Oilfield Review

Detección sísmica de fallas y fracturas sutiles
Durante décadas, los operadores dependieron de las imágenes sísmicas para
iluminar la geometría y la localización de las fallas y pliegues principales como
objetivos para sus pozos. Ahora, los avances registrados en las técnicas de
procesamiento y visualización están ayudando a revelar información sobre patrones
o estructuras de fallamiento y fracturamiento de pequeña escala que trascendían las
capacidades de detección de las técnicas previas. Los operadores están utilizando
este nuevo conocimiento para perforar y manejar sus yacimientos con mayor certeza.
Víctor Aarre
Donatella Astratti
Stavanger, Noruega
Taha Nasser Ali Al Dayyni
Sabry Lotfy Mahmoud
Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Andrew Clark
Petroleum Development Omán
Muscat, Omán
Michael J. Stellas
Jack W. Stringer
Spectra Energy Corporation
Houston, Texas, EUA
Brian Toelle
Denver, Colorado, USA
Ole V. Vejbæk
Gillian White
Hess Corporation
Copenhague, Dinamarca
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review
Verano de 2012: 24, no. 2.
Copyright © 2012 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Art Bonett y a Ismail Haggag, Abu Dhabi,
Emiratos Árabes Unidos.
FMI y PowerV son marcas de Schlumberger.
30
En la última década, las compañías de petróleo y
gas han experimentado un éxito creciente en el
posicionamiento de sus pozos en las zonas productivas —sitios óptimos (sweet spots)— de los
yacimientos fracturados. Estas zonas de fracturas
a menudo exhiben expresiones sutiles en los datos
sísmicos, pero los avances registrados recientemente en las técnicas de atributos sísmicos y
visualización están ayudando a los geofísicos a
identificarlas y caracterizarlas. Mediante la combinación de estos resultados geofísicos con datos
geológicos y de ingeniería, las compañías están
reduciendo el riesgo e incrementando los éxitos
de perforación y producción.
El posicionamiento óptimo de los pozos requiere
que el operador incluya la tendencia predominante de las fracturas naturales en la selección
de la orientación del pozo. La producción puede
mejorarse si se intersectan múltiples fracturas.
Además, las fracturas pueden redireccionar el
trayecto de los fluidos inyectados, lo que limita la
eficacia de los fluidos en cuanto al contacto,
barrido y desplazamiento de los hidrocarburos.
En este caso, las ventajas de la producción
deben balancearse con las ineficiencias compensadoras provocadas por los sistemas de fracturas.
1. Los atributos sísmicos son mediciones, características
o propiedades derivadas de los datos sísmicos.
Los atributos pueden ser medidos en un instante del
tiempo o a través de una ventana de tiempo, y pueden
medirse en una sola traza, en una serie de trazas, una
superficie o un volumen extraído de los datos sísmicos.
Su cálculo es útil porque ayudan a extraer patrones,
relaciones o rasgos que de otro modo podrían no
Por consiguiente, el objetivo de un operador es
maximizar la producción de los yacimientos fracturados y limitar al mismo tiempo los efectos perjudiciales de esas mismas fracturas.
Las fracturas tienden a alinearse a lo largo de
direcciones, o azimuts, preferidos y a menudo
atraviesan capas estratigráficas. Las fracturas
existen en muchas escalas, pero la mayoría son
más pequeñas que las longitudes de ondas sísmicas utilizadas habitualmente para los levantamientos y, por consiguiente, no resultan visibles
en las representaciones sísmicas estándar.
Aunque los métodos sísmicos quizás no detecten
las fracturas individuales, la respuesta sísmica
cuantificable del sistema global de fracturas
puede indicar su presencia. Como analogía, el ojo
humano no puede ver una gota de agua a una distancia de un kilómetro, pero sí un conjunto de
pequeñas gotas de agua —una nube— en el cielo.
Este mismo ejemplo es aplicable a los métodos sísmicos y las fracturas. En consecuencia, algunas de
las técnicas sísmicas más exitosas de detección
de fracturas utilizan métodos de procesamiento
especializados diseñados para resaltar los atributos sísmicos que revelan la presencia de sistemas
de fallas y fracturas.1
ser evidentes. La deducción o el cálculo de los atributos
sísmicos normalmente implica el procesamiento de los
datos, lo que incluye, entre otras cosas, operaciones
de ajustes de ventanas, suavizado, promediado, filtrado,
cálculo de medidas estadísticas, hallazgo de valores
máximos y mínimos, ejecución de diferenciaciones e
integraciones, análisis de los cambios de polaridad o
ejecución de análisis espectrales o de ondículas.
Oilfield Review
Volumen 24, no.2
31
σ1
estos rasgos pequeños en los modelos de yacimientos no es un proceso directo. Se han desarrollado técnicas y flujos de trabajo avanzados de
generación de imágenes sísmicas y procesamiento para asistir a los geocientíficos en esta
desafiante tarea de interpretación.
Este artículo describe los estudios de yacimientos que incorporan métodos sísmicos para la
caracterización de los sistemas de fracturas.
Algunos casos de estudio demuestran cómo estos
métodos proporcionan información a los operadores
cuando deben tomar decisiones de posicionamiento
de pozos y manejo de yacimientos. Un ejemplo de
Pensilvania, EUA, describe el posicionamiento
óptimo de los pozos para un yacimiento de almacenamiento subterráneo de gas con zonas de
esfuerzos de corte que controlan la orientación y
la distribución de las fracturas. En un yacimiento
fracturado de creta del Mar del Norte, el análisis
avanzado de atributos sísmicos revela los detalles
de un sistema de fallas complejas. En un campo
carbonatado gigante de los Emiratos Árabes
Unidos, el modelado de las redes de fracturas
ayuda a representar las fracturas que son demasiado numerosas para ser picadas a mano, pero
respecto de las cuales se sabe que impactan el
movimiento y el barrido del fluido inyectado.
Históricamente, ciertos métodos sísmicos
han demostrado ser exitosos para detectar yacimientos naturalmente fracturados. Dichos métodos incluyen el análisis de datos de ondas de
corte (ondas S), la adquisición de perfiles sísmicos verticales, el análisis de anisotropía de ondas
compresionales y de corte (ondas P y S) y la dispersión de ondas.2 Los estudios indicaron además que la descomposición espectral, utilizada
generalmente en el análisis estratigráfico, puede
utilizarse para localizar los rasgos estructurales
sutiles que controlan la distribución de las fracturas en un yacimiento.3
Para identificar la disposición, textura o grano
estratigráfico y estructural del yacimiento, los
métodos sísmicos de última generación se centran en la determinación de cómo varían direccionalmente las propiedades y los atributos sísmicos.
La estructura del yacimiento afecta las propiedades direccionales —anisotrópicas— de las señales sísmicas.4 Los métodos sísmicos incluyen
técnicas que examinan la señal sísmica para
determinar las variaciones sutiles producidas en
la respuesta de frecuencia y amplitud con el azimut y el echado (buzamiento). La orientación o
grano de las fibras de un trozo de madera constituye una analogía. Los carpinteros utilizan el
grano de la madera para maximizar la resistencia, minimizar el astillado y realzar la belleza del
producto terminado.
Con excepción de las fallas de gran escala que
el intérprete sísmico puede picar a mano, la mayoría de los lineamientos estructurales son ignorados por ser demasiado pequeños y demasiado
numerosos para ser interpretados manualmente.
Por otro lado, la consideración de los efectos de
2. Una onda de corte (onda S) es una onda elástica que
se propaga a través de un medio y vibra en forma
perpendicular a su dirección de viaje. Para obtener
más información sobre las ondas de corte, consulte:
Caldwell J, Christie P, Engelmark F, McHugo S, Özdemir
H, Kristiansen P y MacLeod M: “Shear Waves Shine
Brightly,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de
1999): 2–15. Oilfield Review
Los perfiles SUMMER
sísmicos verticales
12 (VSP) incluyen una
diversidad de
levantamientos
de sísmica
Subtle
Fractures
Fig. 1 de pozos.
No obstante, el levantamiento VSP decisivo se refiere a
ORSUM
12-SUBFRCTS
1 utilizando
las mediciones
obtenidas
en un pozo vertical
una fuente sísmica en la superficie, cerca del pozo, que
transmite las señales a los receptores distribuidos
dentro del pozo. Para obtener más información sobre
los perfiles VSP, consulte: Christie P, Dodds K, Ireson D,
Johnston L, Rutherford J, Schaffner J y Smith N:
“Borehole Seismic Data Sharpen the Reservoir Image,”
Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995): 18–31.
La dispersión de las ondas sísmicas se refiere a la
dirección de propagación cambiante de las ondas
sísmicas, resultante de la heterogeneidad y la
anisotropía del medio. Para obtener más información
sobre la dispersión de las ondas, consulte: Revenaugh
J: “Geologic Applications of Seismic Scattering,”
Annual Review of Earth and Planetary Sciences 27
(Mayo de 1999): 55–73.
3. Neves FA, Zahrani MS y Bremkamp SW: “Detection
of Potential Fractures and Small Faults Using Seismic
Attributes,” The Leading Edge 23, no. 9 (Septiembre
de 2004): 903–906.
4. La anisotropía es la variación de una propiedad física,
tal como la velocidad de las ondas P o S, con la
dirección de su medición. Para ver un análisis de la
anisotropía elástica, consulte: Armstrong P, Ireson D,
Chmela B, Dodds K, Esmeroy C, Miller D, Hornby B,
Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y Lynn H: “The
Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield Review 6, no. 4
(Octubre de 1994): 36–47.
