Diagrama VSP

Indicadores directos de hidrocarburos: Velocity push-down

Fenómenos producto de las velocidades sísmicas relativas de los estratos por el cual una capa o rasgo somero con una velocidad sísmica baja rodeado por una roca con una mayor velocidad sísmica provoca lo que parece ser un bajo estructural debajo de ella.

Esto puede ser originado por:

• Arcillas a sobrepresión.
• Fluidos.
• Diapiro de lutitas.
• Chimenea de gas.
• Canales y rellenos de canal.
• Hidrocarburos,

Los indicadores de hidrocarburos pueden mostrar depresiones aparentes de velocidades provocadas por efecto de Push-Down debido a que la velocidad del hidrocarburo es más lenta que la de la roca.

Análisis de atributos.

Atributo de tiempo

Similitud

Es un atributo muti-trazas que regresa traza a traza las propiedades similares que existen entre ellas. Es una forma de calcular la coherencia que hay entre las trazas o en otras palabras, que tanto se parecen 2 o más segmentos. Cuando el valor de la similitud es igual a 1 significa que éstas son idénticas tanto en la forma de la onda como en sus amplitudes. Si este valor es igual a cero, indica todo lo contrario.

Atributo de amplitud

RMS

Este atributo enfatiza las variaciones de la impedancia acústica sobre el intervalo de muestreo seleccionado. Generalmente entre más alto sea la variación de la impedancia acústica, el valor RMS también lo será. Este tributo nos ayuda a medir la reflectividad para ubicar los indicadores de hidrocarburos en la zona de interés. Por desgracia, el RMS es sensible al ruido. 

Envelope

Es un atributo físico y puede ser usado como un discriminador efectivo para las siguientes características:

• Representa principalmente el contraste de impedancia acústica y por lo tanto reflectividad. 
• Sirve para identificar la envolvente de la cima y base de una secuencia.
• Es útil para determinar límites de secuencias.
• Es útil para determinar cambios mayores de litología y discordancias así como de ambientes de depósito. 
• Bright spots y posibles acumulaciones de gas, entre otros.

Este atributo se refiere a la envolvente de la señal sísmica. Tiene una apariencia de baja frecuencia y solo contiene amplitudes positivas. La envolvente representa la energía instantánea de la señal y es proporcional en su magnitud al coeficiente de reflexión. Este atributo sirve para resaltar discontinuidades, cambios de litología, fallas, cambios en la depositación y límites de secuencia. 

Amplitud instantánea

Este atributo estudia los cambios de la intensidad de la reflexión, lo cual puede relacionarse con cambios litológicos o discontinuidades. De igual forma, cambios laterales muy marcados que ueden asociarse a fallas o a la presencia de hidrocarburos, Este último se aprecia en las grandes amplitudes asociadas a acumulaciones de gas conocidas como “bright spots”. 

Atributo de frecuencia

Frecuencia instantánea

Es la razón de cambio entre el cambio de fase respecto del tiempo. Se representa con la derivada:

Entre sus características se encuentran:

1. La frecuencia instantánea representa la máxima amplitud de la ondícula.
2. Esta puede indican el espesor de capa y también los parámetros litológicos.  
3. Corresponde al promedio de la frecuencia de la amplitud del espectro 
4. Indica los bordes de las bajas impedancias de las capas 
5. Es un indicador de hidrocarburos cuando se tienen anomalías de bajas frecuencia 
6. Sirve como carácter correlativo 
7. Indicador del radio de las arenas y arcillas.
8. Indicador de zonas de fracturas

Descomposición espectral

La descomposición espectral puede extraer en forma detallada patrones estratigráficos que ayuden a refinar la interpretación geológica de la sísmica. El concepto en el que se basa, es que una reflexión proveniente de una capa delgada tiene una expresión característica en el dominio de la frecuencia que es indicativa de espesor temporal de capas. 

De acuerdo a Sinha (2003), la descomposición Tiempo-Frecuencia puede proporcionar un espectro de mejor resolución en frecuencias para analizar los datos sísmicos. Es importante recordar que el efecto de gas se aprecia mejor en bajas frecuencias y para estratos delgados se necesitan más altas frecuencias. 

