Esta formación de la Cuenca Fort Worth, en el sec-
tor centro-norte de Texas, es el play de gas más
activo de Estados Unidos. La Formación Barnett
Shale corresponde a un yacimiento de permeabi-
lidad ultrabaja, densamente fracturado en forma
natural, que requiere una superficie de fractura
hidráulica vasta para ser estimulado en forma
efectiva y de ese modo resultar económico.
El pozo de relleno horizontal fue perforado en
la dirección del esfuerzo principal mínimo para
facilitar la creación de fracturas hi dráu li cas trans-
versales. Las redes de fracturas inducidas por es-
timulación hidráulica de diversos pozos verticales
cercanos, intersectaron la sección del pozo co-
rrespondiente al talón (abajo, a la izquierda).
Estas regiones de bajo esfuerzo, generadas por los
tratamientos de estimulación previos, tenderán a
atraer las fracturas en proceso de propagación, di-
ficultando potencialmente la estimulación de la
punta del pozo.
El tratamiento fue diseñado en dos etapas, una
de las cuales apuntaba como objetivo a los cinco
conjuntos de disparos más cercanos a la punta
del pozo. A partir de los eventos microsísmicos
localizados en la Etapa 1a, resulta claro que la
fractura se desarrolló alejándose del intervalo de
esfuerzos más altos, cercano a la punta, y se ex -
tendió hacia el intervalo de esfuerzos más bajos,
en el talón del pozo, dejando la sección de la punta
estimulada en forma deficiente (próxima página).
Para tratar de desviar el tratamiento siguiente
hacia los disparos lejanos, se bombeó una etapa de
divergente. El monitoreo de la actividad sísmica
durante la Etapa 1b indicó que nue vamente la
sección correspondiente a la punta del pozo no
se fracturaba y, una vez más, se bombearon algu-
nas etapas de fluido divergente para tratar de
desviar el fluido de las zonas conflictivas.
La inspección del mapa de microsismicidad
reveló que los eventos sísmicos se producían
cerca, pero no más allá, de los primeros dos con-
juntos de disparos. Se corrió tubería flexible para
verificar si algún tipo de obstrucción estaba impi-
diendo el inicio de una fractura entre el se gundo
y tercer conjuntos de disparos. Los ingenieros de-
terminaron que la presencia de un tapón de arena
impedía el tratamiento de estimulación en esa
sección del pozo.
Después de remover el tapón de arena, la
Etapa 1c permitió la estimulación de la sección de
32 Oilfield Review
7,420
7,410
7,430
7,440
7,450
7,460
7,470
7,480
Prof
undi
dad
vert
ical
ver
dade
ra, p
ies
9,500 9,000 8,500 8,000 7,500
Profundidad medida, pies
Trayectoria del pozo horizontalÁreas de producción de la Formación Barnett Shale
>Redes de fracturas hidráulicas y un pozo horizontal en la FormaciónBarnett Shale. Los pozos verticales (círculos), que penetran la FormaciónBarnett Shale, producen de áreas es timuladas, representadas en formaaproxi ma da por las zonas sombreadas (izquierda). El operador perforó unpozo horizontal (línea negra) para explotar las áreas sin drenar. La tra -yectoria del pozo (derecha) se inclinó en forma descendente en el talóndel pozo, y luego se elevó 9 m [30 pies] por encima de los 610 m [2,000 pies]que median entre el talón y la punta. Los cinco conjuntos de disparos enla sec ción del pozo correspondiente a la punta (rojo y verde), son lospuntos de en tra da para la Etapa 1 de los tratamientos de fractu ra mientohidráulico. Los puntos azules repre sentan los puntos de entrada para laEtapa 2.
Invierno de 2007/2008 33
la punta con éxito. De inmediato, se detectaron
eventos microsísmicos en las secciones de la
punta no estimuladas previamente. Con el bom-
beo de las etapas de divergentes adicionales,
siempre que la microsismicidad en tiempo real
dejaba de desarrollarse, el operador logró estimu-
lar la sección de 274 m [900 pies] del lateral,
correspondiente a la punta, sin utilizar numerosos
tapones puente y pasos de operaciones de dispa-
ros, que resultan lentos y tediosos. Con una etapa
subsiguiente se trató el talón del pozo, que tam-
bién fue mapeado por la actividad microsísimica.