5. Una fractura es cualquier ruptura producida en las rocas,
independientemente del origen. Una diaclasa, o fractura
de Modo I, es una fractura formada por desplazamiento
de la apertura, perpendicular al plano de la fractura,
bajo condiciones de esfuerzos de tracción. Una falla es
una fractura formada por desplazamiento de corte, en
el plano de la fractura, bajo condiciones de esfuerzos
de corte. Las fallas se forman bajo condiciones de
deslizamiento (Modo II) o de desgarre (Modo III),
dependiendo de si el esfuerzo de corte actúa en forma
perpendicular o paralela al frente de la fractura.
Pollard DD y Aydin A: “Progress in Understanding
Jointing over the Past Century,” Geological Society of
America Bulletin 100, no. 8 (Agosto de 1988): 1181–1204.
Aydin A: “Fractures, Faults, and Hydrocarbon
Entrapment, Migration and Flow,” Marine and Petroleum
Geology 17, no. 7 (Agosto de 2000): 797–814.
  6.En la Tierra, los planos de fracturas naturales abiertas
son paralelos al plano de esfuerzo principal que
contiene los esfuerzos de compresión principales
máximo e intermedio. Este plano tiende a ser vertical
porque el esfuerzo vertical es a menudo uno de estos
esfuerzos principales.
  7.El flujo en forma de dedos es la inestabilidad que surge
en la interfaz existente entre dos fluidos inmiscibles
cuando uno invade al otro. Resultado de las diferencias
producidas en la viscosidad y la movilidad del fluido, el
flujo en forma de dedos puede tener lugar durante el
proceso de inyección de agua, en el que el agua infiltra
petróleo, o durante el proceso de inyección de aire en
que el aire forma burbujas a través del agua.
  8.Para obtener más información sobre yacimientos
fracturados, consulte: Bratton T, Canh DV, Que NV,
Duc NV, Gillespie P, Hunt D, Li B, Marcinew R, Ray S,
Montaron B, Nelson R, Schoderbek D y Sonneland L:
“La naturaleza de los yacimientos naturalmente
fracturados,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de
2006): 4–25.
  9.Dershowitz WS y Herda HH: “Interpretation of Fracture
Spacing and Intensity,” en Tillerson JR y Wawersik
WR (eds): Actas del 33er Simposio sobre Mecánica de
Rocas de EUA, Rótterdam, Países Bajos: AA Balkema
Publishers (1992): 757–766.
Crosta G: “Evaluating Rock Mass Geometry from
Photographic Images,” Rock Mechanics and Rock
Engineering 30, no. 1 (Enero de 1997): 35–58.
10.Flórez-Niño J-M, Aydin A, Mavko G, Antonellini M y
Ayaviri A: “Fault and Fracture Systems in a Fold and
Thrust Belt: An Example from Bolivia,” AAPG Bulletin
89, no. 4 (Abril de 2005): 471–493.
11.Zahm CK y Hennings PH: “Complex Fracture
Development Related to Stratigraphic Architecture:
Challenges for Structural Deformation Prediction,
Tensleep Sandstone at the Alcova Anticline,
Wyoming,” AAPG Bulletin 93, no. 11 (Noviembre
de 2009): 1427–1446.
12.Para obtener más información sobre los atributos
sísmicos, consulte: Chopra S y Marfurt KJ: “Seismic
Attributes—A Historical Perspective,” Geophysics 70,
no. 5 (Septiembre–Octubre de 2005): 3SO–28SO.
Chopra S y Marfurt KJ: “Emerging and Future Trends in
Seismic Attributes,” The Leading Edge 27, no. 3 (Marzo
de 2008): 298–318.
Chopra S y Marfurt K: “Gleaning Meaningful
Information from Seismic Attributes,” First Break 26,
no. 9 (Septiembre de 2008): 43–53.
Diaclasa, o fractura
por tracción
σ3
σ3
σ2
Fallas conjugadas,
o fracturas de corte
σ1
> Los esfuerzos principales y la formación de
fracturas. Los tres esfuerzos de compresión
principales —el esfuerzo máximo, σ1, el
esfuerzo mínimo, σ3, y el esfuerzo intermedio,
σ2— pueden originar diversos tipos de fracturas
e imponer el movimiento de éstas (flechas
negras). Las flechas de colores son las
direcciones de los esfuerzos de compresión
y su tamaño indica la magnitud relativa.
32
Las fracturas naturales y su detección
Las rocas responden al esfuerzo de maneras predecibles, formando fracturas, diaclasas y fallas
(arriba, a la izquierda).5 Las fracturas son planos
Oilfield Review
Eje del pliegue
Diaclasas de corte,
fallas incipientes
Fallas intermedias
Diaclasa
Zonas de fallas
continuas
> Pliegues, fallas y fracturas a lo largo de un anticlinal. En las rocas plegadas, la orientación de las
fallas y las fracturas puede ser paralela o perpendicular al eje del pliegue. Las fracturas se forman
como respuesta al esfuerzo; las diaclasas se forman por medio de esfuerzos de tracción, y las fallas
se forman por medio de esfuerzos de corte. La deformación posterior hace que las fracturas se
extiendan y puede modificar la dirección del movimiento a través de los planos de fracturas. Las fallas
y las fracturas pueden estar limitadas por estratos y confinadas a una sola capa o volverse continuas;
atravesando todas las secuencias sedimentarias y abarcando muchas formaciones. Su conectividad
oscila entre fracturas individuales aisladas, enjambres o corredores de fracturas ampliamente
espaciadas, y redes de fracturas totalmente interconectadas. La perforación de pozos horizontales
paralelos al eje del pliegue debería garantizar la mayor probabilidad de intersección de las fracturas.
(Adaptado de Flórez-Niño et al, referencia 10.)
de hundimiento de las rocas generados por la ciada en toda su expresión hasta hace poco tiempo.
presencia de esfuerzos. Las rocas son sometidas a Históricamente, los pozos de petróleo y gas han
esfuerzo durante los procesos de plegamiento, sido perforados principalmente en sentido vertical.
fallamiento, sepultamiento, levantamiento, ero- Las condiciones de esfuerzos presentes en el subsión y metamorfismo. Además, en las formaciones suelo a menudo producen fracturas naturales
arcillosas, pueden formarse fracturas endógenas a abiertas —las que resultan de interés para la proOilfield Review
través de los fenómenos de deshidratación y des- ducción— que se orientan en sentido vertical.6
SUMMER 12
volatilización durante la maduración
térmica
de Fig.
Los 2pozos verticales raramente intersectan estas
Subtle
Fractures
los hidrocarburos.
fracturas
ORSUM 12-SUBFRCTS
2 verticales. No obstante, en ciertos tipos
El campo de esfuerzos que formó estos rasgos de yacimientos tales como las capas de areniscas y
puede cambiar significativamente después de carbonatos compactos, las extensiones productisu formación. En consecuencia, la configuración vas de gas de lutitas, lutitas petrolíferas y metano
estructural de las fallas y las fracturas indica las en capas de carbón, los sistemas de fracturas procondiciones de paleoesfuerzos existentes en el porcionan la única permeabilidad de la formación;
momento de su formación pero quizás no corres- para el logro de tasas de producción comercial
ponde al campo de esfuerzos actual.
se requiere que el pozo atraviese las fracturas.
Las fracturas naturales se encuentran en todas La perforación de pozos que conecten la mayor
partes y son de muchos tipos: abiertas, cerradas, cantidad de fracturas posibles se ha convertido
reparadas o parcialmente reparadas. Existen en en el objetivo principal, pero la tarea debe ser
todas las escalas, desde las asociadas con fallas ejecutada con cuidado. Las fracturas pueden
tectónicas de cientos de kilómetros de largo hasta dominar la permeabilidad tanto positiva como
las fisuras de escala micrométrica.
negativamente. Por un lado, proveen la permeaNo obstante, la importancia de las fracturas bilidad esencial que brinda a los yacimientos
naturales presentes en el subsuelo no fue apre- compactos un mejoramiento de la productividad
Volumen 24, no.2
y de la eficiencia de recuperación. Por otro lado,
las fracturas pueden dañar los yacimientos productivos mediante la creación de zonas de pérdida
de circulación y, en los proyectos de recuperación
asistida de petróleo, pueden producir una irrupción prematura e inestabilidades del flujo del
yacimiento; dedos de flujo.7
Tanto en la exploración como en la producción
de un yacimiento de hidrocarburos, los operadores
necesitan caracterizar los sistemas de fracturas
naturales para identificar las mejores oportunidades para el posicionamiento de los pozos y la
planeación de trayectorias de pozos horizontales.
A fin de caracterizar las fracturas, los científicos
requieren información sobre la orientación, la
apertura, la porosidad, la permeabilidad, la densidad, el tamaño y la localización de las fracturas,
la anisotropía y la dirección de los esfuerzos y el
contenido de fluidos.8 La orientación se cuantifica mediante el rumbo y el echado de la superficie de una fractura. La apertura, es decir el ancho
perpendicular de una fractura abierta, es un
parámetro clave para la determinación de la
porosidad y la permeabilidad de las fracturas,
pero su medición se complica debido a la existencia de factores tales como la rugosidad de las
paredes de las fracturas, el relleno compuesto
por minerales y arcilla de frotamiento, y la continuidad a lo largo de los planos de fracturas.