Las principales ventajas que aporta están en los rangos de frecuencia que son más estables y conlleva un contenido mayor y evita todos los fenómenos como son Gibbs y aliasing propios de la FFT.

Entre los métodos que se pueden mencionar la transformada continua de ondículas, la cual escala la ondícula base para posteriormente convolusionarla con una señal a través de una ventana de diferentes dimensiones; la transformada discreta de ondículas, que se caracteriza por ser una ventana de baja frecuencia y otra de alta frecuencia que permite alcanzar niveles deseados de descomposición a través de algún proceso.

Para ondículas de Morlet con frecuencias altas, estas tienen una ventana corta en tiempo, sin embargo el espectro de frecuencias es mucho más ancho, es decir, hay más contribución de amplitud a otras frecuencias.

Descomposición espectral. Morlet 15.

Descomposición espectral. Morlet 35.

Morlet 15.

Morlet 35.

Bibliografía:

http://bibliogeo.ing.ucv.ve/cgi-win/be_alex.cgi?Documento=T041500007525/0&Nombrebd=bfiegucv&CodAsocDoc=386&t03=&t04=1&t05=png

http://earth.boisestate.edu/pal/files/2012/03/sep01-seismic-attributes.pdf

Interpretación de estratigrafía de secuencias

Interpretación

• Se observa que en la parte más profunda de la sección sísmica hay muy poca continuidad, esto debido al posible ruido presente en la zona, o a que la onda ya ha perdido demasiada energía como para que se vean bien los estratos. En cambio, desde la zona donde inician las fallas y se empieza a subir, se tiene una muy buena continuidad.
• Por otro lado, se nota una frecuencia media a baja, debido a que la distancia entre las líneas no es mucha y se puede observar bien su separación.
• La amplitud que se presenta es muy grande, lo que se puede ver prácticamente en toda la sección, pues muchas de las líneas son muy gruesas y se pueden observar bastante bien, aunque en algunas zonas, como en la esquina superior derecha, en la parte baja igual a la derecha y en las líneas más superficiales, se notan amplitudes más débiles, pero en general podemos decir que las amplitudes de la sección son altas.
• En la parte baja y a la derecha de la imagen, se aprecia una configuración de líneas ondulada, con capas que buzan hacia el NE, tendiendo una ligera tendencia a ser subparalela, a diferencia de la zona superior de la imagen, pues aquí se ve una configuración totalmente paralela, con líneas echando hacia el SW, así como en la parte de abajo a la izquierda de la imagen. También se encuentra una zona divergente en la parte más a la derecha de la sección, inmediatamente arriba de la línea amarilla.
• Podemos encontrar una geometría sigmoidal en la parte más a la izquierda de la imagen: justo donde hay una flecha rosa sobre cuatro flechas rojas; también se puede apreciar este fenómeno a la derecha de la imagen, en la parte donde hay dos flechas rojas encontrándose con una de color cian. Además de esto se puede observar en la zona más profunda un comportamiento caótico de las estructuras.
• Las flechas rojas representan los downlap; las flechas en color cian, los toplap; y las flechas en rosa son los onlap.
• Para realizar una interpretación objetiva del ambiente sedimentario que representa a esta sección sísmica se necesita mucho más que sólo la sección: no sabemos con certeza dónde está la línea de costa, ni las profundidades con las que estamos trabajando. Sin embargo, mediante las características anteriormente descritas se puede hacer una buena inferencia. Como se tienen tanto una amplitud y continuidades altas, podemos estar hablando de una facies de plataforma marina o de la facies de un delta; podemos hacer la distinción entre estas dos con la frecuencia, ya que para el ambiente marino debe de ser intermedia, mientras que para los deltas tiende a ser más alta. También, la geometría paralela en varias partes de la sección tienden a ser evidencia de un ambiente de plataforma continental, siempre que se tenga la presencia de geometrías divergentes en las zonas cercanas a fallas, condición que se cumple en este caso.

ESTRATIGRAFÍA DE SECUENCIAS

Maximun Flood Surface (MFS)

Es una superficie de depósito en el momento en que la orilla de la costa está en su máxima posición de tierra adentro (Máxima transgresión). La superficie marca el momento de máxima inundación o transgresión de la plataforma.

Las plataformas marinas marinas y los sedimentos de cuenca asociados con esta superficie son el resultado de bajas tasas de depósito por sedimentos pelágicos - hemipelágicos y por lo general son delgados de grano fino.