Monitoreo de las operaciones de disparos
Shell Exploration & Production estaba constru-
yendo algunos pozos de producción en el Campo
Cormorant, situado en el sector británico del Mar
del Norte. Los pozos iban a ser disparados con
pistolas bajadas con la tubería de producción
(TCP). Shell había considerado diversos métodos
de verificación de las operaciones TCP y decidió
intentar monitorear los tiros con una herramien ta
de sísmica de pozos. En los sistemas de disparos
operados con cable, los cambios producidos en la
tensión del cable pueden indicar que las pistolas
han sido detonadas, lo que puede confirmarse
cuando éstas se extraen e inspeccionan en la su -
perficie. En los sistemas de disparos bajados con
la tubería de producción, las pistolas pueden
dejarse en el pozo y nunca volver a llevarse a la
superficie. Sin indicaciones positivas de su deto-
nación, la única evidencia del éxito del operador
consiste en extraer la tubería de producción y
recu perar las pistolas, lo que implica un costo
importante para el operador.
Si bien la herramienta VSI está diseñada para
registrar levantamientos de sísmica de pozos, los
receptores también pueden detectar las señales
generadas por perturbaciones presentes en las
proximidades del pozo. Indudablemente, la he -
rramienta sería capaz de detectar las señales de
una fuente tan potente como las cargas huecas
(premoldeadas) utilizadas para las operaciones
de disparos si se corriera en el mismo pozo. A
diferencia de otras herramientas de sísmica de
pozos, la herramienta VSI puede emplearse para
obtener registros de cualquier duración. En un
despliegue típico para registrar levantamientos
de sísmica de pozos, la longitud de registro se
fija en aproximadamente 5,000 ms y se inicia con
la activación de la fuente sísmica controlada. No
obs tante, para el monitoreo de los tiros de los dis -
paros, el sistema de registro fue regulado para
comenzar a registrar una vez anclada la herra-
mienta en su posición y para seguir registrando
hasta ser desconectada por el ingeniero de
campo especialista en sísmica.
Los pozos serían multilaterales con una per -
foración principal y una perforación lateral.
Habitualmente, después de perforar y entubar la
perforación principal, se bajaban hasta el inter-
valo prospectivo y se dejaban en su lugar más de
910 m [3,000 pies] de pistolas TCP para ser deto-
nadas mediante un sistema de retardo de disparo.
> Eventos microsísmicos mapeados durante eldesarrollo de los tratamientos de fracturamientohidráulico. La Etapa 1a (extremo superior) esti-muló la región cercana al talón del pozo perodejó la mayor parte de la punta sin fracturar. Se introdujo fluido divergente para dirigir el trata-miento siguiente hacia los conjuntos de disparossituados en la punta del pozo. La Etapa 1b (segun -da) tampoco pudo estimular la punta e indicó lapresencia de una obstrucción en el pozo, entre elsegundo y tercer conjuntos de disparos. Despuésde la remoción de un tapón de arena, la Etapa 1c(tercera) logró estimular con éxito la sección res-tante, de 274 m [900 pies], correspondiente a lapunta. Si todas las etapas se grafican juntas(extremo inferior), se puede observar que laEtapa 2 permitió estimular la sección del pozocorrespondiente al talón (puntos azules oscuros).
500 pies
Etapa 1a
Obstrucción
Etapa 1b
Etapa 1c
Etapas 1 y 2
19. Albright JN y Pearson CF: “Acoustic Emissions as a Tool for Hydraulic Fracture Location: Experience at the Fenton Hill Hot Dry Rock Site,” SPE Journal 22, no. 4 (Agosto de 1982): 523–530.
20. Fisher MK, Heinze JR, Harris CD Davidson BM, Wright CA y Dunn KP: “Optimizing Horizontal CompletionTechniques in the Barnett Shale Using MicroseismicFracture Mapping,” artículo SPE 90051, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
Ketter AA, Daniels JL, Heinze JR y Waters G: “A FieldStudy Optimizing Completion Strategies for FractureInitiation in Barnett Shale Horizontal Wells,” artículo
SPE 103232, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.
Le Calvez JH, Klem RC, Bennett L, Erwemi L, Craven M y Palacio JC: “Real-Time Microseismic Monitoring ofHydraulic Fracture Treatment: A Tool to ImproveCompletion and Reservoir Management,” artículo SPE106159, presentado en la Conferencia sobre Tecnologíade Fracturamiento Hidráulico de la SPE, College Station,Texas, 29 al 31 de enero de 2007.