La densidad, o intensidad, del fracturamiento
se cuantifica mediante la medición del número,
longitud, ancho, área y volumen de las fracturas
en un largo, área o volumen de roca prescripto.9
La densidad y el tamaño de las fracturas son
impactados por la litología, las propiedades de las
rocas, el espesor de las capas, y la deformación
debida a la compresión o a la tracción impuesta
durante los procesos de deformación tectónica.10
En un ambiente tectónico, la distribución de la
densidad y la dimensión de las fracturas oscila
entre muchas fracturas pequeñas confinadas en
capas individuales, un número menor de fracturas de escala intermedia que atraviesan unas
pocas capas, y, a veces, unas pocas fallas tectónicas
con escalas del orden de los kilómetros que deforman secuencias estratigráficas enteras (arriba, a
la izquierda).11
La escala, el desplazamiento y la apertura de
la mayoría de las fracturas son demasiado pequeños para ser detectados exclusivamente con técnicas de sísmica de superficie. Para delinear las
fracturas y cuantificar sus propiedades, los geofísicos utilizan los atributos de los datos sísmicos
derivados de las propiedades elásticas y geométricas de las rocas fracturadas.12 Los análisis de
atributos utilizan la respuesta del sistema de
33
Cubo de datos sísmicos
y
x
Tiempo
Sección
en tiempo
Atributo de amplitud
y
x
Atributo de frecuencia
x
Baja
Alta
y
> Cómputo de los atributos en una superficie
en escala de tiempo de un volumen sísmico 3D.
Los geofísicos analizan el carácter de cada traza
sísmica en una superficie de una sección en
tiempo seleccionada (extremo superior, rojo) y
asignan un valor. Por ejemplo, la amplitud de
cada traza se mapea en una superficie de
atributos de amplitud (centro). Las amplitudes
más altas, cerca del centro del volumen sísmico
3D, aparecen representadas gráficamente como
valores más altos en el centro de la sección en
tiempo de amplitudes 2D. Otras superficies de
atributos, tales como la frecuencia, se computan
de la misma manera (extremo inferior).
fracturas, promediada por volumen, para obtener
estimaciones cuantitativas y cualitativas de las
propiedades sísmicas en el volumen de la roca
yacimiento (arriba).
Las fracturas naturales alineadas presentes
en una formación producen la anisotropía elásOilfield Review
tica —la variación de las propiedades de las
SUMMER 12
ondas elásticas
con la dirección—
Subtle Fractures
Fig. 3 que se observa
en los datos
sísmicos
adquiridos
ORSUM 12-SUBFRCTS 3 y procesados
correctamente.13 Los atributos sísmicos que
varían con el azimut son la velocidad, la amplitud
de las reflexiones y la birrefringencia, o desdoblamiento, de las ondas S. Las variaciones azimutales de estas propiedades se deducen del análisis
de los datos sísmicos de pozos y de superficie 3D
y de levantamientos que han sido ejecutados en
múltiples azimuts.14
34
En el caso de la anisotropía de la velocidad
sísmica causada solamente por las fracturas naturales orientadas, las velocidades de las ondas P y
S exhiben su valor máximo en la dirección paralela a las fracturas y su valor mínimo en la dirección perpendicular a la tendencia de las fracturas.
Dado que es probable que los esfuerzos actuales no
coincidan con los paleoesfuerzos existentes en el
momento en que se formaron las fracturas, esta anisotropía de la velocidad puede ser modificada por el
esfuerzo de compresión máximo actual, cerrando
preferentemente las fracturas en sentido perpendicular a éste y abriéndolas en sentido paralelo.
La anisotropía de la velocidad sísmica resultante
es la superposición de las anisotropías causadas
por las fracturas preexistentes y el campo de
esfuerzos locales actuales.
Las rocas que contienen sistemas de fracturas
naturales han sido sometidas a esfuerzos y deformación —han sido comprimidas, alargadas,
flexionadas y quebradas— lo que modifica sus formas originales. Los atributos sísmicos de varianza,
coherencia, curvatura y distancia hasta las flexiones, pliegues y fallas son todos indicadores útiles de
la existencia de deformación. La varianza y la coherencia poseen una relación recíproca; la varianza
mide las diferencias entre las trazas sísmicas y la
coherencia mide las similitudes. La varianza enfatiza la impredecibilidad de los horizontes sísmicos —sus bordes e interrupciones— en tanto que
la coherencia enfatiza su predecibilidad; su conectividad y su continuidad.15 Los valores de varianza
altos y de coherencia bajos pueden indicar la
existencia de zonas, agrupamientos o enjambres
(corredores) de fallas o fracturas. Los geólogos
utilizan las características similares de los horizontes sísmicos para interpretar las fallas o las
fracturas a la hora de analizar un conjunto de
datos sísmicos; mediante la representación gráfica de los datos, los geólogos siguen el trayecto
de un horizonte o una superficie sísmica hasta
que termina, se quiebra o experimenta un desplazamiento hacia arriba, hacia abajo o hacia los
costados hasta una localización diferente.
El atributo de curvatura en ciertos puntos de
un horizonte puede ser una medida de la deformación estructural.16 Las áreas en las que la curvatura
es alta o cerrada pueden haber sido sometidas a una
gran deformación que las convirtió en áreas de flexión, plegamiento, fallamiento o fracturas de gran
intensidad. El atributo de distancia hasta la flexión,
el plegamiento y el fallamiento es un indicador de
deformación geométrica; se supone que la intensidad de las fracturas se incrementa con la proximidad respecto de estos elementos estructurales.
La coherencia y la curvatura proveen información estructural complementaria. Se prevé que los
horizontes plegados exhiben el atributo de curvatura pero ninguna disrupción de la coherencia; en
cambio, los horizontes fallados sí exhiben, aunque
no siempre, discontinuidades en la coherencia.
Por ejemplo, si el movimiento de las fallas ha sido
pequeño respecto de la longitud de onda sísmica,
puede parecer que el horizonte fallado posee una
alta coherencia.
Otro atributo sensible se deduce del análisis del
contenido de frecuencias de las señales sísmicas: la
descomposición espectral, o análisis temporal-frecuencial, es un método de separación de las señales sísmicas en sus componentes de frecuencia.17
El contenido espectral de los datos sísmicos registrados depende de los efectos acumulados de las
propiedades sísmicas y de las interfases de los
estratos de rocas que encuentran las señales en
proceso de propagación. Mediante el aislamiento
de ciertas frecuencias, los intérpretes pueden
extraer rasgos sutiles. Por ejemplo, los componentes de frecuencias más altas contienen información acerca de los rasgos estructurales de longitud
de onda más corta ocultos en una señal de longitud
de onda predominantemente larga de los datos
sísmicos con todas las frecuencias. Los científicos
aplican la descomposición espectral para el mejoramiento de las imágenes; mejorando la resolución, equilibrando el contenido de frecuencias o
eliminando el ruido. También la utilizan para la
caracterización de yacimientos; evaluando la
estratigrafía secuencial y los rasgos depositacionales, estimando el espesor estratigráfico y determinando las propiedades de las fracturas y el
contenido de fluidos. La descomposición espectral es una herramienta poderosa para la iluminación de rasgos sutiles, tales como las fallas de
corte que controlan la geometría del sistema de
fractura, pero que se encuentran por debajo de la
resolución de los datos sísmicos de superficie con
todas las frecuencias, como quedó demostrado en
una instalación de almacenamiento de gas de la
cuenca de los Apalaches.
Intersección de fracturas
con pozos horizontales
El campo Steckman Ridge corresponde a una
unión transitoria de empresas concertada entre
New Jersey Resources (NJR), Steckman Ridge
Storage Company y Spectra Energy Corporation,
aludidas en conjunto como la “asociación.” La instalación es operada por Spectra Energy como una
instalación de almacenamiento subterráneo de
gas (UGS) multicíclico, regulada por la Comisión
Oilfield Review
Pensilvania
ESTADOS UNIDOS
Tyr
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Law
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ren
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ion
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Con
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o de
Gree
ne
Pars
ons
Campo Steckman Ridge
Provincia de la Meseta
de Allegheny
Provincia Valley and
Ridge de los Apalaches
Provincia
Piedmont
0
0
50
km
mi
50
> Campo de almacenamiento de gas Steckman Ridge. La provincia Valley and Ridge de los Apalaches forma un arco desde
la zona centro-sur de Pensilvania hacia el nordeste (contorno negro). Muchos lineamientos estructurales de dirección
NO–SE atraviesan el eje de los Apalaches (líneas rojas de guiones), algunos de los cuales no tienen nombre. El límite oeste
del Condado de Bedford (rosa) separa aproximadamente la topografía más suave de la Meseta de Allegheny al oeste de
la topografía más accidentada de la provincia Valley and Ridge de los Apalaches al este [Mapa de superficies topográficas
adaptado del Centro Nacional de Datos Geofísicos de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de EUA,
http://www.ngdc.noaa.gov/cgi-bin/mgg/topo/state2.pl?region=pa.jpg (Se accedió el 6 de junio de 2012).]
Reguladora de la Energía Federal de EUA (FERC).
El campo se encuentra ubicado en la Provincia
Valley and Ridge de la cuenca de los Apalaches, en
el Condado de Bedford, Pensilvania, EUA (arriba).
Y el yacimiento se sitúa en la formación Oriskany
de edad Devónico, que en las profundidades prospectivas corresponde a una cuarcita fracturada.
Se trata de un yacimiento fracturado Tipo 1, en el
que las fracturas proporcionan la porosidad y la
permeabilidad primarias.18
Steckman Ridge LP adquirió el campo de gas
agotado en el año 2004; el campo había producido
12 500 MMpc [354 millones de m3] de gas en forma
acumulada de cinco pozos verticales. La producción
de los pozos individuales variaba considerablemente, lo que condujo a los especialistas de la
asociación a sospechar que la porosidad y la permeabilidad eran controladas por una red de fracturas más que por las propiedades matriciales.