Un MFS a menudo se caracteriza por la presencia de lutitas radiactivas ricos en materia orgánica, la glauconita y los hardgrounds pueden ser la única parte de un ciclo sedimentario que es rico en fauna.

La superficie marca además la facies de agua más profunda de una secuencia. La superficie de inundación máxima representa un cambio de patrones de apilamiento de secuencias retrogadaciones a progradaciones. Marcan la superficie de delimitación y se utilizan para relacionar estos ciclos de profundización y somerización en la sección geológica.

Está caracterizada por:

• Un cambio de patrón de apilamiento de adelgazamiento de capas y profundización a espesores de cpa y somerización.
• Enriquecimiento en materia orgánica y bioturbación.
• En el modelo estándar, la superficie de downlap se correlaciona con la superficie de máxima inundación y la superficie condensada.
• En mayor escala: retrogradación a progradación.

Highstand System Tract (HST)

Son los depósitos que se forman cuando las tasas de acumulación de sedimentos superarn la razón de aumento relativo del nivel del mar.

 La base está formada por la superficie de inundación máxima (MFS) sobre el el cual se sedimenta. La parte superior de este tipo de sistema está formada por la superficies de discordancia erosionada que se desarrolla cuando una caída del nivel del mar inicia la erosión de la superficie.

Tiene como características:

• En los ambientes siliciclásticos de arenas de canales fluviales son los depósitos más comunes.
• El entrampamiento de hidrocarburos en los sistemas de este tramo es un problema porque es probable que existan trayectorias de fuga que existan en los sedimentos que tienen buzamiento.
• El cierre estructural es normalmente necesario.
• Los sedimentos del HST es progrado a través de los márgenes de la plataforma y plataformas externas, estas pueden crear sus propias trampas estructural.

Upper Sequence Boundary (USB)

Se identifican como discordancias erosivas importantes y con conformidades correlativas. Estos límites son el producto de una caída en el nivel del mar que erosiona la superficie expuesta del sedimento de la secuencia anterior. Estos límites son diacrónicos, estando por encima del HST anterior y erosionando la superficie de los sedimentos durante el downstepping y viene acompañada de una regresión forzada, asociado con la caída del nivel del mar (Catuneanu, 2002).

Estos términos son ahora redundantes porque secuencias Tipo 1 equivalen a las que se forman durante una regresión forzada mientras que los límites de Tipo 2 son los que originó durante una regresión normal (Coe et al. 2002). Se ha demostrado que los Tipo 1 y los Tipo 2  pueden unirse a la misma secuencia en diferentes localidades y son los productos de diferentes tasas de sedimentación y espacio de alojamiento (Posamentier y Allen, 1999) para el mismo intervalo de tiempo.

Fuentes:

Catuneanu, O., 2002, Sequence Stratigraphy of clastic systems: concepts, merits, and pitfalls.

Journal of African Earth Sciences, Volume 35, Issue 1, Pages 1-43.

Catuneanu, Octavian (2006), Principles of Sequence Stratigraphy, Elsevier pp 375

Inline 22862

Inline 22862 con el atributo de varianza.

El atributo de varianza hace una correlación de trazas cercanas en toda la inline y dependiendo el valor numérico que se obtenga en la correlación asigna un color, este atributo tiene como objetivo visualizar de mejor manera esperando encontrar información adicional, en este caso fracturas y fallas.

Inline 22862 antes de marcar fallas y los horizontes.

Inline 22862 con fallas marcadas.

Inline 22862 con los horizontes.

Inline 22862 con los horizontes y fallas marcados.

Anisotropía

Anisotropía

La anisotropía describe la variación de una propiedad de un material con la dirección en la que es medida, lo cual puede producirse en todas las escalas [Anderson et al., 1994].

Un material es anisotrópico si el valor del vector de medición de una de las propiedades de la roca varía con la dirección. La anisotropía suele usarse para describir propiedades físicas de las rocas (Constante dieléctrica, propiedades magnéticas, permeabilidad, resistividad, fuerza de la roca, conductividad termal, velocidad de onda, etc.) las cuales, para fines prácticos de las geociencias, pueden ser vistas como parámetros intrínsecos al cuerpo de la roca para cierto estado [Anderson et al., 1994].