Luego se colocaba una cuña de desviación—para
sacar la tubería de revestimiento con el fin de
perforar el pozo lateral—en el pozo principal por
encima del intervalo a disparar. A continuación,
se anclaba un grupo VSI, 33 m [100 pies] por
encima de la cuña de desviación para monitorear
la detonación de las pistolas de disparos (arriba).
Después de detonar las pistolas y perforar, termi-
nar, disparar y limpiar la perforación lateral, se
disparaba la cuña de desviación para permitir la
producción del yacimiento penetrado por la per-
foración principal.
La herramienta VSI detectó el arribo preciso
de la señal proveniente de la ejecución de los dis -
paros (derecha). La herramienta se encontraba
cerca de la cuña de desviación, y la gran magni-
tud de la señal sa turaba el rango dinámico del sis-
tema de registración. Si bien la amplitud no puede
leerse en el registro, se puede detectar un incre-
mento de la frecuencia de la señal durante varios
segundos después del arribo. El nivel de la señal
volvió al nivel del ruido de fondo, unos 8 segundos
después del arribo de la señal. Las señales sísmi-
cas confirmaron la detonación exitosa de las pis-
tolas de disparos.
Cumplido el objetivo principal, los ingenieros
de Shell examinaron los datos sísmicos para ob -
tener información adicional. Las pistolas habían
sido detonadas y las pistolas vacías se habían lle-
nado con fluido. El retorno del nivel de la señal
sísmica a los niveles de ruido de fondo indicó que
los fluidos habían dejado de moverse en esta por-
ción del pozo. Se interpretó la duración total de
la señal en el registro sísmico para representar el
tiempo insumido en llenar el volumen vacío de la
pistola. Dado que la porción del pozo por debajo
de la cuña de desviación es un sistema cerrado, y
conociendo el volumen de las pistolas de dispa-
ros, que es efectivamente una cámara a presión
atmosférica, los ingenieros de Shell in clu yeron el
tiempo requerido para llenar las pistolas en un
esfuerzo por obtener una estimación aproximada
34 Oilfield Review
> Registro sísmico derivado de la ejecución de los disparos y otros eventos. Esta representación esun registro continuo que comienza en el extremo superior, siendo la segunda línea una continuaciónde la primera, y así sucesivamente. Para cada línea, el eje vertical es la amplitud de la señal. La señalproveniente de la ejecución de los disparos aparece con un arribo preciso a la hora 04:44:22. La señalsatura el rango dinámico del sistema de registro durante varios segundos. El registro retorna a losniveles de ruido de fondo a la hora 04:44:30, pero antes y después de esa hora se producen algunosruidos explosivos aislados.
Hor
a
04:44:03
04:44:15
04:44:27
04:44:39
04:44:51
0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0
Tiempo, s
Arribo de la señal, el 25 de octubre a la hora 04:44:22
Señal intensamente saturada ya que el rango dinámico del sistema de registro no puede abordar la magnitud del evento. La frecuencia del evento se incrementa con el tiempo
Señal completamente saturada duranteel corto tiempo de registro Ruido explosivo
aislado, aproximadamente 6.7 segundos después del pulso de energía principal
Retorno a los nivelesde ruido de fondo el 25 deoctubre a la hora 04:44:30
Se observan ruidos explosivos aleatorios después del cese del evento principal. La magnitud está reducida en el nivel de ruido
> Monitoreo de las operaciones TCP con un receptor de sísmica de pozos. Las pistolas de disparos se ba jaron con tubería flexible, se dejaron en el fondo del pozo y se regularon para detonar con un retardo largo. Después de colocar una cuña de desviación, se desplegó una herramienta VSI a través de lacolumna de perforación y se ancló a 33 m [100 pies] por encima de la cuña de desviación. La detonación de las pistolas creó las señales sísmicasregistradas por los sensores.
Herramienta VSI
Cuña de desviación Pistolas de disparos
Invierno de 2007/2008 35
del potencial de flujo abierto absoluto. Con esta
información adicional, derivada del monitoreo
sísmico de la ejecución de los disparos, los inge-
nieros de Shell obtuvieron nuevos conocimientos
del comportamiento del yacimiento.