La compañía obtuvo la aprobación de la FERC en
el año 2008 para la conversión del campo en una
13.Para obtener más información sobre la anisotropía elástica,
consulte: Armstrong et al, referencia 4.
Hardage B: “Measuring Fractures—Quality and
Quantity,” AAPG Explorer 32, no. 7 (Julio de 2011): 26–27.
Hardage B: “For Fractures, P + S = Maximum Efficiency,”
AAPG Explorer 32, no. 8 (Agosto 2011): 32.
14.Para obtener más información sobre el análisis de la
anisotropía sísmica azimutal, consulte: Barkved O,
Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R, Johns T,
Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las diversas
facetas de los datos sísmicos de componentes
múltiples,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004):
46–61.
Grimm RE, Lynn HB, Bates CR, Phillips DR, Simon KM y
Beckham WE: “Detection and Analysis of Naturally
Fractured Gas Reservoirs: Multiazimuth Seismic Surveys
in the Wind River Basin, Wyoming,” Geophysics 64, no. 4
(Julio–Agosto de 1999): 1277–1292.
Lynn HB, Campagna D, Simon KM y Beckham WE:
“Relationship of P-Wave Seismic Attributes, Azimuthal
Anisotropy, and Commercial Gas Pay in 3-D P-Wave
Multiazimuth Data, Rulison Field, Piceance Basin,
Colorado,” Geophysics 64, no. 4 (Julio–Agosto de 1999):
1293–1311.
Oilfield
15.Bahorich M y Farmer
S: “3-D Review
Seismic Discontinuity
SUMMER
12 The Coherence
for Faults and Stratigraphic
Features:
Cube,” The LeadingSubtle
Edge 14,Fractures
no. 10 (Octubre
Fig.de4
1995):1053–1058. ORSUM 12-SUBFRCTS 4
Caldwell J, Chowdhury A, van Bemmel P, Engelmark F,
Sonneland L y Neidell NS: “Exploring for Stratigraphic
Traps,” Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 48–61.
16.La curvatura describe cuán arqueada es una curva 2D
o una superficie 3D en un punto. En un punto de una
curva 2D, la curvatura es la recíproca del radio del
círculo más grande capaz de tocar el punto con un
contacto tangente. La curvatura, o cantidad de flexión,
se incrementa a medida que se reduce el radio del
círculo debido a su relación recíproca. Este concepto
puede extenderse a las superficies 3D. Muchas curvas
pueden ser definidas a través de un punto de una
superficie si se corta la superficie con planos a través
del punto. Los tipos comunes de curvatura 3D son las
curvaturas máxima, mínima, de rumbo y de echado.
Para obtener más información sobre el atributo de
curvatura, consulte: Roberts A: “Curvature Attributes
and Their Application to 3D Interpreted Horizons,”
First Break 19, no. 2 (Febrero de 2001): 85–100.
17.Partyka G, Gridley J y López J: “Interpretational
Applications of Spectral Decomposition in Reservoir
Characterization,” The Leading Edge 18, no. 3
(Marzo de 1999): 353–360.
Castagna JP y Sun S: “Comparison of Spectral
Decomposition Methods,” First Break 24, no. 3 (Marzo
de 2006): 75–79.
18.Existen cuatro tipos principales de yacimientos
fracturados basados en la importancia de las fracturas
para la provisión de la porosidad y la permeabilidad
del yacimiento. Para ver un análisis más detallado de
los tipos de yacimientos fracturados, consulte: Bratton
et al, referencia 8.
Volumen 24, no.2
35
Profundidad, pies
–4 250
–4 500
–4 750
–5 000
–5 250
–5 500
–5 750
–6 000
–6 250
–6 500
–6 750
–7 000
–7 250
–7 500
, Tope de la formación Oriskany en Steckman Ridge.
Tres anticlinales, los anticlinales A, B y C, se
formaron en el extremo frontal de las fallas de
corrimiento (líneas rojas) principalmente durante
la orogenia Allegénica (Pérmico), si bien las
orogenias Taconiana (Ordovícico) y Acadiana
(Devónico) previas también afectaron el
basamento y la cubierta sedimentaria de la región.
Cinco pozos verticales, los pozos Clark 1663,
Clark 1664, Clark 1665, Stup 1557 y Quarles 1709,
agotaron el yacimiento de gas original.
Anticlinal A
6 000
5 500
1
4 50
0
5 000
5
2
Pozos de gas
3
4
Anticlinal C
1
2
3
4
5
0
Anticlinal B
Amplitud de las reflexiones
Clark 1663
Quarles 1709
Clark 1664
Clark 1665
Stup 1557
km
0
1
mi
1
Distancia hasta las fallas
Lejana
Curvatura
Alta
Clark 1663
Baja
Cercana
Negativa
Stup 1557
Quarles 1709
Oilfield Review
SUMMER 12
Subtle Fractures Fig. 5
ORSUM 12-SUBFRCTS 5
Clark 1664
Clark 1663
Curvatura
Amplitud
Distancia
Positiva
instalación de almacenamiento de gas, con una
capacidad de operación de 17 700 MMpc [501 millones de m3], compuestos por 12 000 MMpc [340 millones de m3] de gas de operación y 5 700 MMpc
[161 millones de m3] de gas de colchón, con una
capacidad de entrega máxima de 300 MMpc/d
[8,5 millones de m3/d] y una tasa de inyección
máxima de 227 MMpc/d [6,43 millones de m3/d].19
El plan original requería la conversión de los
cinco pozos de producción existentes en pozos de
almacenamiento y la perforación de un número
sustancial de pozos de almacenamiento verticales nuevos. Cada uno de los pozos estaba diseñado para un ciclo de vida de entre 50 y 70 años.
El campo Steckman Ridge contiene tres
estructuras anticlinales que se formaron a lo largo
del extremo frontal de las fallas de corrimiento
(izquierda).20 La compañía operadora original,
Pennsylvania General Energy Company (PGE),
Clark 1665
Stup 1557
Quarles 1709
Clark 1664
Quarles 1709
Clark 1665
0
m
610
0
0
pies
2 000
0
m
610
pies 2 000
Clark 1664
0
0
m
610
pies 2 000
> Atributos sísmicos iniciales. Los mapas de atributos sísmicos —amplitud de las reflexiones (izquierda), distancia hasta las fallas (centro) y curvatura
(derecha)— muestran las tendencias de gran escala consistentes con el rumbo NNE de las estructuras apalachianas plegadas y corridas de la formación
Oriskany en el campo Steckman Ridge.
36
Oilfield Review
Planos de fractura de tendencia
NO y rumbo de 290°
Planos de fractura de tendencia
NO y rumbo de 330°
Ec
las hado
ca de
pa
s
Planos de fractura de tendencia
NO y rumbo de 350°
> Exposiciones de fracturas naturales en las proximidades del campo Steckman Ridge. Las fracturas de una cantera de cuarcita en la formación Oriskany
(izquierda) de Virginia Oeste, EUA, localizada a unos 100 km [60 mi] al sudeste del campo Steckman Ridge, conforman dos grupos principales de fracturas
con rumbo noroeste. La pared de la cantera mira al noroeste y las líneas rojas y verdes señalan los planos de fractura que exhiben un rumbo de 330° y
290°, respectivamente. En una vista desde el SSE, las fracturas expuestas en la zanja de una línea de conducción (derecha) cerca del Anticlinal C se
encuentran orientadas con un ángulo de 350°. Los datos FMI (no mostrados) del pozo SR17, en el Anticlinal C, indicaron la misma orientación de 350°
para las fracturas abiertas.
había adquirido datos de sísmica de superficie 3D
y registros del generador de imágenes microeléctricas de cobertura total (FMI) en dos de los pozos
de producción. Como preparación para la conversión a operaciones de almacenamiento de gas, los
consultores geofísicos de Schlumberger y la asociación reexaminaron estos conjuntos de datos y
llevaron a cabo estudios de campo.
El examen inicial de los atributos sísmicos
—amplitud de las reflexiones, curvatura y distancia hasta las fallas— reveló la existencia de tendencias de gran escala consistentes con el rumbo
NNE de las estructuras plegadas y corridas que
formaron la topografía de valles y crestas de la
región (página anterior, abajo). Por el contrario,
los estudios de campo indicaron una orientación
19.“Steckman Ridge LP—Order Issuing Certificates,”
Comisión Reguladora de la Energía Federal de EUA,
Número de Expediente CP08-15-000 (5 de junio de 2008),
http://www.ferc.gov/eventcalendar/Files/200806051850
40-CP08-15-000.pdf (Se accedió el 14 de julio de 2012).
Para obtener más información sobre el almacenamiento
subterráneo de gas, consulte: Bary A, Crotogino F,
Prevedel B, Berger H, Brown K, Frantz J, Sawyer W,
Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K, Stiles K y Xiong H:
“Almacenamiento subterráneo de gas natural,” Oilfield
Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 2–19.
20.Scanlin MA y Engelder T: “The Basement Versus the
No-Basement Hypotheses for Folding Within the
Appalachian Plateau Detachment Sheet,” American
Journal of Science 303, no. 6 (Junio de 2003): 519–563.
