SISMICA VSP OILFIEL REVIEW schlumberger

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


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


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


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.)


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


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.


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


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.


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

SISMICA VSP OILFIEL REVIEW schlumberger

Documents

Transcript of SISMICA VSP OILFIEL REVIEW schlumberger