Levantamientos en condiciones de
alta presión y alta temperatura
Si bien la herramienta VSI puede registrar levan-
tamientos sísmicos en la mayoría de los pozos, los
pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT)
plantean requerimientos especiales. La he -
rramienta de adquisición sísmica, desarrollada
para la plataforma de adquisición de registros
en pozos de alta presión/alta temperatura de
diámetro reducido SlimXtreme, combina un
acondicionamiento de alto rendimiento con la
tecnología de registro analógico, minimizando el
empleo de componentes electrónicos frágiles
(derecha). Esta herramienta de 33⁄8 pulgadas de
diámetro, como las demás herramientas de la
familia Xtreme, fue concebida para operar en
condiciones de hasta 30,000 lpc [207 MPa] y
260°C [500°F]. La probeta liviana y corta se
diseñó con un conjunto unitario de receptores de
tres componentes para manejar los levantamien-
tos de tipo tiro de prueba de velocidad, pero
también se está utilizando ahora para adquirir
imágenes VSP completas en pozos HPHT.
ConocoPhillips (U.K.) Limited tenía diversas
razones para correr la herramienta analógica de
sísmica de pozos de diámetro reducido en un pozo
HPHT desafiante, perforado en el sector central
del Mar del Norte. El primer objetivo consistía en
generar una correlación tiempo-profundidad pre-
cisa entre los datos de pozos y los datos sísmicos
marinos 3D, desplegados en escala de tiempo en
el área del objetivo. Si bien la reflexión en la base
de la creta era claramente interpretable en las
secciones sísmicas, la reflexión más profunda en
el tope del yacimiento no resultaba tan fácil de
picar. La correlación entre el VSP, el registro de
pozo y los datos sísmicos de superficie incremen-
taría la confiabilidad en la interpretación de la
forma y el alcance del yacimiento.
ConocoPhillips deseaba además obtener una
imagen VSP en escala de profundidad del inter-
valo prospectivo y de las capas presentes por
debajo de la profundidad total. En los datos sís-
micos de superficie, las capas prospectivas
inclinadas son parcialmente perturbadas por la
presencia de ruido proveniente de las múltiples,
que aparecen como reflexiones horizontales que
interfieren con las señales del yacimiento. Dado
que un VSP registra tanto las ondas descenden-
tes como las ascendentes con un procesamiento
de componentes múltiples, una imagen VSP
puede contener menos múltiples y proporcionar
una imagen más precisa de la estructura del ya -
cimiento. Y, mediante la extensión de la imagen
por debajo del pozo, sería posible correlacionar
los horizontes presentes por debajo del yaci-
miento con las reflexiones observadas en los
datos sísmicos de superficie.
La tercera razón para adquirir los datos VSP
fue la obtención de mejores estimaciones de las
velocidades de las formaciones para un reproce-
samiento mejorado de los datos sísmicos marinos
3D. La reducción de las incertidumbres asociadas
con las velocidades de la creta y las formaciones
subyacentes produciría imágenes 3D más preci-
sas, lo que se traduciría potencialmente en una
reducción del riesgo relacionado con las opera-
ciones de perforación futuras en el área.
La herramienta analógica de sísmica de pozos
de diámetro reducido era la única opción para
registrar un VSP en las condiciones de presión y
temperatura esperadas. Con la profundidad total
por debajo de 4,600 m [15,000 pies], las tempe-
raturas podían alcanzar 193°C [380°F]. La tra-
yectoria del pozo fue desviada por encima de la
creta y luego fuera del plano de desviación a
medida que se incrementaba la profundidad.
A pesar de las condiciones extremas, el pro-
ceso de adquisición de registros se desarrolló sin
problemas. La herramienta registró datos en las
estaciones receptoras, cada 15 m [50 pies],
abarcando un intervalo de profundidad que se
extendía en forma ascendente desde el yaci-
miento hasta la creta, y también a intervalos
más espaciados en posiciones más elevadas de la
sección. En la más profunda de las 73 estacio-
nes, la temperatura alcanzó 380°F. La fuente
sísmica, compuesta por tres cañones de aire de
150 pulgadas3, fue desplegada en el equipo de
perforación, en una configuración de levanta-
miento sin desplazamiento de la fuente.
El procesamiento de los datos de tres compo-
nentes para determinar dónde se originaron las
reflexiones incluyó los pasos estándar además de
una corrección especial por la naturaleza 3D de
la trayectoria del pozo. Esto permitiría migrar
> Herramienta de adquisición de datos sísmicos de pozos para condiciones extremas. La plataformade adquisición de registros de pozos de diámetro reducido de alta presión y alta temperatura SlimXtremeopera en condiciones de hasta 30,000 lpc y 500°F. Las compañías operadoras han utilizado la herra -mienta a temperaturas de hasta 238°C [460°F].
