4 Oilfield Review

Imágenes marinas en tres dimensiones: Visualización de estructuras complejas

Los desarrollos registrados recientemente en materia de adquisición sísmica marina

de múltiples mediciones y generación de imágenes por inversión de forma de onda

completa, permiten a los geofísicos efectuar compensaciones por las distorsiones

causadas por la geología somera y crear imágenes más nítidas de los objetivos

profundos para reducir la incertidumbre asociada con la información sísmica.

Anatoly AseevMoscú, Rusia

Sandeep Kumar ChandolaLow Cheng FooPETRONAS Carigali Sdn BhdKuala Lumpur, Malasia

Chris CunnellMalcolm FrancisShruti GuptaPeter WattersonGatwick, Inglaterra

Michelle ThamKuala Lumpur, Malasia

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 28, no. 2 (Mayo de 2016).Copyright © 2016 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Thomas Ajewole, M. Nabil El Kady, M. Faizal Idris, Satyabrata Nayak y M. Iqbal Supardy, de PETRONAS Carigali Sdn Bhd, Kuala Lumpur, Malasia; y a Richard Coates, Houston, Texas, EUA.Dynel 2D, IsoMetrix y Q-Marine son marcas de Schlumberger.

La exploración de hidrocarburos requiere que los geocientíficos comprendan la geología de los yacimientos prospectivos a menudo ubicados por debajo de capas de rocas complejas. Desde el punto de vista del geofísico, los estratos de sobre-carga actúan como una lente defectuosa, distor-sionando las imágenes sísmicas de las estructuras geológicas más profundas, como resultado de lo cual los objetivos aparecen indistintos, distorsio-nados, fuera de lugar o, en casos extremos, com-pletamente ocultos. El desafío del geofísico ha sido la concepción de métodos para observar a través de los estratos de sobrecarga y focalizar la geología infrayacente.

Las decisiones determinantes acerca de la via-bilidad de un proyecto a menudo dependen de la efectividad con que pueden generarse imágenes de los yacimientos prospectivos, factor clave para la determinación de los riesgos de exploración. Los operadores necesitan imágenes precisas de los yacimientos, que los ayuden a posicionar los pozos de exploración en donde puedan probar efectivamente el área prospectiva, efectuar la pla-neación de campos petroleros y posicionar los pozos de desarrollo. Además de generar imágenes de los yacimientos, los geofísicos deben obtener imágenes correctas de los estratos de sobrecarga

—las capas que se encuentran por encima del yacimiento— para reducir los riesgos de perfora-ción que plantean los desafíos operacionales, tales como el mantenimiento de la estabilidad de los pozos y el control de la presión de las formaciones.

El valor que agregan los datos sísmicos a la exploración depende de la calidad de la imagen producida y del costo incurrido en la adquisición de esos datos. Para que la adquisición sísmica sea económicamente efectiva se requiere la prospec-ción rápida de áreas extensas sin comprometer la calidad de los datos y a la vez la minimización de la exposición operacional y medioambiental. La adqui-sición rápida ayuda a acortar el tiempo existente entre la evaluación y la decisión de perforar una extensión productiva.

Los datos de alta calidad permiten a los equi-pos de exploración lograr una comprensión clara de la geología desde el fondo marino hasta el área prospectiva objetivo y luego decidir si se procede a probarla y evaluarla. Los datos adquiridos tam-bién deben ser adecuados para ser utilizados en los flujos de trabajo de procesamiento, generación de imágenes, inversión e interpretación sísmicas. Estos flujos de trabajo proporcionan datos de entrada vitales para los modelos geomecánicos, de yacimientos y de cuencas.

Volumen 28, no.2 55

La tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix y el procesamiento con el método de inversión de forma de onda completa están posibi-litando la generación de imágenes de las estructu-ras complejas presentes en las áreas de frontera. La tecnología IsoMetrix permite la generación de imágenes de ancho de banda completo y alta reso-lución de las estructuras presentes en el subsuelo en todas las direcciones —paralela a la dirección de adquisición (inline), perpendicular a la direc-ción de adquisición (crossline) y vertical— para obtener imágenes detalladas desde el fondo marino hasta el yacimiento. La inversión de forma de onda completa da como resultado un modelo de veloci-dades sísmicas, que es utilizado con los datos sísmi-cos para formar una imagen de la geología desde la superficie hasta los objetivos de interés.

Este artículo describe los levantamientos adquiridos utilizando la tecnología IsoMetrix en las áreas marinas de Malasia y el Mar del Norte. Los resultados de esos levantamientos demuestran las ventajas de la tecnología IsoMetrix, para supe-rar los desafíos de ciertos ambientes de adquisición sísmica e incrementar el ancho de banda espacial, y de la aplicación de la inversión por forma de onda completa para determinar las propiedades de los estratos de sobrecarga y de los yacimientos, especí-ficamente las velocidades sísmicas.

Mejoramiento de la calidad de los datos y de las imágenesLa generación de buenas imágenes sísmicas requiere una cadena de factores: un buen sistema de adquisición, una geometría de levantamiento óptima y flujos de trabajo y algoritmos de procesa-miento precisos. Hace más de 15 años, los geofísi-cos de Schlumberger emprendieron un programa para pasar de la adquisición sísmica convencional a la tecnología de sensores discretos. Esta tecnolo-gía incluye mejoras en la sensibilidad de los recep-tores y exactitud en el posicionamiento, cables sísmicos marinos direccionales, mayor control de las fuentes y adquisición sísmica con receptores puntuales, que registra las trazas de los receptores individuales para proporcionar datos de alta cali-dad consistentemente repetibles.1 Estas capacida-des están evolucionando. Las nuevas mediciones de los gradientes crossline y verticales —varia-ciones con la distancia— del campo de ondas de presión permiten que las señales recibidas del registro sísmico marino sean procesadas como un campo de ondas 3D completo y no como una colección de perfiles 2D.2 Además, una fuente sís-mica marina de banda ancha calibrada, reciente-mente desarrollada, proporciona un contenido

mejorado de señales de baja frecuencia, sin fre-cuencias faltantes por debajo de 150 Hz para todas las direcciones y dentro de un cono de 20° con respecto a la vertical, y permite la cancela-ción de las reflexiones fantasma de la fuente; es decir, las reflexiones retardadas de la fuente pro-venientes de la superficie marina.

Estas mejoras de la adquisición sísmica han sido complementadas con las innovaciones intro-ducidas en las geometrías de los levantamientos sísmicos marinos; por ejemplo, la técnica de registro con múltiples embarcaciones y las confi-guraciones de fuentes y receptores de cobertura azimutal completa. En conjunto, estas tecnologías posibilitan la iluminación de los objetivos de interés previamente oscurecidos por la presencia de sedi-mentos plegados o fallados, capas salinas supraya-centes u otros cuerpos geológicos complejos.3

La adquisición sísmica y la geometría de los levantamientos son sólo los puntos de partida para la generación de imágenes sísmicas. Acompañada por las capacidades de procesamiento abordo, la confiabilidad de los datos ha mejorado considera-blemente. Además, la aplicación de técnicas robus-tas de generación de imágenes e inversión sísmica, tales como la inversión por forma de onda com-pleta y la migración en tiempo reversa, permiten a los geofísicos proporcionar imágenes más níti-das y estimar las propiedades de las rocas para los exploracionistas e ingenieros de yacimientos que desarrollan modelos estáticos y dinámicos de los yacimientos. Estos modelos se basan en los resul-tados sísmicos —imágenes, velocidades y horizon-tes— que se integran con los datos de pozos. Antes de perforar, los exploracionistas utilizan los modelos para predecir los sistemas petroleros pre-sentes en el volumen del que se obtuvieron imáge-nes sísmicas, definir las extensiones productivas y localizar las áreas prospectivas para las operacio-nes de perforación. Los ingenieros de yacimientos utilizan refinaciones de estos modelos para plani-ficar el desarrollo de los campos petroleros y, pos-teriormente, para manejar las operaciones de recuperación de hidrocarburos.

Creación de imágenes entre los cables sísmicos marinosEl objetivo de la tecnología IsoMetrix es propor-cionar una representación densamente mues-treada del campo de ondas en todas las direcciones. Un sistema idealizado de adquisición sísmica podría registrar las señales sísmicas desde cual-quier lugar por debajo de la superficie. Esta capa-cidad maximizaría las oportunidades para separar la señal del ruido indeseado y crear imágenes de

los reflectores presentes en el subsuelo. No obs-tante, los datos sísmicos convencionales se regis-tran solamente a lo largo de un pequeño número de cables sísmicos largos remolcados por detrás de una embarcación. De este modo, los datos sísmi-cos convencionales si bien se encuentran bien muestreados en el tiempo de registro y a lo largo del cable sísmico marino (inline), no se registran entre los cables sísmicos (crossline), que pueden estar separados por distancias de hasta 50, 75 o 100 m [164, 246 o 328 pies].4 Por consiguiente, cualquier onda que se propague en la dirección crossline puede estar desdoblada hacia las bajas frecuencias o muestrearse inadecuadamente.

A menudo, el foco de la creación de imágenes sísmicas marinas es el muestreo exhaustivo del campo de ondas del yacimiento. Sin embargo, tam-bién es importante un buen muestreo del campo de ondas de los estratos de sobrecarga porque es necesario obtener imágenes correctas de estas pro-fundidades para que el geofísico visualice el yaci-miento claramente. El muestreo del lecho marino o de otras interfaces que generan reflexiones múltiples es importante porque esas reflexiones interfieren con las reflexiones primarias. Las pro-fundidades someras son importantes debido a los posibles riesgos que pueden presentar el fondo marino y el subsuelo somero para la perforación.