En las rocas, la variación de la velocidad sísmica medida en sentido paralelo o perpendicular a las superficies de estratificación es una forma de anisotropía. Observada a menudo donde los minerales laminares, tales como las micas y las arcillas, se alinean en forma paralela a la estratificación depositacional a medida que se compactan los sedimentos. La anisotropía es común en las lutitas [Glossary.oilfield.slb.com, 2015].

Parámetros de la anisotropía.

Thomsen introdujo en 1986 una manera más efectiva y científica de medir la anisotropía, desarrollando las constantes Ɛ  y δ como parámetros de medición de la anisotropía. Thompson mencionó que δ es la medida más crítica de la anisotropía y no involucra la velocidad horizontal del todo. Sin embargo δ es muy importante para los procesos como profundidad de imágenes.

Un significado físico del parámetro Ɛ se puede desarrollar cuando se considera un caso de incidencia horizontal:

Donde v(90) es la velocidad horizontal de onda P y v(0) es la velocidad vertical de la onda P. Este parámetro es la medida del comportamiento anisótropo de una roca y una medida de la diferencia fraccional entre las velocidades horizontal y vertical de la onda P. Este parámetro se puede usar en combinación con el parámetro δ para relacionar velocidades de fase en un medio TI.

El parámetro δ es más difícil de darle un sentido físico, se puede decir que es un factor crítico que controla las respuestas verticales cercanas y determina el frente de onda.

No es una función de la velocidad normal al eje de simetría y puede tomar los valores positivo y negativo. El parámetro δ puede usarse para relacionar de ángulos de fase y fase de velocidades dentro de un medio anisótropo y es el control de parámetro para el NMO de ondas compresionales en un medio horizontal estratificado.

Importancia de la Anisotropía en la exploración petrolera

Una vez que se obtienen los datos a partir de un método sísmico, se realiza el procesamiento de dichos datos, ya sea el estudio de la onda S o dela onda P, esto con el fin de obtener imágenes de modelos de velocidades que ayuden en la detección y explotación de hidrocarburos, y para esto se asume un modelo isotrópico del subsuelo. Algunos estudios han demostrado que cuando se tienen evidencias de anisotropía en una zona específica, el proceso convencional que se fundamenta en la migración en tiempo produce imágenes con resoluciones muy bajas y posicionamiento lateral erróneo de estructuras con pendientes muy pronunciadas, porque cada vez se tiende a utilizar mayores offsets entre la fuente y el receptor en la adquisición de datos; por esta razón es de suma importancia compensar los efectos negativos producidos por la anisotropía, lo que se traduce en mejorías sobre el modelo sísmico.

La anisotropía se obtiene de una secuencia de procesamiento de datos de alta densidad que toma en cuenta las características del medio. Al final, se realiza una comparación entre las sumas migradas en tiempo con la corrección NMO y las sumas migradas cuando se aplican los datos obtenidos de anisotropía, lo que demuestra una mejora en la continuidad de los horizontes o reflectores en la sección sísmica, permitiendo una interpretación más confiable, y una gran disminución en la incertidumbre y los riesgos dentro de la exploración petrolera.

Saber como se comporta la ansiotropía de la tierra puede significar la diferencia entre el éxito o fracaso en la evaluación y desarrollo de los reservorios. Considerar el fenómeno de la anisotropía es importante ya que su presencia puede provocar que los reflectores sísmicos aparezcan a profundidades equivocadas, las líneas sísmicas no coincidan, los programas de inyección de agua fallen y los registros de inducción sean malinterpretados, entre otras cosas [Anderson et al., 1994].

Bibliografía:

• Anderson, B., I. Bryant, M. Lüling, B. Spies, and K. Helbig (1994), Oilfield Anisotropy: Its Origins and Electrical Characteristics, 6th ed., Schlumberger, Ridgefield, Connecticut, USA.
• Obtención de la anisotropía en el procesamiento de datos sísmico. Camejo Cordero, Edenia de la Caridad. Revista cubana de ingeniería. Cuba. 2012.
• Glossary.oilfield.slb.com, (2015), anisotropía - Schlumberger Oilfield Glossary, Available from: http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/a/anisotropy.aspx (Accessed 9 October 2015)