Unidad decable estándar
de Schlumberger
Cable de alta resistencia
Malacate de doble tambor con cable de alta resistencia
Cañónde aire
los datos VSP utilizando un algoritmo 2D. La tra-
yectoria 3D de la perforación se proyectó en un
plano vertical alineado con la porción somera del
pozo (arriba). Los tiempos, localizaciones y
amplitudes de las reflexiones se calcularon asu-
miendo que las señales VSP se confinaban a este
plano, pero en realidad, algunas reflexiones
tenían lugar fuera del plano. Para tomar en
cuenta este fenómeno, las trayectorias de rayos y
los tiempos de tránsito para cada traza se calcula-
ron utilizando el modelo de velocidad 3D derivado
del procesamiento de la sísmica de superficie ini-
cial y se compararon con las trayectorias de rayos
y los tiempos de tránsito calculados a partir de un
modelo 2D, extraído del volumen 3D de la sección
vertical dominante seleccionada para el procesa-
miento. La diferencia existente entre los dos
conjuntos de tiempos de tránsito residuales cal-
culados se sumó a cada traza como una
corrección estática antes de la migración.
Las diferencias de los modelos de velocidad
indicaron además que el VSP detectó velocidades
más altas en la capa de creta y velocidades más
bajas por debajo de la misma, que las vistas en el
modelo de velocidad de la sísmica de superficie.
Estas diferencias se traducen en los errores de
ajuste observados entre la imagen VSP y la ima-
gen de la sísmica de superficie por debajo del
intervalo de creta (abajo).
Las profundidades de los reflectores en la
imagen VSP también se ajustaron a las de una
traza sintética generada a partir de registros de
pozos sónicos y de densidad, lo que confirmó la
precisión de las profundidades de la imagen VSP
a pesar de la pugna existente entre la naturaleza
3D del objetivo de la adquisición y el enfoque 2D
para resolverla (próxima página, arriba a la
izquierda). ConocoPhillips (U.K.) Limited está
utilizando las velocidades obtenidas del levanta-
miento de sísmica de superficie para asistir en
el reprocesamiento de los datos de sísmica de
superficie existentes y tiene proyectado utilizar
la herramienta analógica de sísmica de pozos de
diámetro reducido en los pozos HPHT futuros.
Las ondas del futuro
Los levantamientos de sísmica de pozos han
avanzado en forma significativa desde sus oríge-
nes como métodos de conversión de la escala de
tiempo a la de profundidad para correlacionar los
datos de pozos con los datos sísmicos, aunque
todavía continúan utilizándose fundamental-
mente para ajustar la relación entre el tiempo y
la profundidad. Como se observa en este artículo,
los perfiles VSP pueden satisfacer una amplia
variedad de necesidades, proveyendo imágenes
3D del subsuelo, contribuyendo a la optimiza-
ción de las fracturas hidráulicas, verificando las
operaciones de disparos y obteniendo datos de
alta calidad en condiciones HPHT.
Sin duda alguna, el futuro de los perfiles VSP
adoptará numerosas direcciones. Las innovacio-
nes del hardware incluirán nuevas herramientas
de fondo de pozo para tolerar condiciones exigen-
tes y nuevas fuentes para posibilitar procesos de
adquisición aún más eficientes. Algunos operado-
res han intentado la instalación permanente que
permite el monitoreo de los yacimientos en el
36 Oilfield Review
> Comparación de los resultados VSP con los datos de la sísmica de superficie. La imagen de lasísmica de superficie, producida utilizando las velocidades de la creta que son demasiado bajas(izquierda), no se ajusta con el VSP (derecha). (El VSP corresponde a una región pequeña conmayores amplitudes y mayor resolución que la imagen sísmica de superficie y se vuelve másestrecha hacia arriba). El error de ajuste puede verse en diversos intervalos.
X.250
X.500
X.750
Y.000
Y.250
Tiem
po d
e tr
ánsi
to d
oble
(ida
y v
uelta
), s
Creta
Profundidad total del pozo
>Trayectoria del pozo HPHT de ConocoPhillips en el Mar del Norte. En estavista en planta, la po sición de la fuente es una esfera azul, los re ceptoresdel pozo están indicados por los puntos verdes, y los puntos de reflexiónen el objetivo se muestran como sombras de azul y blanco. La porción su -perior del pozo sigue un azimut de N61E, luego se desvía hacia el noroestecon la profun didad. La geometría del conjunto fuen tes-recep to res y lostiempos de tránsito se pro yec taron en una sección vertical a lo largo deN61E, para definir un azimut unitario con el cual migrar los datos.