Los receptores sísmicos marinos típicos son hidrófonos que registran el campo de ondas de presión solamente. La reconstrucción del campo de presión entre los cables sísmicos marinos requiere la interpolación entre las presiones cono-cidas en la localización de cada cable sísmico y da como resultado campos de presión incorrectos y desdoblados hacia las bajas frecuencias en la dirección crossline.

1. Christie P, Nichols D, Ozbek A, Curtis T, Larsen L, Strudley A, Davis R y Svendsen M: “Elevación de los estándares de calidad de los datos sísmicos,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 16–31.

2. Robertsson JOA, Moore I, Vassallo M, Ozdemir K, van Manen D-J y Ozbek A: “On the Use of Multicomponent Streamer Recordings for Reconstruction of Pressure Wavefields in the Crossline Direction,” Geophysics 73, no. 5 (Septiembre–octubre de 2008):A45–A49.

3. Para obtener más información sobre la generación de imágenes y la prospección sísmica con cobertura azimutal completa, consulte: Brice T, Buia M, Cooke A, Hill D, Palmer E, Khaled N, Tchikanha S, Zamboni E, Kotochigov E y Moldoveanu N: “Desarrollos en las imágenes símicas marinas con cobertura azimutal completa,” Oilfield Review 25, no. 1 (Setiembre de 2013): 44–58.

4. Inline significa en la dirección en que se desplaza la embarcación sísmica para adquirir datos; crossline es la dirección perpendicular al desplazamiento de la embarcación.

6 Oilfield Review

La tecnología IsoMetrix se basa en el sistema sísmico marino de receptores puntuales Q-Marine y combina hidrófonos para medir la presión del campo de ondas sísmicas con una unidad de sis-temas microelectromecánicos (MEMS) de tres componentes (3C).5 La unidad MEMS de 3C con-tiene tres acelerómetros ortogonales para medir el movimiento vectorial 3D completo —la magni-tud y la dirección— del campo de ondas regis-trado (Figura 1).

Mediante el agregado de acelerómetros de tres componentes (3C), los receptores marinos registran la variación de la aceleración, que es proporcional al gradiente de presión, o la derivada espacial de la presión con respecto a la dirección. En un material acústico como el agua, los hidrófo-nos miden las fluctuaciones de presión (P) causa-das por la onda sísmica. Los acelerómetros de tres componentes miden las aceleraciones en las tres direcciones ortogonales (ax, ay y az). La segunda ley de Newton especifica la fuerza que resulta de una diferencia de presión y que se dirige desde valores de presión altos hacia valores de presión bajos. La relación entre la diferencia de presión con respecto a la dirección —la derivada espa-cial de P— y la aceleración, por ejemplo en la dirección x, es ρ × ax = −∂P/∂x, donde ρ es la densidad del material, y la dirección de la fuerza es opuesta, o negativa con respecto a la del

gradiente de presión. Este tipo de relación se da para cada dirección espacial (x, y y z) y permite el cálculo de la derivada espacial de presión directa-mente a partir de la medición de la aceleración. En consecuencia, conociendo los gradientes de presión, los geofísicos pueden reconstruir el campo de presión no desdoblado hacia las bajas frecuen-cias en todas las direcciones. Y, por consiguiente, pueden estimar el campo de ondas 3D alrededor de los cables sísmicos marinos utilizando el mismo espaciamiento en todas las direcciones: inline, crossline y vertical.

Reconstrucción del campo de ondasLa capacidad para medir el gradiente de campo de ondas en la dirección crossline permite a los geofí-sicos adquirir datos sísmicos marinos utilizando cables sísmicos con un espaciamiento mayor que el de los cables sísmicos de los levantamientos convencionales y reconstruir el campo de ondas 3D con una cuadrícula densa en puntos situados entre los cables sísmicos (Figura 2). Por ejemplo, si las registraciones reales se efectuaron utili-zando ocho cables sísmicos con un espaciamiento de 75 m uno respecto de otro, proporcionando un tendido de cables de 525 m [1 720 pies] de ancho, el campo de ondas puede ser reconstruido como si fuera registrado utilizando cables sísmicos vir-tuales con un espaciamiento de una décima parte

de la distancia, es decir, 7,5 m [24,6 pies]. Si se utiliza el espaciamiento amplio de los cables sís-micos, las áreas de exploración pueden ser exami-nadas más rápido y con más eficiencia utilizando menos líneas de navegación y reduciendo de ese modo la duración del levantamiento, los costos de adquisición, la complejidad operacional y la expo-sición a condiciones ambientales adversas.

El registro de la componente vertical del campo de ondas mejora la capacidad del geofísico para eli-minar el ruido, especialmente las reflexiones fan-tasmas que siempre aparecen en los registros de los levantamientos sísmicos marinos. Las reflexiones fantasmas son generadas cuando la señal primaria que viaja en forma ascendente se refleja hacia abajo en la interfaz existente entre el mar y el aire. Esta reflexión fantasma descendente es detectada por los receptores sísmicos y, si no se corrige, pro-duce un desenfoque de la imagen final depen-diente de la frecuencia. Mediante la utilización de las mediciones de la aceleración vertical, el geofí-sico puede separar las componentes ascendentes y descendentes del campo de ondas, lo que facilita la remoción de las reflexiones fantasmas. La capa-cidad para remover las reflexiones fantasmas tam-bién permite que los cables sísmicos IsoMetrix sean remolcados a mayor profundidad que los cables de hidrófonos solamente; el remolque a pro-fundidad a menudo reduce otras fuentes de ruido,

Figura 1. Elemento del cable sísmico marino. Un elemento del sistema de cable sísmico marino IsoMetrix (izquierda) combina un hidrófono (inserto) que mide la presión (P) con un acelerómetro microelectromecánico (MEMS) triaxial calibrado que mide la aceleración axial, o inline (x), radial, o crossline (y), y vertical (z). La tecnología IsoMetrix facilita la interpolación entre los cables sísmicos. Si se utilizan cables sísmicos de hidrófonos (extremo superior derecho), sólo se puede medir la amplitud del campo de ondas (azul) en cada posición del cable sísmico (puntos negros). Por consiguiente, el campo de ondas reconstruido entre los cables sísmicos (rojo) se encuentra desdoblado hacia las bajas frecuencias y es incorrecto. Si se utilizan cables sísmicos de sensores múltiples (extremo inferior derecho), en cada posición del cable sísmico se puede medir el gradiente y la amplitud del campo de ondas (cian). En consecuencia, utilizando ambos atributos del campo de ondas, los geofísicos pueden reconstruir con precisión el campo de ondas entre los cables sísmicos.

x

yz

P

10 mm

Dirección perpendicular a la adquisición (crossline)

Reconstrucción con canales múltiples

Interpolación con un solo canal

Dirección perpendicular a la adquisición (crossline)

Volumen 28, no.2 7

tales como las generadas por el oleaje y el movi-miento de los cables sísmicos a través del agua.

Generalized Matching Pursuit (GMP) es un método de procesamiento que puede valerse de los datos de múltiples mediciones proporcionados por la tecnología IsoMetrix.6 El proceso GMP opera sobre los componentes del campo de ondas sísmi-cas que no se limitan a viajar directamente desde la fuente hasta el receptor sino que, por el contrario, muestran una propagación significativa a través del tendido de cables sísmicos. Estos componentes pueden incluir reflexiones sísmicas, difracciones, múltiples u otros modos de ruido, y si no se tratan correctamente, pueden generar efectos espurios en las imágenes finales. Por ejemplo, cualquier energía proveniente de la dirección crossline, previamente desdoblada hacia las bajas frecuen-cias en los conjuntos de datos convencionales, ahora puede ser muestreada correctamente si se aplica el método GMP en el dominio espacial y en el dominio temporal por medio de la utilización de las mediciones del gradiente vertical y el gra-diente crossline.

El proceso GMP, basado en datos, ha demos-trado que puede interpolar con precisión el campo de ondas de presión en la dirección crossline, aún en situaciones adversas en las que los resultados del procesamiento convencional se encontrarían considerablemente desdoblados hacia las bajas fre-cuencias. La salida del proceso GMP es una cuadrí-cula de canales de datos con un espaciamiento de 6,25 m [20,5 pies] uno respecto del otro en la dirección inline, a lo largo de cables sísmicos vir-tuales nominalmente separados por una distancia de 6,25 m en la dirección crossline.

La capacidad para crear imágenes en 3D per-mite a los geofísicos considerar diseños de adqui-sición de levantamientos sísmicos que se apartan

de la práctica habitual, como lo experimentó un operador cuando debió encarar los desafíos plan-teados por la adquisición de datos sísmicos.

Condiciones de adquisición desafiantesPara definir con claridad las áreas prospectivas del Mar de la China Meridional, los geofísicos de PETRONAS Carigali Sdn Bhd efectuaron un levan-tamiento sísmico 3D de banda ancha en el área

marina de Malasia. El área del levantamiento está representada por un rectángulo alargado de orientación NO–SE. Una falla principal de rumbo N–S cruza el área del levantamiento y se obser-van echados (buzamientos) estructurales de hasta 50° a lo largo de una tendencia O–E (Figura 3). El área se encuentra limitada al oeste por una zona sin acceso a la que las embarcaciones sísmi-cas no están autorizadas a ingresar.7

5. Para obtener más información sobre el sistema Q-Marine, consulte: Christie et al, referencia 1.

Para obtener más información sobre la unidad de acelerómetros sísmicos de 3C MEMS, consulte: Paulson H, Husom VA y Goujon N: “A MEMS Accelerometer for Multicomponent Streamers,” artículo We P6 06, presentado en la 77a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Madrid, España, 1º al 4 de junio de 2015.