270°
Volumen 24, no.2
330°
0°
10%
30°
8%
6%
300°
60°
4%
2%
240°
90°
Oilfield Review
SUMMER 12
Subtle Fractures Fig. 7
ORSUM 12-SUBFRCTS 7
210°
150°
180°
Fracturas y fallas
Fracturas abiertas
Conjunto de fallas 1
Fracturas reparadas
Fracturas parcialmente abiertas
120°
NO de las fracturas en las zanjas de las líneas de
conducción, los afloramientos y las incisiones en
el fondo de los arroyos que atraviesan las crestas
topográficas (arriba). Estas observaciones corroboraron las interpretaciones, efectuadas con la
herramienta FMI, de las fracturas naturales con
orientación ONO a NNO y la orientación NO del
esfuerzo horizontal máximo actual deducida de
la dirección de las fracturas inducidas por la perforación (izquierda). Por otra parte, las imágenes
satelitales regionales y los estudios gravimétricos y
magnetométricos indicaron la presencia de discontinuidades estructurales de rumbo transversal
, Caracterización de fracturas. Para detectar
las fracturas existentes en el pozo Clark 1663
se utilizó una herramienta FMI. Las tendencias
de estas fracturas fueron representadas
gráficamente en un diagrama de roseta y
ayudaron a los geocientíficos a visualizar la
tendencia NO–SE predominante de las fracturas.
Además, mostraron que la mayoría de las
fracturas de este pozo eran fracturas abiertas
o parcialmente abiertas y sus direcciones
correspondían a la dirección de un conjunto
de fallas.
37
Tyr
o
Law
ren
ne-
Mo
unt
Un
ion
Fre
Ho nch
me Cr
-Ga eek
llitz
in
cev
ille
-At
No obstante, en el campo, la forma de la ondícula
sísmica a través del tope del horizonte Oriskany
variaba entre una localización y otra.22 Esta variabilidad no afectaba la interpretación estructural de
gran escala pero sí afectaría la interpretación estratigráfica y la búsqueda de rasgos de pequeña escala.
Los científicos efectuaron la descomposición
espectral del volumen de datos sísmicos 3D y examinaron los volúmenes de frecuencias seleccionados, que revelaron la presencia de estructuras
sutiles en los datos (abajo). Además, extrajeron
el volumen de isofrecuencias a 30 Hz a través de
la descomposición espectral, aislaron el tope del
horizonte Oriskany como una porción del volumen —limitada 12 ms por encima y 12 ms por
tic
a
Bla
irsv
ille
-Bro
adt
Pitt
op
Con sbur
dad gh-W
o de as
h
Wa ingt
shin on
gto
n
Con
dad
o de
Gree
ne
Pars
ons
0
Anomalía magnética, nT
–300 –200
–100
–30
0
30
50
km
0
mi
100
50
200 400
> Discontinuidades estructurales de rumbo transversal (CSD) en un mapa de anomalías magnéticas.
La interpretación de una porción del mapa de anomalías magnéticas de América del Norte muestra
las CSDs noroeste-sudeste que cruzan la cuenca de los Apalaches. Existe una clara discontinuidad
en la anomalía del campo magnético al sudoeste de Pensilvania, a través de la CSD del Condado de
Washington, que es interpretada como una zona de corte relacionada con las fracturas NO–SE del
campo Steckman Ridge, que se encuentra en el Condado de Bedford (contorno negro). [Mapa de
anomalías magnéticas adaptado del Servicio Geológico de EUA (Bankey et al, referencia 21).]
(CSD), o lineamientos, de orientación NO (arriba).21
Los resultados de estos estudios demostraron que
las fracturas naturales podían estar ejerciendo un
control significativo sobre la porosidad y la permeabilidad del campo y sobre las estructuras totales de los anticlinales del campo Steckman Ridge.
Si eso fuera cierto, las evidencias del sistema de
fracturas de orientación NO deberían haber resultado visibles en los atributos sísmicos extraídos
–400
–
Amplitud
0
+
de los datos sísmicos. Por consiguiente, se procedió a reexaminar los datos sísmicos 3D utilizando
técnicas avanzadas de análisis de detección de
fracturas para identificar y mapear los efectos
más sutiles de los sistemas de fracturas abiertas.
El análisis espectral de los datos sísmicos
indicó que el contenido de frecuencias de la ondícula sísmica era bastante consistente y oscilaba
entre 25 y 75 Hz en las localizaciones de los pozos.
Oilfield Review
SUMMER 12
Frecuencia,
Hz
Subtle Fractures Fig.
9
0
ORSUM
12-SUBFRCTS
9
–400
Descomposición
espectral
75
21.Para obtener más información sobre las diaclasas de la
cuenca de los Apalaches, consulte: Engelder T, Lash GG
y Uzcátegui RS: “Joint Sets That Enhance Production
from Middle and Upper Devonian Gas Shales of the
Appalachian Basin,” AAPG Bulletin 93, no. 7 (Julio
de 2009): 857–889.
Bankey V, Cuevas A, Daniels D, Finn CA, Hernández I,
Hill P, Kucks R, Miles W, Pilkington M, Roberts C, Roest
W, Rystrom V, Shearer S, Snyder S, Sweeney R, Vélez J,
Phillips JD y Ravat D: “Digital Data Grids for the
Magnetic Anomaly Map of North America,” Reston,
Virginia, EUA: Servicio Geológico de EUA, Reporte de
Archivo Abierto 02-414, 2002.
22.Para ver una clase breve sobre las ondículas sísmicas,
consulte: Henry SG: “Catch the (Seismic) Wavelet,”
AAPG Explorer 18, no. 3 (Marzo de 1997): 36–38.
Henry SG: “Zero Phase Can Aid Interpretation,”
AAPG Explorer 18, no. 4 (Abril de 1997): 66–69.
23.El desplazamiento o movimiento por desplazamiento de
rumbo se refiere al movimiento del otro lado de la falla
de desplazamiento de rumbo respecto del lado de
referencia; el lado en el que uno se encuentra de cara
a la falla. El movimiento es lateral derecho cuando el
otro lado de la falla se mueve hacia la derecha y es
lateral izquierdo cuando el otro lado se mueve hacia
la izquierda.
Orientación
del cubo
y
Tiempo
x
0 a 10 Hz
10 a 20 Hz
0
Tiempo, ms
Tiempo, ms
Descomposición espectral
0
Suma
espectral
400
20 a 30 Hz
Entrada
(0 a 125 Hz)
400
40 a 50 Hz
30 a 40 Hz
> Descomposición espectral. La descomposición espectral de una ondícula sísmica (extremo superior izquierdo), que contiene un amplio rango de
frecuencias, separa la ondícula en muchas trazas con una sola frecuencia (extremo superior derecho). El proceso de descomposición espectral se
desarrolla de izquierda a derecha, y la suma espectral —el proceso inverso al de la descomposición espectral— de derecha a izquierda. En la
descomposición espectral de un volumen de datos sísmicos 3D con todas las frecuencias (extremo inferior), el filtrado con filtro pasa banda genera
volúmenes que contienen datos con rangos de frecuencias estrechos.
38
Oilfield Review
Alta
Azimut de la fractura
Amplitud
Echado de la fractura
Ángulo del
echado,
grados
90
Azimut del
echado,
grados
Baja
360
300
60
Clark 240
1663
180
30
120
60
0
0
Anticlinal A
SR9
0
0
km
0,5
mi
debajo del picado del horizonte— y luego, utilizando secciones en tiempo, efectuaron un corte
en este subvolumen de 24 ms de espesor. De este
modo, lograron ver evidencias claras de la existencia de zonas de corte de tendencia NO que
atravesaban el rumbo NNE de los ejes anticlinales (izquierda). Estas zonas de corte fueron los
únicos rasgos estructurales descubiertos, con la
misma orientación que la del sistema de fracturas observado tanto en los afloramientos locales
0,5
N
E
746 ms
, Amplitud de isofrecuencias al tope de la
formación Oriskany. Un mapa de una sección
sísmica de tiempo con un tiempo de viaje doble
Porosidad de la matriz
(ida y vuelta) de 746 ms a través del volumen
de isofrecuencias a 30 Hz, después de la
Porosidad, se centra en el tope
descomposición espectral,
%
de la formación Oriskany, en el Anticlinal A.
8
Las variaciones de amplitud resaltan los
corrimientos por desplazamiento
de rumbo
6
lateral derecho y lateral izquierdo a través
del anticlinal. Un ejemplo
es el corrimiento
4
lateral derecho NO–SE (línea roja de guiones)
que corta la gran área
2 de gran amplitud azul.
Al sudoeste, los corrimientos laterales
0 área de amplitud azul
izquierdos de la misma
son paralelos a la línea roja de guiones.
Estos corrimientos NO–SE son consistentes
con los lineamientos estructurales NO–SE
mapeados en todo el territorio de Pensilvania,
interpretados como zonas de corte de rumbo
transversal que controlan el almacenamiento
de gas y el régimen de flujo del yacimiento
Steckman Ridge.
Tiempo
como en los datos FMI del pozo vertical cercano
Clark 1663.23 Los científicos determinaron que
Traza de la fractura
estas zonas de corte eran los rasgos estructurales
que controlaban el sistema de fracturas altamente permeable respecto del cual se consideraba que poseía la capacidad de almacenamiento
real para el gas del campo.