61°
21. Hornby et al, referencia 9.
22. Djikpesse H, Haldorsen J, Miller D y Dong S: “Mirror Imaging: A Simple and Fast Alternative toInterferometric Migration of Free-Surface Multiples with Vertical Seismic Profiling,” presentado ante lapublicación Geophysics, 2007.
Invierno de 2007/2008 37
largo plazo.21 Podrían utilizarse herramientas de
instalación permanente para efectuar levantamien-
tos de repetición o para detectar la sismicidad indu-
cida por las operaciones de producción o de
inyección, aún cuando se desplieguen en los pozos
de producción o de inyección.
Otros avances tendrán lugar en el proceso de
procesamiento para producir mejores imágenes a
partir de los datos registrados. La mayor parte de
las técnicas de procesamiento para crear imáge-
nes provenientes de los datos VSP se ha basado en
los métodos de sísmica de superficie. Pero los
levantamientos de sísmica de pozos, con sus geo-
metrías particulares, ofrecen oportunidades que
no han sido exploradas en su totalidad.
Un área prometedora es la denominada inter -
ferometría, que es la interferencia de dos o más
ondas para producir una onda de salida que es
diferente de las ondas de entrada. Los cientí ficos
están investigando formas de utilizar la interfero-
metría para transformar las señales previamente
consideradas ruido en información valiosa. Por
ejemplo, en los flujos de trabajo habituales de la
generación de imágenes provenientes de los datos
VSP, sólo se migran las reflexiones primarias. Las
reflexiones múltiples en superficies libres suelen
considerarse ruido, por lo que se eliminan antes
de migrar los datos registrados. Si bien se benefi-
cian con la reducción de la atenuación y el
mejoramiento del control de velocidad con res-
pecto a los datos de sísmica de superficie
migrados, las imágenes VSP migradas resultantes
se restringen a una zona de iluminación relativa-
mente estrecha que se encuentra por debajo de
los receptores del pozo. No obstante, las reflexio-
nes múltiples relacionadas con superficies libres
contienen información valiosa sobre las estructu-
ras más someras del subsuelo y, si se migran
correctamente, pueden proveer una iluminación
más amplia y mejor resolución vertical de las pro-
piedades del subsuelo que cuando se generan
imágenes utilizando reflexiones primarias sola-
mente (arriba).22
El primer objetivo de los perfiles VSP fue redu-
cir el riesgo al posibilitar una correlación entre el
tiempo y la profundidad precisa entre los datos de
la sísmica de superficie y los registros de pozos.
Las capacidades actuales y futuras de los levanta-
mientos de sísmica de pozos siguen incluyendo la
reducción de riesgos, pero también se extienden al
mejoramiento de la recuperación de reservas. –LS
>Ajuste de las profundidades de los reflectores en una imagen VSP con unatraza sintética derivada de un registro de pozo. Una prueba de datos sísmicoscorrectamente correlacionados en profundidad consiste en el ajuste conuna traza sintética generada a partir de registros de pozos sónicos y dedensidad. En este caso, la traza sintética se grafica en amarillo por cues -tiones de visibilidad y sólo se representan las amplitudes positivas, demanera de no oscurecer los datos sísmicos. En la mayor parte del pozo, las amplitudes positivas de la traza sintética se correlacionan con las del VSP, lo que genera confiabilidad en las hipótesis de las proyeccionesefectuadas durante el procesamiento. La imagen VSP se extiende más allá del fondo del pozo.
X.500
X.750
Tiem
po d
e tr
ánsi
to d
oble
, s
Y.000
> Generación de imágenes especulares; unejemplo de interferometría. La superficie libre yla zona que se encuentra por encima de esasuperficie son reemplazadas por una imagenespecular de un medio con las mismas propie -dades elásticas que el medio que contiene elpozo y los receptores. Los receptores en elmaterial nuevo son la imagen especular de losreceptores originales. Si bien el experimentosísmico del pozo original poseía una zona deiluminación restringida al área que se encuentrapor debajo de los receptores, el experimentoreflejado posee una zona de iluminación que se extiende hasta la superficie libre previa.
Superficie libre
Receptoresreflejados
Receptores defondo de pozo
Fuente