6. Para obtener más información sobre el algoritmo Generalized Matching Pursuit, consulte: Ozbek A, Vassallo M, Ozdemir K, van Manen D-J y Eggenberger K: “Crossline Wavefield Reconstruction from Multicomponent Streamer Data: Part 2—Joint Interpolation and 3D Up/Down Separation by Generalized Matching Pursuit,” Geophysics 75, no. 6 (Noviembre–diciembre de 2010): WB69–WB85.

7. Chandola SK, Foo LC, El Kaldy MN, Ajewole TO, Nayak S, Idris MF, Supardy MI, Tham M, Bayly M, Hydal S, Seymour N y Chowdhury B: “Dip or Strike?— Complementing Geophysical Sampling Requirements and Acquisition Efficiency,” Resúmenes Expandidos, 85a Reunión y Exhibición Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns (18 al 23 de octubre de 2015): 110–114.

Figura 2. Adquisición sísmica marina con tecnología convencional vs. la tecnología IsoMetrix. Los levantamientos convencionales (izquierda) se ejecutan utilizando cables sísmicos de hidrófonos estrechamente espaciados. El conjunto de datos sísmicos resultante consiste en una serie de secciones verticales paralelas. Los levantamientos efectuados con la tecnología IsoMetrix (derecha) emplean cables sísmicos de unidades receptoras de sensores múltiples estrechamente espaciados. Los componentes múltiples posibilitan la interpolación entre los cables sísmicos, y el conjunto de datos resultante es una cuadrícula 3D verdadera.

Embarcación de levantamiento

Cables sísmicos marinos

Conjunto dedatos sísmicos

Crossline

Inline

Figura 3. Estructura geológica. En el mapa estructural en tiempo del horizonte de interés (izquierda), el intervalo de contorno corresponde a un tiempo de viaje doble (de ida y vuelta) de 100 ms. El área en negro representa una falla principal con inclinación hacia el este. El cuadrilátero blanco es el área del levantamiento y al oeste de ésta se encuentra un área sin acceso. La falla posee entre 5 y 8 km [3 y 5 mi] de ancho, rumbo N–S y un rechazo vertical de un tiempo de viaje doble de aproximadamente 2,5 s. El mapa del horizonte de la derecha —la superficie a nivel de yacimiento prospectivo— muestra los echados estructurales estimados a partir de los datos sísmicos convencionales. Los echados se alinean a lo largo de una tendencia O–E.

Echado (buzamiento) estructural, dirección E-OFallas principales, dirección N–S

Echado geológico de la superficie de interés

Área sin acceso

30˚

60˚

0˚

N

Echado promedio~7˚

Echado promedio~40˚ a 50˚

Echado promedio~25˚

Falla

8 Oilfield Review

Normalmente, la geometría de adquisición sísmica óptima para los levantamientos 3D con-vencionales requiere que se registre en sentido paralelo a la dirección predominante del echado estructural. Esta dirección inline facilita el muestreo estrechamente espaciado del campo de ondas sísmicas en la dirección del echado, O–E en este caso, en la que la geología exhibe la mayor variación. Además, la celda (bin) sísmica convencional típica, o subdivisión del levanta-miento, en la que los geofísicos ordenan las tra-zas sísmicas, es asimétrica y alargada en la dirección del rumbo estructural, que es la direc-ción crossline.

La zona sin acceso impidió que la embarca-ción obtuviera una cobertura completa del sub-suelo en el límite oeste del levantamiento y constituyó un desafío para los geofísicos, en rela-ción con el cual consideraron dos opciones (Figura 4). En el primer escenario, podrían efec-tuar la mayor parte del levantamiento mediante el registro de líneas cortas separadas entre sí por una distancia de 100 m y paralelas al echado para evitar el área sin acceso. Posteriormente, podrían completar el levantamiento utilizando líneas lar-gas, separadas entre sí por una distancia de 50 m, navegando en sentido paralelo al rumbo adyacente al límite de la zona sin acceso; el espaciamiento

estrecho de estas líneas paralelas al rumbo, garantizaba el muestreo adecuado del echado estructural. Otra posibilidad era efectuar todo el levantamiento utilizando exclusivamente líneas de navegación paralelas al rumbo.

La primera opción resultaba ineficiente debido a la existencia de dos direcciones de adquisición sísmica, que demandarían tiempo no productivo durante los numerosos virajes y el reposicionamiento de los cables sísmicos para lograr el espaciamiento estrecho. La segunda opción era más eficiente para la adquisición de los datos, pero implicaba la exposición al riesgo de degradación de la información sísmica si se utilizaba la tecnología convencional. Según la visión convencional, la dirección de levanta-miento paralela al rumbo, con el espaciamiento típico de las líneas sísmicas y el muestreo del campo de ondas sísmicas en la dirección del echado, no era la ideal para crear imágenes del subsuelo y satisfacer los objetivos de los geólogos y geofísicos de la compañía.

La compañía decidió utilizar la tecnología IsoMetrixm ya que permitía el muestreo simé-trico, isométrico, o equidistante, del campo de ondas en las direcciones inline y crossline, para efectuar el levantamiento en sentido paralelo al rumbo estructural. Además, la compañía adqui-rió una faja más pequeña de datos sísmicos en la dirección del echado estructural predominante, lo que permitiría la comparación y la validación de la integridad de la registración en la dirección del rumbo.

Los datos se adquirieron utilizando diez cables sísmicos marinos de 8 km [5 mi] de largo con un espaciamiento de 100 m, uno respecto del otro. Los cables sísmicos fueron remolcados a una pro-fundidad de 18 m [59 pies] para minimizar el ruido producido por las corrientes variables y las inclemencias climáticas durante la campaña de prospección.

Después de la adquisición sísmica, los datos fueron pre-procesados y luego se calculó el campo de ondas 3D completo utilizando simultá-neamente los procesos de interpolación y elimina-ción de las reflexiones fantasmas por medio del método GMP. A continuación, para cada registro, se representó el campo de ondas de presión ascen-dentes (ondas P) en una cuadrícula de 6,25 m por 6,25 m, para el procesamiento subsiguiente y la creación de imágenes.

Los datos demostraron ser de alta calidad. Por ejemplo, un mapa de la superficie del fondo marino mostró la presencia de bancos de arena similares a los observados en los datos batimétri-cos obtenidos con una ecosonda multi-haz de alta resolución (Figura 5).

Figura 4. Opciones en materia de adquisición sísmica. El levantamiento fue restringido por la presencia de un área sin acceso en su límite oeste. Los geofísicos de la compañía consideraron dos opciones para la adquisición de datos sísmicos. En la primera opción (izquierda), la embarcación de adquisición sísmica navegaría en el área principal del levantamiento en la dirección del echado y posteriormente se reconfigurarían los cables sísmicos para navegar en el área de relleno del levantamiento, adyacente al límite de la zona sin acceso, en la dirección del rumbo. En la segunda opción (derecha), el área completa del levantamiento se registraría navegando en la dirección del rumbo geológico y sería paralela al límite de la zona sin acceso. La compañía escogió la segunda opción y optó por utilizar la tecnología IsoMetrix, que permite la reconstrucción del campo de ondas igualmente muestreado en ambas direcciones, inline y crossline, para adquirir los datos.

Duración estimada del levantamiento:Escenario 1 = 2 x Escenario 2

˜ 50 km

Área sin acceso

˜ 50 km

Área sin acceso

Área completa

del levantamiento

˜ 16 km

5 km˜ 16 km

5 km

Área de relleno del levantamiento

Escenario 1 Escenario 2Área entera del levantamientoRegistración N–S10 cables sísmicos marinos de 8 000 m de largo, remolcados con una separación de 100 m, uno respecto del otroDurante el procesamiento sísmico, los datos derivados del cable sísmico son procesados y representados en una cuadrícula de 6,25m x 6,25 m de 8 000 m de largo por 950 m de ancho

Área principal del levantamientoRegistración E–O10 cables sísmicos marinos de 8 000 m de largo, remolcados con una separación de 100 m, uno respecto del otroÁrea de relleno del levantamientoRegistración N–S10 cables sísmicos marinos de 8 000 m de largo, remolcados con una separación de 50 m, uno respecto del otro

Rumbo

Echado

Área principal

del levantamiento

Zona de la

falla principal

Rumbo

Echado

Volumen 28, no.2 9

Tras comparar el conjunto de datos adquiri-dos en la dirección del rumbo con el adquirido en la dirección del echado, los geofísicos considera-ron que los conjuntos de datos eran similares

(Figura 6). El muestreo espacial fino del campo de ondas en las direcciones inline y crossline, obte-nido con la tecnología IsoMetrix, posibilitó que la compañía alcanzara sus objetivos geológicos y

geofísicos y lograra una adquisición sísmica ope-racionalmente eficiente.

Además de eliminar las restricciones asocia-das con los diseños de adquisición de los levanta-mientos sísmicos, la estimación uniforme del campo de ondas derivado de los datos en las direc-ciones inline y crossline facilita el incremento de la resolución espacial y del ancho de banda reque-rido para la compensación por las distorsiones causadas por las capas someras de los estratos de sobrecarga, y para la nitidez de las imágenes de los objetivos más profundos. Este mejoramiento de la resolución y del ancho de banda ayudó a reducir la incertidumbre de la información sísmica mediante los prospectos de perforación del operador.