Los geocientíficos de Schlumberger diseñaron
un modelo de redes de fracturas discretas (DFN)
de doble porosidad para asistir en el diseño de las
trayectorias de los pozos, para actualizar con
datos del programa de perforación y para utilizar
para el modelado del almacenamiento y la recuperación del gas (abajo). Los datos de entrada
para el modelo incluyeron las zonas de corte y los
conjuntos de fracturas mapeados a partir de la
interpretación sísmica, la apertura de las fractu-
Gráfica polar
0°
90°
75°
60°
330°
300°
30°
60°
45°
30°
15°
90°
270°
240°
120°
150°
210°
180°
Echado de la fractura
Ángulo del
echado,
grados
90
Azimut de la fractura
Azimut del
echado,
grados
360
300
60
Traza de la fractura
Porosidad,
%
8
6
240
180
30
Porosidad de la matriz
120
4
2
60
0
0
Oilfield Review
SUMMER 12
Subtle Fractures Fig. 11
ORSUM 12-SUBFRCTS 11
0
Oilfield Review
SUMMER 12
Subtle Fractures Fig. 12
ORSUM 12-SUBFRCTS 12
polar (DFN), que fue dividido
> Modelado de redes de fracturas discretas. Para el yacimiento Oriskany se construyó un modelo de redes de fracturasGráfica
discretas
verticalmente en cinco zonas. En el modelo se incorporaron los resultados de las interpretaciones sísmicas y de registros. Los resultados 0°de la zona 5
90°
30°
330°fracturas.
muestran, de izquierda a derecha, el echado de la fractura, el azimut de la fractura, la porosidad matricial y las trazas de las 27 367
La traza
de
75°
una fractura es una curva formada por la intersección de una fractura que atraviesa la superficie de un horizonte. La gráfica polar radial (extremo
superior
60°
derecho) resume los echados y las direcciones de los echados de los planos de fracturas modelados, que se inclinan de 45°
60°
300° a 90° en las direcciones
45°
sudoeste a noreste. Un polo es una línea perpendicular a un plano de fractura; una fractura que tiene un azimut de rumbo de 135° y un ángulo
de echado
30°
de 75° al NE queda representada gráficamente como un punto con un ángulo de dirección de 45°—si se lee en sentido horario alrededor 15°
del diagrama— y
una inclinación de 75°— si se lee desde el centro hacia el borde— en una gráfica polar.
90°
270°
240°
Volumen 24, no.2
120°
150°
210°
180°
39
Pozo vertical
Pozo horizontal
> Planeación de pozos horizontales para que intersecten fracturas abiertas. Algunos estudios
indican que los pozos verticales sólo tienen una posibilidad remota de intersectar fracturas verticales.
En el campo Steckman Ridge, los ingenieros proyectaron perforar pozos horizontales paralelos al eje
anticlinal y a través de las zonas transversales de corte y fracturas identificadas a partir de los
análisis de datos sísmicos, geológicos y de mapeo de superficie.
ras, el relleno de las fracturas, el ángulo de No obstante, inmediatamente después de alcanechado y el azimut del echado derivados de las zar el yacimiento, los perforadores encontraron
imágenes FMI y la conductividad de las fracturas grandes sistemas de fracturas abiertas. En las dos
obtenida de los registros de resistividad; los picos secciones horizontales, después de perforar sólo
de alta conductividad eléctrica de los registros de 40 m [130 pies] y 53 m [172 pies], respectivaresistividad se correlacionaron con las fracturas mente, los perforadores experimentaron pérdidas
más abiertas y, presumiblemente, más conducti- de circulación en el sistema de fracturas abiertas,
lo que los obligó a suspender las operaciones.
vas desde el punto de vista hidráulico.24
Los datos revelaron la existencia de dos con- Luego de haber hallado buenas zonas para la
juntos de fracturas en el campo. Uno de los con- inyección de gas, los operadores consideraron
juntos se disponía de oeste a este en la porción que estos pozos eran adecuados para el almacesur del campo, y el otro de NO a SE. En dirección namiento de gas, por lo que ambos fueron termihacia el norte, ambas tendencias rotaban en sen- nados en agujero descubierto, y la tubería de
tido horario. Los científicos teorizan que esta rota- revestimiento se hizo penetrar 15 m [50 pies] en
ción se asocia con la rotación del campo de esfuerzos el tope del yacimiento para asegurar el aislamiento de la unidad de almacenamiento.
lejos de las zonas de corte de tendencia NO.
Oilfield Review Los pozos restantes fueron terminados en
Los planificadores de pozos de Spectra Energy
SUMMER 12
conjunto
que trabajaron para la asociación utilizaron
Subtleeste
Fractures
Fig. 13con las actualizaciones del modelo
DFN;
el proceso
consistió en perforar un pozo
modelo para diseñar los pozos horizontales
a
lo
largo
ORSUM 12-SUBFRCTS
13
de trayectorias NE a SO a fin de maximizar la inter- hasta la profundidad final (TD), correr un regiscepción de los sistemas de fracturas de rumbo trans- tro FMI, actualizar el modelo DFN y perforar el
versal de orientación NO a SE (arriba). Los pozos pozo siguiente. Por ejemplo, las fracturas interpreSR10 y SR14, el primer y segundo pozos perfora- tadas en el registro FMI corrido en el pozo SR21
dos en estos rasgos definidos por medio de méto- fueron utilizadas para actualizar el modelo antes
dos sísmicos, fueron perforados en los Anticlinales de perforar el pozo siguiente (próxima página).
A y C, respectivamente. El objetivo de los planifi- Además, los perforadores utilizaron el modelo
cadores de pozos era perforar secciones hori- DFN para la geonavegación de todos estos pozos
zontales de 305 m [1 000 pies] para ambos pozos. horizontales.
40
Dada la complicada estructura geológica del
área del campo, el direccionamiento de los pozos
constituyó un desafío. Los ingenieros obtuvieron
registros sónicos y de densidad en los puntos críticos, durante la perforación, a fin de generar
trazas sísmicas sintéticas para correlacionarlas
con las trazas sísmicas reales y utilizaron estos
ajustes preliminares entre el pozo y la sísmica
para comparar la localización de perforación
vigente en ese momento con el objetivo de perforación que había sido planificado en base a los datos
sísmicos. Esta metodología de posicionamiento de
pozos guiada geofísicamente ayudó a los ingenieros a ajustar las trayectorias de los pozos. Los ingenieros de Schlumberger ejecutaron los planes de
perforación de pozos utilizando las herramientas
de perforación direccional de Schlumberger.
El sistema de perforación vertical rotativa direccional PowerV fue utilizado para mantener el
pozo vertical hasta el punto de comienzo de la
desviación, y los perforadores direccionales ayudaron a direccionar el pozo hasta los objetivos de
entubación, asentamiento y TD del lateral.
La asociación consideró exitosa esta conversión
a instalación de almacenamiento de gas. A través
de un proceso cuidadoso de análisis, integración e
interpretación, el equipo de trabajo identificó y confirmó el sistema de fracturas de control del yacimiento. El plan original consistía en perforar todos
los pozos verticales nuevos para lograr una capacidad de inyección y extracción de 227 y 300 MMpc/d
24.Para ver los procedimientos de desarrollo del modelo
DFN, consulte: Souche L, Astratti D, Aarre V, Clerc N,
Clark A, Al Dayyni TNA y Mahmoud SL: “A Dual
Representation of Multiscale Fracture Network
Modelling: Application to a Giant UAE Carbonate Field,”
First Break 30, no. 5 (Mayo de 2012): 43–52.
25.Mackertich DS y Goulding DRG: “Exploration and
Appraisal of the South Arne Field, Danish North Sea,”
en Fleet AJ y Boldy SAR (editores): Petroleum Geology
of Northwestern Europe—Actas de la 5a Conferencia
sobre Geología del Petróleo. Londres: Sociedad
Geológica (1999): 959–974.
26.Herwanger JV, Schiøtt CR, Frederiksen R, If F, Vejbæk
OV, Wold R, Hansen HJ, Palmer E y Koutsabeloulis N:
“Applying Time-Lapse Seismic Methods to Reservoir
Management and Field Development Planning at South
Arne, Danish North Sea,” en Vining BA y Pickering SC
(eds): Petroleum Geology: From Mature Basins to New
Frontiers—Actas de la 7a Conferencia sobre Geología
del Petróleo. Londres: Sociedad Geológica (2010): 523–535.
27.Para obtener más información sobre análisis sísmicos
efectuados con la técnica de repetición (técnica de
lapsos de tiempo), consulte: Pedersen L, Ryan S, Sayers
C, Sonneland L y Veire HH: “Seismic Snapshots for
Reservoir Monitoring,” Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno
de 1996): 32–43.
Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R,
Khazanehdari J, Pickering S y Smith P: “El tiempo
lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos
sísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2
(Otoño de 2004): 6–17.
Oilfield Review
Mapeo detallado de redes de fracturas
El campo South Arne se encuentra situado en el sector danés del Mar del Norte, a unos 250 km [155 mi]
al ONO de Esbjerg, en Dinamarca. Hess opera el
campo desde el año 1994; sus socios son DONG
Energy A/S y Danoil Exploration A/S. El yacimiento
se encuentra ubicado en las cretas de la formación
Tor, de edad Cretácico Tardío, y la formación suprayacente Ekofisk de edad Paleógeno Temprano, en
una estructura alargada de tendencia NO–SE.25
La producción de petróleo comenzó en el año
1999 en los pozos horizontales perforados en sentido paralelo al eje estructural y es sustentada
con inyección de agua desde pozos horizontales
perforados en sentido paralelo a los pozos de producción y entrelazados con éstos. Para asistir en
la producción, ambos tipos de pozos fueron sometidos a programas de estimulación por fracturamiento que utilizaron bien sea ácido para erosionar
la superficie de las fracturas inducidas o apuntalante para mantener abiertos los canales que constituyen las fracturas. Las fracturas inducidas
poseen planos de fracturas verticales de orientación NO–SE, paralelos a la estructura anticlinal.