Banda ancha en 3DLos descubrimientos de petróleo realizados en tres localizaciones del suroeste del Mar de Barents han despertado gran interés en la explo-ración de la región. Los descubrimientos ubica-dos en el área marina del norte de Noruega, en el área prospectiva de Gohta (2013) y en el área prospectiva de Alta (2014), corresponden a Lundin Norway AS; y los del área prospectiva de Wisting Central (2013) corresponden a OMV (Norge) AS. Los descubrimientos de Gohta y Alta se encuen-tran al oeste del alto de Loppa, un bloque de falla inclinado de aproximadamente 150 km [90 mi] de largo por 100 km [60 mi] de ancho, que ha sido afectado por una serie de eventos acaecidos en el Océano Atlántico Norte, entre los que se encuen-tran los siguientes:• El rifting del Paleozoico• La apertura del océano Atlántico Norte y de los

mares de Groenlandia y Noruega en el Mesozoico• La glaciación Cuaternaria.

Figura 5. Rasgos del fondo marino. Los datos batimétricos (izquierda) fueron adquiridos utilizando una ecosonda multihaz; las flechas negras indican rasgos tales como dunas de arena, rasgos con forma de frentes de ondas, montículos y estructuras de tipo marcas de cavidad presentes en el fondo marino. Un mapa de la superficie del fondo marino (derecha) generado a partir de los datos sísmicos, que fueron adquiridos con la tecnología IsoMetrix, mostró rasgos similares.

5 km

Tendido de 10 × 100 mAsignación de celdas de 6,25 × 6,25 m

Datos batimétricos obtenidos con la tecnología IsoMetrix

5 km

Muestreo de 5 x 5 m

Datos batimétricos obtenidos con la ecosonda multihaz

Figura 6. Comparación de las direcciones de adquisición sísmica. Ambas secciones sísmicas (izquierda y derecha) corresponden a idénticas localizaciones pero se generaron a partir de direcciones de adquisición de datos perpendiculares. La sección de la izquierda corresponde a la faja de control adquirida en la dirección del echado, o dirección crossline, y apilada en la dirección del rumbo o dirección inline. La sección de la derecha corresponde al volumen de producción y se adquirió en la dirección del rumbo pero se apiló en la dirección del echado. Salvo por ciertas diferencias sutiles, las secciones muestran resultados similares e indican que la tecnología IsoMetrix proporciona datos de calidad similar sin importar la dirección de adquisición de los datos. Los óvalos magenta indican las estructuras, o rasgos, que aparecen diferentes entre sí como resultado de la adquisición de los datos en la dirección del rumbo en lugar de la dirección del echado.

5 s

1 s

18 km 18 km

5 s

1 s

Registración en la dirección del echado,apilamiento en la dirección inline

Registración en la dirección del rumbo,apilamiento en la dirección crossline

Volumen de producciónFaja de control

10 Oilfield Review

La embarcación sísmica Western Trident de WesternGeco ejecutó el levantamiento de la dorsal de Loppa este en el año 2014. El levantamiento, que cubrió una superficie de 4 777 km2 [1 844 mi2], forma parte del programa Multicliente para el Mar de Barents de Schlumberger. El programa utilizó la tecnología IsoMetrix para registrar datos con un amplio ancho de banda espacial; el campo de ondas registrado contiene el detalle de alta resolución necesario para representar con exactitud la geología del subsuelo.

En los levantamientos sísmicos 3D convencio-nales, un objetivo común es efectuar levantamien-tos de banda ancha de alta resolución y ancho de banda temporal (tiempo de viaje). El levanta-miento de banda ancha ideal posee una amplia

banda, o rango, de frecuencias y se efectúa con una alta velocidad de muestreo. El objetivo prin-cipal de la maximización del ancho de banda temporal es maximizar la resolución en profundi-dad para obtener imágenes de las capas delgadas y las fallas pequeñas.

La geología se comprende mejor por medio de observaciones en tres dimensiones, para lo cual se requiere la maximización del ancho de banda espa-cial en todas las direcciones. En el dominio espa-cial, el número de onda (k) es la frecuencia espacial, o el número de longitudes de ondas —longitudes de ciclos de ondas— λ por unidad de distancia. El número de onda es análogo a la fre-cuencia (f) temporal o el número de períodos de ondas —tiempos de ciclos de ondas— T por

unidad de tiempo. El número de onda en el domi-nio del espacio y la frecuencia en el dominio del tiempo se relacionan a través de la velocidad de fase (vp), que equivale a la longitud de onda divi-dido por el período (vp = λ /T), la frecuencia divi-dida por el número de onda (vp = f/k) o la longitud de onda multiplicada por la frecuencia (vp = λ × f ).8 En consecuencia, para la creación de imágenes sísmicas 3D de la geología, la noción de banda ancha debe ser expandida para incluir la resolución y el ancho de banda espacial 3D.

El levantamiento de la dorsal de Loppa este fue ejecutado utilizando 12 cables sísmicos marinos de 7 km [4,3 mi] de largo, separados entre sí por una distancia de 75 m y remolcados a una profun-didad constante de 25 m [82 pies]. Después de la

Figura 7. Sistema de fallas. Este corte de tiempo sísmico (izquierda) a 1 100 ms es un corte a través del alto de Loppa; el atributo sísmico se muestra para enfatizar la varianza de la reflectividad sísmica; las áreas de valores de varianza altos varían en color de negro a rojo y amarillo. Tres sistemas de fallas principales, que aparecen como áreas de alta varianza, afectaron el alto de Loppa. El complejo de fallas de Asterias de rumbo O–E cruza la estructura de Loppa al sur; la porción meridional del complejo de fallas de Hoop de rumbo SO–NE atraviesa el área y forma el estrecho graben del alto de Loppa y el complejo de fallas de Bjornoyrenna separa el alto de Loppa de la cuenca de Bjornoya (no mostrada aquí) al oeste. Las secciones A y B (extremo superior e inferior derechos) muestran los grábenes asociados con los sistemas de fallas. La porción norte de la estructura de Loppa se encuentra en el centro de la sección A. La sección B muestra, al norte, las estructuras de grábenes asociadas con el complejo de fallas de Hoop y al sur las asociadas con el complejo de fallas de Asterias, que separa el alto de Loppa de la cuenca de Hammerfest.

Varianza

Baja Alta

Amplitud de las reflexiones

– 0 +

O

A

B

A

B

E

N S

5,0 s

0,5 s

0,5 s

5,0 s

Complejo de fallasde Bjornoyrenna

Complejo de fallasde Asterias

Alto de Loppa

Complejo defallas de Hoop

Complejo de fallasde Bjornoyrenna

Complejo defallas de Asterias

Complejo defallas de Hoop

Volumen 28, no.2 11

adquisición sísmica, los conjuntos de datos fueron pre-procesados y luego se removieron simultánea-mente en 3D el desdoblamiento espacial hacia las bajas frecuencias y el efecto fantasma de los receptores por medio del método GMP.

La geología tectónica, estratigráfica y de los sis-temas petroleros de la región suroccidental del mar de Barents es compleja.9 El marco estructural es el resultado de diversos eventos tectónicos que

establecieron un denso mosaico de sistemas de fallas (Figura 7). El área del alto de Loppa contiene tres complejos de fallas principales.10 El complejo de fallas de Asterias forma el límite sur, que separa el alto de Loppa de la cuenca de Hammerfest al sur. La porción sur del complejo de fallas de Hoop tiene rumbo SO–NE y atraviesa transversalmente la estructura de Loppa como un graben estrecho. El complejo de fallas de Bjørnøyrenna separa el

alto de Loppa de la cuenca de Bjørnøya al oeste. Las imágenes sísmicas de banda ancha permiten delinear las distribuciones de las fallas y estable-cer el marco estructural regional dentro del área del levantamiento de la dorsal de Loppa este. El marco estructural incide en los sistemas petro-leros locales.

Los descubrimientos de petróleo de Gohta y Alta corresponden a los yacimientos localizados en los carbonatos del grupo Gipsdalen, que fue-ron depositados en ambientes marinos someros cálidos durante el período Carbonífero Tardío a Pérmico y que, desde entonces, fueron alterados por procesos de dolomitización y carstificación (Figura 8).11 Entre los elementos adicionales de los sistemas petroleros del área del alto de Loppa se encuentran las áreas prospectivas en las are-niscas de edad Triásico, las rocas generadoras (rocas madre) en los sedimentos de synrift y pos-trift de edad Carbonífero y en los sedimentos de edad Pérmico y Triásico, y los sellos formados por las lutitas de edad Triásico y Cretácico.12 El con-junto de datos sísmicos de banda ancha corres-pondientes a la dorsal Loppa este ofrece una oportunidad para la interpretación detallada de la compleja geología del área del alto de Loppa.

8. En este contexto, el término “fase” se refiere a una onda monofrecuencia de un tren de ondas. La fase puede ser de una onda compresional (P), de una onda de corte (S), de otras ondas o de las reflexiones y refacciones asociadas con las mismas; la velocidad de la onda es la velocidad de fase.

9. Henriksen E, Ryseth AE, Larssen GB, Heide T, Ronning K, Sollid K y Stoupakova AV: “Tectonostratigraphy of the Greater Barents Sea: Implications for Petroleum Systems,” en Spencer AM, Embry AF, Gautier DL, Stoupakova AV y Sorensen K (eds): Arctic Petroleum Geology. Londres: The Geological Society, Memoria 35 (9 de agosto de 2011): 163–195.

Gernigon L, Bronner M, Roberts D, Olesen O, Nasuti A y Yamasaki T: “Crustal and Basin Evolution of the Southwestern Barents Sea: From Caledonian Orogeny to Continental Breakup,” Tectonics 33, no. 4 (Abril de 2014):347–373.

10. Gabrielsen RH, Farseth RB, Jensen LN, Kalheim JE y Riis F: “Structural Elements of the Norwegian Continental Shelf. Part I: The Barents Sea Region,” Stavanger, Noruega: Dirección Noruega de Petróleo, Boletín NPD no. 6, mayo de 1990.

11. Para obtener más información sobre el Grupo Gipsdalen, consulte: Larssen GB, Elvebakk G, Henriksen LB, Kristensen S-E, Nilsson I, Samuelsberg TJ, Svana TA, Stemmerik L y Worsley D: Upper Paleozoic Lithostratigraphy of the Southern Norwegian Barents Sea. Stavanger, Noruega: Dirección Noruega de Petróleo (2002).

“Barents Sea—Carboniferous to Permian Plays,” Dirección Noruega de Petróleo, http://www.npd.no/ en/Topics/Geology/Geological-plays/Barents-Sea/Carboniferous-to-Permian/ (Se accedió el 29 de agosto de 2015).

12. Para obtener más información sobre los sistemas petroleros, consulte: Al-Hajeri MM, Al Saeed M, Derks J, Fuchs T, Hantschel T, Kauerauf A, Neumaier M, Schenk O, Swientek O, Tessen N, Welte D, Wygrala B, Kornpihl D y Peters K: “Modelado de cuencas y sistemas petroleros,” Oilfield Review 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 16–33.

Figura 8. Sección sísmica regional Loppa este. La sección sísmica (extremo superior) abarca desde la Dorsal de Loppa al oeste hasta la cuenca de Ottar al este. La interpretación (extremo inferior) es una sección balanceada, que se modeló utilizando la herramienta de restauración y modelado directo Dynel 2D. Esta sección muestra la depositación de sedimentos correspondientes a las etapas de rifting extensional, synrift y postrift durante el período Carbonífero. Durante el Carbonífero Tardío al Pérmico, se desarrolló una plataforma carbonatada y se depositaron evaporitas. Durante el Triásico Inferior a Medio, se produjo el levantamiento y la inclinación del alto de Loppa, la carstificación de los carbonatos y la sedimentación de las lutitas. Los períodos Triásico Superior y Jurásico se caracterizaron por las altas tasas de sedimentación de rocas clásticas y el desarrollo de planicies de inundación a partir de ríos y deltas. El fenómeno de rifting se reiteró durante el Jurásico Superior al Cretácico Inferior; la discordancia de la base del Cretácico (BCU) define la transición de la sedimentación synrift a sedimentación postrift. Finalmente, por encima de la BCU y hasta el fondo marino existen sedimentos terciarios presentes.

Amplitud de las reflexiones

– 0 +

BCU

Triásico Superior-Jurásico

Evaporitas

Terciario

Fondo marino

Triásico Inferior-Medio

Etapa de postrift Carbonífero

Etapa de synrift Carbonífero

Carbonatos de edad CarboníferoTardío a Pérmico

Basamentopre-carbonífero

5,0 s

0,5 sO E

5 km

12 Oilfield Review

Los carbonatos de edad Paleozoico Superior constituyen el nivel estratigráfico más promisorio para la exploración del alto de Loppa (Figura 9). Los datos sísmicos de banda ancha facilitan el mapeo, el análisis y la interpretación detallados de la morfología de los carbonatos, que exhiben dorsales poligonales características de las plata-formas carbonatadas modernas.

El petróleo descubierto en la formación Snadd de edad Triásico Superior corresponde a localiza-ciones con baja calidad de yacimiento. Dentro de la formación Snadd, los datos sísmicos de banda ancha revelan el sistema fluvial y asisten en el mapeo automatizado, lo que debería reducir la incertidumbre asociada con la localización de are-nas de mejor calidad de yacimiento. Los datos muestran una geología fluvial y de planicies de

inundación compleja e indican que el sistema de canales se asocia con el desarrollo de planicies de inundación (Figura 10).13 Además, revelan una diversidad de rasgos fluviales, que incluyen siste-mas de barras de meandro, complejos de relleno de canal agrupados y cuerpos de areniscas con canales de geometría acintada; los canales de geo-metría acintada se encuentran ubicados a profun-didades de más de 1 000 m [3 280 pies] y se estima que su ancho es inferior a 100 m.

El levantamiento de la dorsal de Loppa este demuestra la capacidad de creación de imágenes que implica la adquisición de datos sísmicos de banda ancha en 3D verdadero. La alta resolución espacial en todas las direcciones facilita y mejora la generación de imágenes de estructuras de geo-logía 3D compleja, tales como las redes de fallas,

los complejos de canales fluviales anastomosados y la depositación y carstificación de plataformas carbonatadas. El mayor detalle que ofrecen las imágenes de banda ancha mejora la comprensión de la geología de los sistemas petroleros y la dis-criminación de las litologías y las propiedades de las rocas.

Inversión de forma de onda completaLos geofísicos utilizan el método de inversión de forma de onda completa (FWI) para calcular las velocidades de las ondas sísmicas horizontales y verticales de la geología comprendida entre la superficie y los objetivos de interés. El resultado es una imagen de velocidades en profundidad que revela la información estructural y deposita-cional buscada.

13. Para obtener más información sobre la formación Snadd, consulte: Klausen TG, Ryseth AE, Helland-Hansen W, Gawthorpe R y Laursen I: “Regional Development and Sequence Stratigraphy of the Middle to Late Triassic Snadd Formation, Norwegian Barents Sea,” Marine and Petroleum Geology 62 (Abril de 2015): 102–122.

14. Houbiers M, Wiarda E, Mispel J, Nikolenko D, Vigh D, Knudsen B-E, Thompson M y Hill D: “3D Full-Waveform Inversion at Mariner—A Shallow North Sea Reservoir,” Resúmenes Expandidos, 82a Reunión y Exhibición Internacional Anual de la SEG, Las Vegas, Nevada, EUA (4 al 9 de noviembre de 2012).

Houbiers M, Mispel J, Knudsen BE y Amundsen L: “FWI with OBC Data from the Mariner Field, UK— The Impact on Mapping Sands at Reservoir Level,” artículo We 11 05, presentado en la 75a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Londres, 10 al 13 de junio de 2013.

Ostmo S, McFadzean P, Silcock S, Spjuth C, Sundvor E, Letki LP y Clark D: “Improved Reservoir Characterisation by Multisensor Towed Streamer Seismic Data at the Mariner Field,” artículo We P03 12, presentado en la 76a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Ámsterdam, 16 al 19 de junio de 2014.

15. Özbek et al, referencia 5.16. La migración es un paso del procesamiento sísmico

en el que las reflexiones en los datos sísmicos se desplazan a sus localizaciones correctas. La migración en el dominio del tiempo ubica las reflexiones en el tiempo de viaje doble (ida y vuelta); es decir, desde la superficie hasta el reflector y de regreso a la superficie, como queda determinado a lo largo del rayo de la imagen. La migración en el dominio de la profundidad ubica los reflectores en la profundidad. Matemáticamente, la migración se efectúa por medio de diversas soluciones de la ecuación de ondas, que describen el pasaje de las

ondas sísmicas a través de las rocas. La migración de Kirchhoff es una aproximación basada en el trazado de rayos que se fundamenta en la solución integral de la ecuación de ondas derivada por el físico alemán del siglo XIX Gustav Kirchhoff.

Para obtener más información sobre la migración sísmica y la generación de imágenes, consulte: Albertin U, Kapoor J, Randall R, Smith M, Brown G, Soufleris C, Whitfield P, Dewey F, Farnsworth J, Grubitz G y Kemme M: “La era de las imágenes en escala de profundidad,” Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 2–17.

17. Østmo et al, referencia 14.18. Gupta S, Cunnell C, Cooke A y Zarkhidze A:

“High-Resolution Model Building and Imaging Workflow Using Multimeasurement Towed Streamer Data: North Sea Case Study,” Resúmenes Expandidos, 85a Reunión y Exhibición Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns (18 al 23 de octubre de 2015): 1049–1053.

Figura 9. Yacimiento carbonatado. El horizonte de tiempo sísmico de la superficie superior del grupo Gipsdalen de edad Carbonífero Tardío a Pérmico se muestra como vista en plano (izquierda) y como vista en perspectiva (derecha). Estas vistas muestran un atributo sísmico que enfatiza los bordes de la superficie. La superficie en ambas vistas exhibe dorsales poligonales que son reminiscencias de los sistemas de arrecifes oceánicos poligonales observados en los ambientes modernos de plataformas carbonatadas (inserto).

Volumen 28, no.2 13

La migración tradicional genera una imagen del subsuelo a través del reposicionamiento o el desplazamiento de los puntos de reflexión en los datos sísmicos a sus localizaciones correctas en el espacio 3D. Un modelo de velocidad casi siem-pre constituye un dato de entrada para la migra-ción; un modelo de velocidad refinado puede ser un subproducto de la migración.