El esquema de implantación de pozos y el programa de estimulación favorecieron el barrido
Volumen 24, no.2
Profundidad, pies
de gas, respectivamente. Actualmente, la asociación cuenta con una capacidad de compresión instalada para inyectar 150 MMpc/d [4,2 millones de
m3/d] de gas. Hasta la fecha, se reingresó a los
cinco pozos de producción verticales originales y se
procedió a su re-terminación con grados variados
de éxito, y la asociación perforó y terminó muchos
menos pozos que los planificados originalmente.
Los pozos nuevos fueron pozos horizontales altamente exitosos. El desempeño de los pozos indica
tasas cercanas a los niveles de extracción objetivo.
La asociación está evaluando si pueden requerirse
más pozos horizontales, pero la posibilidad de
inyectar y extraer gas con las tasas de diseño o tasas
similares, con un número significativamente menor
de pozos horizontales que los planificados originalmente, generará un ahorro sustancial de costos.
A fin de convertir el campo Steckman Ridge
en una instalación de almacenamiento subterráneo de gas, los ingenieros hicieron uso de los atributos derivados de los datos sísmicos para
identificar zonas de corte sutiles de rumbo transversal y los sistemas de fracturas asociados. En el
Mar del Norte, los geocientíficos están utilizando
técnicas avanzadas de análisis de atributos sísmicos para el mapeo detallado de redes de fallas
que proveen una capacidad adicional de producción de yacimientos.
–4 250
–4 500
–4 750
–5 000
–5 250
–5 500
–5 750
–6 000
–6 250
–6 500
–6 750
–7 000
–7 250
–7 500
Incremento de
la densidad de
las fracturas
Anticlinal B
Pozo SR21
Fallas de orientación NNE
Fallas de corte
> Controles sobre la densidad de las fracturas. La sección horizontal del pozo
SR21 (línea púrpura) fue perforada en sentido paralelo al eje del Anticlinal B
e intersectó las fracturas (discos marrones) interpretadas a partir de las
imágenes FMI. La densidad de las fracturas se incrementó cuando el
pozo atravesó una falla de corte (línea roja de guiones). Las líneas azules
representan las fallas de orientación NNE mapeadas durante el proceso de
interpretación sísmica inicial. Las curvas de contorno (negro) y los colores
indican la profundidad hasta el tope de la formación Oriskany.
homogéneo del yacimiento.26 Al cabo de algunos mientos sísmicos ejecutados con la técnica de
años, los datos de producción indicaron que los repetición ayudan a los operadores a monitorear
fluidos del yacimiento no fluían como se había un yacimiento, mapear los trayectos y las barreproyectado y que el barrido del yacimiento se ras para el movimiento de los fluidos y comprender los fenómenos asociados con los yacimientos,
estaba volviendo más heterogéneo.
En consecuencia, en el año 2005, Hess y tales como la compactación que resulta de los
Schlumberger pusieron en marcha un programa cambios producidos en la distribución del contede sísmica de repetición (técnica de lapsos de nido de fluidos del yacimiento.27 Para el campo
tiempo) para investigar las configuraciones de South Arne, un levantamiento sísmico 3D previo
Oilfield
Reviewa la producción, ejecutado en el año 1995, sirvió
flujo indicadas en los datos de producción
y comSUMMER
pararlas con las configuraciones inferidas
a par-12 como levantamiento de referencia y un levantaSubtle Fractures Fig. 14
tir de la interpretación de los datos sísmicos miento 3D llevado a cabo en el año 2005 sirvió
ORSUM 12-SUBFRCTS 14
adquiridos con la técnica de repetición. La inter- como levantamiento de monitoreo.
pretación sísmica con la técnica de repetición
Un resultado clave del análisis sísmico con la
compara uno o más levantamientos recientes con técnica de repetición fue una fuerte indicación de
un levantamiento de referencia para descubrir que las fallas estaban afectando el flujo del yacilos cambios relacionados con la producción en el miento ya que proporcionaban capacidad de flujo
volumen de yacimiento estudiado. Los levanta- adicional en sentido paralelo a su rumbo, pero
41
Tope de la formación Tor: diferencia
resultante de la técnica de repetición
Colapso de la cresta
N
Dilatación hacia los flancos
N
N
5 km [3,1 mi]
2 km [1,2 mi]
Diferencia de amplitud
–
0
28.Herwanger et al, referencia 26.
29.Aarre V y Astratti D: “Seismic Attributes for Fault
Mapping—The Triple Combo,” presentado en el
Seminario de Geofísica de la Sociedad de Exploración
Petrolera de Gran Bretaña sobre Amplitudes y Atributos;
Usos y Abusos, Londres, 15 al 16 de junio de 2011.
30.Aarre V: “Globally Consistent Dip Estimation,”
Resúmenes Expandidos, 80a Reunión Anual de la SEG,
Denver (15 al 17 de octubre de 2010): 1387–1391.
31.Randen T, Monsen E, Signer C, Abrahamsen A,
Hansen JO, Sæter T, Schlaf J y Sønneland L:
“Three-Dimensional Texture Attributes for Seismic Data
Analysis,” Resúmenes Expandidos, 70a Reunión Anual
de la SEG, Calgary (6 al 11 de agosto de 2000): 668–671.
32.Roberts, referencia 16.
33.Para obtener más información sobre el procedimiento
patentado de seguimiento de las huellas de hormigas
(ant tracking), consulte: Pedersen SI, Randen T,
Sønneland L y Steen Ø: “Automatic Fault Extraction
Using Artificial Ants,” Resúmenes Expandidos, 72a
Reunión Anual de la SEG, Salt Lake City, Utah, EUA (6 al
11 de octubre de 2002): 512–515. Pedersen SI: “Image
Feature Extraction,” Patente de EUA No. 8.055.026 (8 de
noviembre de 2011).
34.Souche et al, referencia 24.
35.La expresión “en escalón” se refiere a una disposición
escalonada o imbricada de objetos similares, bien sea
a la derecha o a la izquierda del objeto de referencia.
+
impedían el flujo en sentido perpendicular al
rumbo (arriba). Los ingenieros han incorporado
este comportamiento de flujo anisotrópico en los
modelos de simulación del yacimiento; los pronósticos de flujo del yacimiento han mejorado, proporcionando una concordancia más estrecha
entre las presiones estimadas y las presiones reales medidas en los pozos de evaluación perforados
para la extensión del campo hacia el norte.28
Desde ese estudio, Hess y Schlumberger siguieron colaborando para mejorar la generación de
Oilfield Review
imágenes de la estructura de fallas del campo
SUMMER 12
South Arne.29
Subtle Fractures Fig. 15
Existe un procedimiento
prometedor 15
para
ORSUM 12-SUBFRCTS
revelar las estructuras de fallas, que sigue un
flujo de trabajo que identifica tres atributos independientes del echado sísmico, los combina para
conformar un atributo global y luego utiliza un
tipo de procesamiento con realce de bordes para
exaltar las zonas de fallas (derecha). Los atributos independientes —caos, curvatura y varianza—
describen la incertidumbre estructural, la estructura
y la sensibilidad de amplitud de los echados de las
fallas interpretados a partir de los datos sísmicos.
42
Si bien el echado es difícil de estimar correctamente,
los geofísicos utilizaron restricciones globales para
estimarlo de manera confiable y consistente.30
El atributo de caos resulta de la incertidumbre estructural o la variabilidad de las estimaciones sísmicas del echado y el azimut. Este atributo
mide la calidad caótica o desordenada a partir
del análisis estadístico de las respuestas sísmicas
locales —las señales que cambian abruptamente
son caóticas, pero las que varían en forma suave
, Mapa de diferencias de
amplitud resultantes de aplicar
la técnica de repetición en el
campo South Arne. Este mapa
(izquierda) muestra los cambios
de la amplitud sísmica a lo largo
del tope del horizonte Tor entre
los años 1995 y 2005. Las fallas de
dirección NO–SE (verde) dominan
la estructura. Los colores azules
indican una reducción de la
intensidad de la reflexión y la
gama del rojo al amarillo indica
un incremento de ese parámetro.
Los geocientíficos interpretan el
incremento y la reducción de la
amplitud de las reflexiones para
indicar, respectivamente, la
compactación y la dilatación
del volumen de poros de la
formación. La distribución de
los cambios producidos en la
intensidad de la reflexión es el
resultado del flujo y la circulación
de los fluidos de yacimiento,
controlados por las fallas,
durante el proceso de
producción de petróleo
sustentado con inyección
de agua. Las orientaciones de
las fallas favorecieron el colapso
de la cresta estructural y la
compactación (naranja y
amarillo, extremo superior
derecho), el flujo preferencial y el
soporte de presión de los fluidos,
además de la dilatación hacia los
flancos de la estructura (azul,
extremo inferior derecho).
Estimador
de echados
Volumen de
datos sísmicos
No
Volumen
de echados
¿Convergencia?
Restricciones en
términos de echados
• Reciprocidad
• Causalidad
• Consistencia
• Continuidad
Clasificación
y validación
Fallas y fracturas
potenciales
Sí
Atributos de echado
• Caos
• Curvatura
• Varianza
Detección
de bordes
Suma
ponderada
> Estimación globalmente consistente de los echados para el mapeo de fallas y fracturas. El flujo de
trabajo se inicia con el ingreso de los datos sísmicos (extremo superior izquierdo, púrpura) en un
estimador de echados (extremo superior, azul). La comparación en función de las restricciones
relacionadas con los echados (centro, amarillo) determina la convergencia. El resultado es un volumen
de echados (extremo superior derecho, verde) además de tres atributos de echado (centro a la derecha,
verde) utilizados para la identificación de fallas y fracturas. Los atributos de echado son sometidos a
un proceso de suma ponderada y detección de bordes para generar un volumen estimado de fallas y
fracturas potenciales (extremo inferior, de derecha a izquierda). Los geólogos, geofísicos y analistas
de registros de pozos seleccionan y validan (extremo inferior izquierdo, naranja) estas fallas y
fracturas como reales o como otros rasgos geológicos o transformaciones artificiales sísmicas.