A diferencia de la migración convencional, la inversión FWI es un método de construcción de un modelo de velocidad que busca reproducir el campo de ondas registrado completo, generado a medida que las ondas sísmicas viajan a través de la Tierra y encuentran cambios en las propieda-des de la geología del subsuelo. El punto de par-tida para el método FWI es un modelo aproximado de velocidades. Los geofísicos utilizan este modelo de velocidades para simular el campo de ondas registrado. Luego sustraen el campo de ondas simulado del campo de ondas observado para obtener el campo de ondas residual. El campo de ondas residual se propaga luego hacia atrás —se extrapola hacia abajo en el espacio o hacia atrás en el tiempo— a través del modelo de velocidad para obtener un conjunto de datos de gradientes de velocidad. Estos gradientes informan dónde se deben incrementar o reducir las velocidades pero no cuánto. Para calcular una actualización del modelo de velocidad, los gradientes se multipli-can por un incremento de longitud, el cual escala los gradientes. Las actualizaciones del modelo de velocidad se agregan al modelo de velocidad vigente para generar un nuevo modelo de veloci-dad y el proceso se reitera. Las iteraciones conti-núan hasta que el campo de ondas residual es aceptablemente pequeño, lo que significa que el campo de ondas modelado se aproxima considera-blemente al campo de ondas observado. El modelo final de velocidades sísmicas puede ser utilizado como dato de entrada para el proceso de migración a los efectos de crear una imagen que represente mejor las características de las rocas del subsuelo o puede ser utilizado directamente para interpretar las propiedades de las rocas y los fluidos.

Esta técnica fue utilizada en el campo Mariner descubierto en 1981 y ubicado a unos 150 km [93 mi] al este de las Islas Shetland, en la plataforma continental del Reino Unido en el Mar del Norte. El campo, compuesto por dos yacimientos, se encuentra en la fase de desarrollo a cargo de la compañía operadora Statoil UK Limited con sus socios JX Nippon Exploration and Production (UK) Limited y Dyas UK Limited. El yacimiento somero contiene petróleo pesado de 12,1 ºAPI y se encuen-tra a aproximadamente 1 200 m [3 940 pies] debajo del nivel del mar en las arenas del miembro Heimdal

de la formación Lista de edad Paleoceno Medio a Tardío, compuesta principalmente por lutitas. El yacimiento más profundo alojado en el miembro de areniscas Maureen contiene petróleo pesado de 14,2 ºAPI y se encuentra en la base de la formación Våle del Paleoceno Temprano a profundidades osci-lantes entre 1 400 y 1 500 m [4 590 y 4 920 pies] bajo el nivel del mar.

El campo Mariner presenta diversos desafíos para la creación de imágenes sísmicas.14 Los estra-tos de sobrecarga someros que yacen por encima de los yacimientos contienen arenas de canal con velocidades sísmicas más altas que las de las uni-dades geológicas adyacentes. Estas arenas pueden ser mapeadas fácilmente, pero su presencia pro-duce distorsiones en las imágenes de las zonas prospectivas que se encuentran por debajo. Por ejemplo, las arenas de canal someras de alta velo-cidad producen abombamientos, o altos estructu-rales aparentes, en los reflectores infrayacentes. Las arenas del yacimiento Heimdal consisten en arenas de canal complejas e inyectitas o intrusio-nes de arena. La generación de imágenes de estas arenas es dificultosa debido a su bajo contraste de impedancia con las lutitas que las hospedan. Las areniscas del campo Maureen contienen capas de calcita y fallas de pequeña escala que son impor-tantes para desarrollar la producción pero se encuentran por debajo de las capacidades de detección de las técnicas sísmicas tradicionales. Los desafíos que presentan los yacimientos en cuanto a la creación de imágenes pueden ser mitigados con las técnicas de procesamiento de forma de onda completa que permiten la elimina-ción de las distorsiones causadas por las arenas del canal de alta velocidad de los estratos de sobrecarga someros.

En el año 2012, el operador efectuó un levan-tamiento sísmico de banda ancha en el campo Mariner utilizando la tecnología IsoMetrix de WesternGeco. Los datos del levantamiento fueron adquiridos utilizando ocho cables sísmicos mari-nos de 3 km [1,9 mi] de largo cada uno, separados entre sí por una distancia de 75 m, y remolcados a una profundidad constante de 18 m. Después de la adquisición sísmica, los datos fueron pre-condi-cionados y luego se los interpoló y se les removió el efecto fantasma simultáneamente utilizando el método GMP. El campo de ondas de presión ascen-dentes se representó posteriormente en una cua-drícula de 6,25 m por 6,25 m para el procesamiento subsiguiente y la creación de imágenes.15

La inspección inicial del conjunto de datos demostró que era más rico en altas frecuencias que dos conjuntos de datos sísmicos 3D conven-cionales y más rico en bajas frecuencias que un

levantamiento previo con cables de fondo marino (OBC). Ambas cualidades son importantes para resolver las velocidades y la geología del subsuelo mediante la inversión de los datos sísmicos. Las altas frecuencias permiten la resolución de las velocida-des relativas entre detalles estratigráficos y estruc-turales pequeños. Las bajas frecuencias facilitan la determinación de las velocidades absolutas, que se calibran en función de los datos de pozo.

Los datos fueron sometidos a un procesa-miento por vía rápida, utilizando la migración en tiempo antes del apilamiento, lo que demostró que podían generarse imágenes más confiables de las arenas del miembro Heimdal utilizando los datos de banda ancha que los datos previos.16 Los geo-científicos de la compañía operadora lograron establecer la relación entre los reflectores sísmi-cos y los horizontes geológicos con mayor confia-bilidad.17 Incentivados por estos resultados, los geofísicos de WesternGeco aplicaron el método FWI al conjunto de datos de banda ancha.18

Figura 10. Canales de planicies de inundación. Este corte de tiempo sísmico a 1 100 ms corresponde a la profundidad de la formación Snadd de edad Triásico Superior y muestra la varianza de la reflectividad. Los rasgos lineales y curvilíneos oscuros son fallas. Los rasgos sinuosos y entrelazados de color gris más claro son redes de canales fluviales que atraviesan una planicie de inundación.

Varianza

Baja Alta

14 Oilfield Review

El punto de partida para el método FWI es un modelo de velocidad (Figura 11). Los geofísicos comenzaron con un modelo simple, utilizando las velocidades sísmicas interpretadas de los regis-tros sónicos de los pozos del área del campo Mariner, que luego se interpolaron lateralmente entre los pozos a lo largo de las capas limitadas por horizontes geológicos conocidos. Sobre la base de los estudios de procesamiento previos, se asumió que las formaciones de sobrecarga eran anisotrópicas. Inicialmente, se consideró que los parámetros de anisotropía de las ondas P, épsilon (ε) y delta (δ), exhibían un incremento lineal desde el fondo marino hasta la discordancia de la base del Cretácico, pero estos parámetros se actualizaron subsiguientemente utilizando un paso de inversión de parámetros múltiples en el flujo de trabajo del proceso FWI.19

Los geofísicos querían saber si los resultados del proceso FWI aislarían las velocidades existen-tes en las arenas de canal someras de sobrecarga. A modo de prueba, uno de los canales conocidos delineados a partir de los datos sísmicos 3D con-vencionales se insertó en el modelo de velocidad inicial y se le asignó una velocidad más alta que la de sus unidades hospedadoras. Si resultaba

exitoso, el método FWI resolvería las velocidades de este canal de control pero también identifica-ría otros canales del área.

Para la compensación por las imprecisiones de velocidad introducidas por la interpolación, los geofísicos aplicaron una iteración de la tomo-grafía de puntos comunes de la imagen (CIP) al modelo de velocidad interpolado. La tomografía de puntos comunes de la imagen es un método iterativo de inversión de las velocidades sísmicas que utiliza las reflexiones sísmicas. Durante una iteración, la magnitud de curvatura residual (residual moveout) —variación con la profundi-dad— a lo largo de las reflexiones en las colec-ciones de trazas CIP migradas en profundidad antes del apilamiento (PSDM) se utiliza para determinar los ajustes del modelo de velocidad con el fin de lograr un mejor enfoque de la ver-sión subsiguiente de la imagen PSDM.20 Después de una iteración de la tomografía CIP, el modelo de velocidad fue suavizado para su inclusión en el proceso FWI.

A continuación, los geofísicos implementaron el proceso FWI, que a partir del modelo inicial de velocidades del subsuelo, modela iterativamente el campo de ondas sísmicas observado y ajusta las velocidades del modelo del subsuelo hasta lograr un ajuste aceptable entre el campo de ondas mode-lado y el campo de ondas registrado.21 El campo de ondas observado era el campo de ondas P ascen-dentes que había sido aislado en una etapa inicial del procesamiento a partir del conjunto de datos de banda ancha. El criterio para converger en un ajuste aceptable entre el campo de ondas sintético y el campo de ondas observado consiste en minimi-zar una función de error de ajuste que cuantifica la diferencia entre los datos modelados y los datos medidos. Para asegurar que el proceso FWI con-verja en un mínimo global, o verdadero, en vez de converger en un mínimo localizado, los geofísicos aplican el método FWI en etapas. Primero, hallan un ajuste aceptable del campo de ondas de baja frecuencia. Luego, agregan y ajustan a sucesivas bandas de mayor frecuencia hasta que existe una concordancia aceptable de la totalidad del espec-tro de frecuencia del campo de onda. Este proce-dimiento FWI secuencial estabiliza el algoritmo de inversión y asegura que el proceso converja en un mínimo global.22

La aplicación del procedimiento FWI al con-junto de datos de banda ancha recolectados en el campo Mariner demostró que un conjunto de datos sísmicos adquirido con la tecnología IsoMetrix puede ser invertido para generar un modelo de velocidades sísmicas geológicamente relevantes que pueda incrementar la nitidez de las imáge-nes sísmicas. Después del procesamiento FWI, el

modelo de velocidad se incluyó en dos algoritmos de migración en profundidad antes del apila-miento: el algoritmo de migración en profundi-dad de Kirchhoff (KDM) para la comparación directa con los volúmenes de datos convenciona-les y un algoritmo de migración en tiempo reversa (RTM) de alta frecuencia implementado directa-mente en el dominio de registración natural des-pués del GMP.23 El modelo de velocidad derivado con el proceso FWI mejoró la imagen del canal de control encastrado en los estratos de sobrecarga del modelo de velocidad inicial y resaltó otros canales adicionales (Figura 12).

Las velocidades en las capas someras se vol-vieron definidas con mayor claridad y, por debajo de éstas, las zonas de interés del yacimiento se tornaron menos distorsionadas. Los cortes trans-versales a través del volumen de la imagen KDM mostraron que las velocidades derivadas con el proceso FWI marcaron una diferencia demostrable en la definición y el posicionamiento de las forma-ciones de los estratos de sobrecarga, en tanto que el volumen de la imagen RTM proporcionó la mejor resolución y diferenciación, en términos de la

19. La discordancia de la base del Cretácico es el término aplicado a una superficie de fuerte reflexión sísmica mapeable a lo largo de gran parte de la plataforma continental del Mar del Norte. El reflector es una discordancia que se encuentra ubicada cerca de la base de las rocas de edad Cretácico y separa los sedimentos depositados antes de la etapa de rifting del Mar del Norte de los sedimentos depositados después de la etapa de rifting.

Anisotropía es la variación de una propiedad física, tal como la velocidad de ondas P o S, con la dirección de su medición. Para obtener más información sobre la anisotropía elástica, consulte: Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmeroy C, Miller D, 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.

Épsilon (ε) y delta (δ) son los parámetros de las ondas P que describen la isotropía transversal vertical. Épsilon es el parámetro de anisotropía de las ondas P y equivale a la mitad de la diferencia de los cuadrados de las velocidades de las ondas P horizontales y verticales dividida por la velocidad de las ondas P verticales al cuadrado. Delta describe la anisotropía de la velocidad de las ondas P casi verticales y la diferencia entre la velocidad vertical y la velocidad para sobretiempos normales con desplazamientos (distancias) pequeños de las ondas P. Para obtener más información sobre los parámetros de anisotropía sísmica, consulte: Thomsen L: “Weak Elastic Anisotropy,” Geophysics 51, no. 10 (Octubre de 1986): 1954–1966.

20. Para obtener más información sobre la tomografía CIP, consulte: Woodward M, Nichols D, Zdraveva O, Whitfield P y Johns T: “A Decade of Tomography,” Geophysics 73, no. 5 (Septiembre–octubre de 2008): VE5–VE11.

21. Vigh D, Starr EW y Kapoor J: “Developing Earth Models with Full Waveform Inversion,” The Leading Edge 28, no. 4 (Abril de 2009): 432–435.

22. Para obtener más información sobre el proceso de inversión sísmica muti-escala, consulte: Bunks C, Saleck FM, Zaleski S y Chavent G: “Multiscale Seismic Waveform Inversion,” Geophysics 60, no. 5 (Septiembre–octubre de 1995): 1457–1473.

23. Referencia 16.

Figura 11. Flujo de trabajo para el proceso de inversión de forma de onda completa.

Iteraciones FWI finales de alta frecuencia paramejorar la resolución de las velocidades

Construir el modelo de velocidad inicial

Prueba de control para el proceso FWI:Insertar el canal conocido en el modelo de velocidad

Una iteración de la tomografía de puntos comunes de laimagen (CIP) para suavizar el modelo de velocidad

Iteraciones FWI de baja frecuencia utilizandola banda de frecuencia de 1,5 a 7 Hz con

una frecuencia pico de 2,5 Hz

Iteraciones FWI de frecuencia intermedia utilizandola banda de frecuencia de 1,5 a 13 Hz con

una frecuencia pico de 5 Hz

Una iteración de la tomografía CIP para refinar lasvelocidades en los intervalos más profundos del modelo

Proceso FWI de parámetros múltiples pararefinar los parámetros anisotrópicos

Volumen 28, no.2 15

Figura 12. Comparación de los modelos antes y después de la inversión de forma de onda completa (FWI). Ambas secciones sísmicas (extremo superior e inferior izquierdos) muestran la misma geología hasta una profundidad de 1 200 m [3 940 pies] bajo el nivel del mar. Los cortes o perfiles de profundidad son el resultado de la migración en profundidad de Kirchhoff (KDM); sobre los cortes se superpone el modelo de velocidad (colores) que se utilizó como dato de entrada para la migración KDM. El corte superior se obtuvo a partir de la migración KDM que utilizó el modelo de velocidad inicial. El canal de control se encuentra en la porción central superior y se le asignó una velocidad más alta que sus adyacencias. El corte inferior se obtuvo después de utilizar el resultado de las velocidades posterior al proceso FWI. El canal de control se encuentra mejor enfocado y las velocidades de los otros canales resultan evidentes. Las velocidades de las unidades de sobrecarga se han vuelto más definidas. Las imágenes de la derecha son cortes de profundidad a 158, 278 y 844 m [518, 912 y 2 770 pies] bajo el nivel del mar. En comparación con los resultados previos al procesamiento FWI, los rasgos geológicos (flechas amarillas) se han vuelto mejor definidos después del procesamiento FWI.

Antes del procesamiento FWI

Después del procesamiento FWI

2 250 m/s

1 700 m/s

2 025 m/s

1 625 m/s

2 025 m/s

2 225 m/s

2 250 m/s

1 700 m/s

2 025 m/s

1 625 m/s

2 025 m/s

2 225 m/s

2 500 m/s

1 500 m/s

2 500 m/s

1 500 m/s

Corte de profundidad, 158 m

Corte de profundidad, 278 m

Corte de profundidad, 844 m

Corte de profundidad, 158 m

Corte de profundidad, 278 m

Corte de profundidad, 844 m

16 Oilfield Review

Modelo KDM convencional

KDM utilizando el modelo FWI

RTM utilizando el modelo FWI

Concepto 1: areniscas depositacionales aisladas

1 500

1 600

1 700

1 800

1 900

2 000

2 100Arenisca Heimdal

Intrusión de flanco

Arenisca HeimdalTiem

po d

e vi

aje

dobl

e (id

a y

vuel

ta),

ms

Tiem

po d

e vi

aje

dobl

e (id

a y

vuel

ta),

ms Intrusiones de arenisca que cortan transversalmente

las fangolitas de las formaciones Balder y FriggAreniscas depositacionales aisladas en las fangolitas de la formación Frigg 1 500

1 600

1 700

1 800

1 900

2 000

2 100

Concepto 2: intrusiones de arenisca que cortan transversalmente las fangolitas

Arenisca Heimdal

Arenisca Heimdal

Arenisca Heimdal

Tope de la arenisca FriggTope de la arenisca Balder

Tope de la formación Sele Tope de la arenisca Heimdal

1 km1 km

Franja de intrusiones crestales

Traslapo transgresivo

Amplitud de las reflexiones

– 0 +

relación señal-ruido, de las inyectitas de la forma-ción Heimdal respecto de las lutitas de la forma-ción Lista del fondo (Figura 13).24

La tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix y la creación de imágenes con el método de inversión de forma de onda completa son tecnologías facilitadoras y complementarias para incrementar la precisión cualitativa y cuan-titativa de la información sísmica. La tecnología IsoMetrix permite la remoción del efecto

fantasma y la interpolación del campo de ondas registrado para generar registros sísmicos no desdoblados hacia las bajas frecuencias. A su vez,

Figura 14. Comparación de las imágenes obtenidas con las tecnologías de cables de fondo marino (OBC) e IsoMetrix. Ambas imágenes son secciones sísmicas de profundidad que se extienden hasta una profundidad de 1 700 m [5 600 pies] bajo el nivel del mar y muestran la misma geología extraída de conjuntos de datos que han sido procesados utilizando flujos de trabajo similares a través de la inversión FWI y la migración en profundidad antes del apilamiento; en cada caso, la superposición en color es el modelo de velocidad de ondas P que se obtiene después del procesamiento. Para el levantamiento OBC del año 2008 (izquierda), el procesamiento FWI se efectuó hasta una frecuencia pico de 10 Hz antes de la migración con el proceso KDM. Para el levantamiento del año 2012 con la tecnología IsoMetrix (derecha), el procesamiento FWI se efectuó hasta una frecuencia pico de 5 Hz, seguido por la migración con el método RTM de alta resolución. A pesar de ciertas diferencias entre los dos flujos de trabajo, ambos utilizaron una frecuencia pico de 2,5 Hz para las primeras actualizaciones de FWI. Después del procesamiento, el resultado del modelo de velocidad del levantamiento con la tecnología IsoMetrix posee una resolución en los estratos someros igual o mejor que el resultado del modelo del levantamiento OBC.

Levantamiento con cables de fondo marino

1,7 km

Levantamiento IsoMetrix

Figura 13. Resultados del modelado. Se observa una clara progresión del mejoramiento del modelo de velocidad convencional y la migración en profundidad de Kirchhoff (KDM, extremo superior) a la migración KDM revisada utilizando el modelo FWI (centro) y la migración en tiempo reversa (RTM) de alta resolución utilizando el modelo FWI (extremo inferior). Esta progresión demuestra el mejoramiento del proceso de creación de imágenes de los echados pronunciados y las características de la relación señal-ruido de la sección yacimiento, que diferencia los rasgos de tipo inyectitas, o intrusiones, de la formación Heimdal (círculos) de las lutitas de la formación Lista del fondo. El inserto muestra los esquemas conceptuales de cómo los cuerpos o intrusiones de areniscas podrían haber sido incorporados en las lutitas de la formación Lista por encima de la formación Heimdal. (Inserto adaptado de Huuse et al, referencia 24.)

24. Para obtener más información sobre las inyectitas, consulte: Braccini E, de Boer W, Hurst gA, Huuse M, Vigorito M y Templeton G: “Las inyectitas de arena,” Oilfield Review 20, no. 2 (Otoño de 2008): 34–49.

Huuse M, Cartwderecha J, Hurst A y Steinsland N: “Seismic Characterization of Large-Scale Sandstone Intrusions,” en Hurst A y Cartwderecha J (eds): Sand Injectites: Implications for Hydrocarbon Exploration and Production, Memoria 87 de la AAPG. Tulsa: AAPG (2007): 21–35.

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el método FWI proporciona velocidades geológi-camente relevantes a escalas que pueden ser uti-lizadas para enfocar los estratos de sobrecarga. En conjunto, estas técnicas permiten que los geofísicos generen imágenes más claras de los objetivos de los yacimientos (Figura 14).

Los avances en la secuencia de pasos involu-crados desde la adquisición de los datos sísmicos hasta la creación de las imágenes finales están ayudando a los operadores a caracterizar el

subsuelo más claramente. Las mediciones del campo de ondas de presión y sus gradientes utili-zando la tecnología IsoMetrix representan un desarrollo significativo en materia de adquisición de datos sísmicos marinos. El desarrollo de la regis-tración en círculos, la detonación simultánea de las fuentes y las configuraciones de fuentes y recepto-res de cobertura azimutal completa reflejan los avances introducidos en el diseño y la geometría de los levantamientos sísmicos marinos. La inversión

de forma de onda completa, en conjunto con la migración en tiempo reversa, está incrementando la capacidad de los geofísicos para desarrollar modelos de velocidad basados en datos. Las mejo-ras convergentes en los tres frentes —adquisición, diseño de levantamientos y procesamiento— pro-porcionan los medios para crear imágenes de estructuras geológicas complejas, pronosticar los riesgos de perforación e iluminar los objetivos de los yacimientos. —RCNH

de inversión de forma de onda completa y el servicio Seismic Guided Drilling*, a través de Medio Oriente y África Septentrional. Obtuvo una maestría en administración de empresas de la Escuela de Administración de la Universidad de Erasmus de Róterdam, en los Países Bajos.

Low Cheng Foo se desempeña como custodio de adquisición de datos geofísicos para PETRONAS Carigali Sdn Bhd en Kuala Lumpur, en donde está involucrado en proyectos de nuevas tecnologías, tales como la adquisición de datos sísmicos de banda ancha, multi-componentes, de cobertura azimutal múltiple y de cobertura azimutal completa. Cuenta con 35 años de experiencia en la compañía. Previamente, se desempeñó como jefe de adquisición sísmica después de trabajar como geofísico de adquisición y procesamiento de datos sísmicos. Ha estado involucrado en programas de adquisición sísmica terrestre, marina y de zonas de transición, en diversos países del Sudeste Asiático, Medio Oriente, Suriname y Cuba. Low posee una licenciatura (con mención honorífica) en física, con especialización en geofísica, de la Universidad de Ciencias de Malasia en Penang.

Malcolm Francis se desempeña como asesor y gerente de servicios de exploración del hemisferio oriental de Schlumberger para WesternGeco en Gatwick. Antes de desempeñar su rol actual, ocupó posiciones técnicas y directivas como jefe de geofísica para multi-clientes del Hemisferio Oriental, gerente global de geología e interpretación y gerente senior de soluciones de E&P. Previamente, durante su carrera profesional, Malcolm dirigió los departamentos de procesamiento e interpretación de datos especiales. Sus inicios en la industria petrolera se remontan al año 1980, en Western Geophysical, donde desarrolló actividades de investigación en un esfuerzo de colaboración con Saudi Aramco. Obtuvo una licencia-tura en geología de la Universidad de Manchester, en Inglaterra, y una maestría y un doctorado en geofísica del Imperial College de Londres. Malcolm es miembro de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, la SPE, la SEG, la Sociedad de Exploración Petrolera de Gran Bretaña, y miembro de la Sociedad Geológica de Londres.

Shruti Gupta se desempeña como geofísico de área para Schlumberger en Gatwick, Inglaterra, en donde provee soporte técnico para el procesamiento en el

Anatoly Aseev se encuentra basado en Moscú y se desempeñó como intérprete sísmico para los proyectos sísmicos multi-clientes de Schlumberger desde 2014 hasta 2016, enfocándose en el área de la Plataforma Continental Noruega. Comenzó su carrera profesional en el año 2006 como geólogo en Rosneft, en Krasnodar, Rusia, y trabajó en proyectos de exploración en la cuenca del Cáucaso Norte. Ingresó en Schlumberger PetroTechnical Services (PTS) en el año 2011 y se desempeñó como geólogo y luego como geólogo senior, trabajando en proyectos de exploración en las cuencas Timan-Pechora, Siberia Occidental, el Mar de Barents y el Mar Negro Occidental. Anatoly posee una maestría en geología del petróleo de la Universidad Federal del Cáucaso Norte en Stavropol, Rusia. Además, cursa el doctorado en geología regional en la Universidad Estatal Lomonosov de Moscú.

Sandeep Kumar Chandola se desempeña como custodio de geofísica en PETRONAS Carigali Sdn Bhd en Kuala Lumpur. Trabajó en Oil and Natural Gas Corporation, la compañía petrolera nacional de la India, durante más de 20 años antes de ingresar en Petronas Carigali en 2005. Su trabajo sirvió para sustentar el diseño de las geometrías de adquisición 3D y la introducción de nuevas tecnologías geofísicas en la compañía. Posee una maestría en física de la Universidad Hemvati Nandan Bahuguna Garhwal, en Sringar, Uttarakhand, India, y un diploma especial en geofísica del petróleo del Instituto Indio de Tecnología (IIT) Roorkee, en Uttarakhand. Es miembro de la SEG, la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros y la Sociedad de Geofísicos del Petróleo (India), Conferenciante Honorario de la SEG y conferenciante adjunto de la Universiti Teknologi PETRONAS, en Malasia. Sandeep es autor de más de 50 publicaciones y fue galardonado con el Premio a la Excelencia del Programa Nacional de Gestión de Petróleo del gobierno de India.

Chris Cunnell dirige las ventas técnicas y el mercadeo de la tecnología IsoMetrix* para WesternGeco en Gatwick, Inglaterra. Chris, que cuenta con más de 20 años de experiencia en geofísica, ingresó en Schlumberger en 1997 y ocupó posiciones gerenciales técnicas, de servicios y de mercadeo en el Reino Unido, EUA y Egipto. Antes de incorporarse en el equipo a cargo de la tecnología IsoMetrix, Chris residió en El Cairo y dirigió los servicios avanzados de generación de imágenes, incluyendo el método

dominio del tiempo y en el dominio de la profundidad de datos sísmicos marinos y datos adquiridos con cables de fondo marino (OBC). Shruti, que cuenta con más de siete años de experiencia en la industria del petróleo y el gas, comenzó su carrera profesional en Schlumberger como geofísico de campo en una brigada de adquisición de datos sísmicos en tierra firme y en zonas de transición en Egipto. Posteriormente, trabajó con el grupo de generación de imágenes en profundidad en Houston. Posee una maestría en geología aplicada del IIT Kharagpur, en Bengala Occidental.

Michelle Tham se desempeña como gerente de soporte técnico para WesternGeco en la región del Pacífico Asiático y además como gerente de carreras profesionales de disciplinas petrotécnicas para la región de Asia de Schlumberger y reside en Kuala Lumpur. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en Calgary y trabajó en EUA, Myanmar, Indonesia, Australia, Nigeria, Emiratos Árabes Unidos y Malasia. Antes de ocupar su posición actual, se desempeñó como geofísico de procesamiento de datos sísmicos, supervisor de procesamiento de datos, geofísico de planta, geofísico de área, gerente de diseño y modelado de levantamientos sísmicos y gerente global de carreras profesionales de disciplinas asociadas con la geofísica. Michelle posee una licenciatura en geofísica de la Universidad de Calgary.

Peter Watterson es gerente del grupo de Comercialización de Tecnología de Geosoluciones Marinas para WesternGeco en Gatwick y su enfoque principal es la investigación, la ingeniería y el mercadeo de diversas tecnologías de adquisición y procesamiento de datos sísmicos marinos. Peter comenzó su carrera profesional en la industria geofísica en Western Geophysical en el año 1991, en Londres. Ocupó diversas posiciones relacionadas con el manejo de tecnologías y el procesamiento de datos sísmicos en el Reino Unido, Venezuela, EUA, Trinidad y Brasil y trabajó durante varios años como geofísico regional para WesternGeco para América del Sur. Obtuvo una licenciatura en física de la Universidad de Leeds, en Inglaterra.

Colaboradores

Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.