Oilfield Review
Tope de la formación Ekofisk: superficie en tiempo
Tope de la formación Ekofisk: echados
Tope de la formación Ekofisk: amplitudes
Tope de la formación Ekofisk: Ant tracking
> Fallas y fracturas a partir del mapeo de los echados. Estas imágenes son mapas de relieve con
sombras en escala de grises de la superficie por tiempo de viaje doble (ida y vuelta) al tope de la
formación Ekofisk; en el esquinero inferior derecho de cada imagen, la flecha verde señala el norte.
Una vista desde el sudeste de la superficie por tiempo de viaje doble (extremo superior izquierdo)
muestra la estructura de tendencia NO–SE del campo South Arne, con una sección sísmica vertical
en el fondo. Las otras son vistas desde el norte y corresponden a los resultados sísmicos superpuestos sobre la superficie por tiempo de viaje doble. La amplitud de las reflexiones (extremo superior
derecho) depende del contraste de las rocas a lo largo de la superficie; la amplitud en color azul
muestra la polaridad de reflexión negativa producida por una reducción de la impedancia sísmica
en el tope de la formación Ekofisk, que exhibe una impedancia sísmica inferior a las lutitas que la
suprayacen en forma inmediata. Los echados estructurales (extremo inferior izquierdo) obtenidos del
proceso de estimación de echados muestran el echado en cada uno de los puntos de la superficie y
son independientes de la intensidad de la reflexión. La escala de grises indica la magnitud y la dirección
de los echados y varía entre blanco y negro; el blanco indica los echados hacia el oeste y el negro,
los echados hacia el este. El procesamiento de los echados con detección y realce de bordes que
utiliza el procedimiento de seguimiento de las huellas de hormigas (ant tracking) acentúa las trazas
de las fallas y las fracturas (amarillo y naranja, extremo inferior derecho) que atraviesan la superficie.
no lo son— lo que ayuda a identificar las fallas y
las fracturas, que producen disrupciones en el
volumen sísmico.31 El caos es un atributo independiente porque no varía con la amplitud sísmica
o con la orientación del echado, lo que significa
que el valor del caos será el mismo en una región
de baja amplitud que en una de alta amplitud o en
una región inclinada o una región plana del volumen sísmico 3D.
El segundo atributo, el atributo de curvatura,
describe la variación estructural lateral del echado.
Los valores de curvatura grandes resaltan los
cambios abruptos producidos en el echado y son
indicadores comunes de la presencia de fallas
y fracturas.32
El tercer atributo, la varianza de la amplitud, es
un atributo sísmico de la familia de la coherencia.
Volumen 24, no.2
La varianza de la amplitud revela la falta de continuidad de la señal, que es útil para identificar
fallas y rasgos estratigráficos.
Los tres atributos independientes —caos, curvatura y varianza— se combinan para conformar
un atributo sísmico global, utilizando una suma
ponderada de los datos de entrada independientes; la ponderación ecualiza cada una de las contribuciones, de modo que éstas afectan el atributo
de salida global de un modo similar. Este volumen
Review
de atributosOilfield
combinados
es sometido a un proceSUMMER 12
samiento con realce de bordes que utiliza el proSubtle Fractures Fig. 17
cedimiento ORSUM
de seguimiento
de las17huellas de
12-SUBFRCTS
hormigas (ant tracking) para destacar los planos
de fallas y eliminar otros rasgos no estructurales.33
El volumen sísmico resultante —un cubo de
fallas— proporciona una descripción detallada
de la red de fallas asociadas con las fracturas que
controlan la producción del yacimiento (izquierda).
Estos detalles constituyen datos de entrada importantes para los modelos de simulación de yacimientos y geomecánicos del subsuelo, que son
utilizados por los ingenieros para pronosticar las
propiedades de los yacimientos y su evolución con
la producción.
Modelado de redes de
fracturas con múltiples escalas
Idealmente, los modelos de yacimientos deberían
incluir todo lo que se conoce acerca de la geología, las propiedades de las rocas y los fluidos, y la
historia de producción de un yacimiento. Las fallas
y las fracturas merecen un tratamiento especial
porque representan discontinuidades existentes
en las rocas. Los cambios producidos en las propiedades, cerca de las fallas y las fracturas, son tan
importantes como los cambios producidos en las
propiedades cerca de las superficies y los horizontes
estratigráficos; límites de estratificación, secuencias y discordancias. La litología puede ser desplazada en forma leve o drástica a lo largo de las
fallas, en tanto que la porosidad y la permeabilidad
pueden variar en sus proximidades. Las fallas y las
fracturas pueden afectar los regímenes de flujo
de fluidos al actuar como canales preferenciales
para el flujo, si están abiertas, o como obstáculos si
están selladas.
Mediante la utilización de datos sísmicos para
detectar una red de fallas y fracturas, un equipo de
geocientíficos de Abu Dhabi Company for Onshore
Oil Operations (ADCO), la compañía operadora, y
Schlumberger llevaron a cabo un estudio de un
campo carbonatado gigante situado al sudeste de
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, para determinar cómo captar mejor los detalles de la red sospechada de afectar la producción del yacimiento.34
El objetivo era representar los lineamientos sísmicos en modelos de yacimientos de la manera
más completa y eficiente posible con las restricciones impuestas por el entorno computacional.
La producción proviene de la formación
Thamama de edad Cretácico Inferior. La estructura corresponde a un anticlinal extenso y suave
que se alarga en dirección nordeste y es cruzado
por cuatro conjuntos de fracturas identificados
tanto en los datos de pozos como en los datos sísmicos 3D. El conjunto principal de fracturas de
corte exhibe una orientación ONO–ESE, un corrimiento por desplazamiento de rumbo lateral
derecho y un espaciamiento regular escalonado de
3 a 4 km [2 a 2,5 mi].35 Los datos muestran que el
conjunto puede relacionarse con la reactivación
de las fallas de desplazamiento de rumbo del
basamento Precámbrico. El segundo conjunto
43
tiene una orientación NO–SE y, según surge de la
interpretación, corresponde al conjunto de
estructuras de corte Riedel sintéticas, laterales
derechas, asociadas con el conjunto principal.36
orientación NNO–SSE, está compuesto por fracturas de extensión que se propagaron entre las
fracturas del conjunto principal de fracturas de
corte ONO–ESE.
El tercer conjunto tiene una orientación N–S y,
según surge de la interpretación, es el conjunto
de estructuras de corte Riedel antitéticas, laterales izquierdas. Un cuarto conjunto secundario, de
Sección vertical
Gráfica polar del pozo E
0
Amplitud
+
Pozo E
330°
Fracturas y fallas
Falla
Posible falla
300°
Fractura resistiva
Fractura delgada
0°
90°
30°
70°
60°
50°
30°
–
10°
270°
90°
Falla
240°
120°
210°
150°
180°
MD,
pies
Aumento vertical de 50 veces
Sección en profundidad
0
°API 140
Ant
tracking
Echados
0
grados 90
X 250
0
Amplitud
+
–
Pozo E
Rayos gamma
Celdas de la
cuadrícula
Corte transversal del pozo E
X 500
X 750
Falla picada a mano
Y 000
> Evaluación de las estimaciones sísmicas de fallas y fracturas. Las fallas (cian) fueron interpretadas en las secciones verticales (extremo superior
izquierdo) y en las secciones en profundidad (extremo inferior izquierdo) cerca de las trayectorias de los pozos; en este caso el pozo E (amarillo).
Estas fallas identificadas por métodos sísmicos fueron el resultado de la estimación de los echados y del seguimiento de las huellas de hormigas y
se compararon con las fallas picadas a mano a partir de los datos sísmicos (líneas rojas) y con las fallas y fracturas interpretadas de los registros de
imágenes FMI (discos naranjas y rojos a lo largo del pozo E). Las fallas y fracturas interpretadas en los registros de imágenes del pozo E se representan
gráficamente en una red estereográfica de una gráfica polar radial (extremo superior derecho) y en una sección de registro de pozo (extremo inferior
derecho) para una comparación más detallada con otras mediciones
de pozos
y datos sísmicos. Los rectángulos azules y verdes del carril 1 de la sección
Oilfield
Review
del registro de pozo muestran los intervalos en los que las entradas
de agua 12
(azul) y petróleo (verde) en el pozo fueron detectadas durante las pruebas de
SUMMER
registros de producción e interpretadas como asociadas con las Subtle
fallas que
cruzan el
pozo
Fractures
Fig.
18 horizontal. El carril 2 muestra los intervalos en los que se
identificaron las fallas a través del procesamiento de los datos sísmicos
el seguimiento18de las huellas de hormigas; los rectángulos grises marcan
ORSUMpor
12-SUBFRCTS
dónde el pozo E cruza las fallas. Las flechas de los echados del carril 3 indican la profundidad y la orientación de las fracturas observadas en el registro
de imágenes FMI: el color de las flechas indica la clasificación de las fracturas; el círculo se representa en la profundidad y el echado de la fractura y la
cola provee el azimut del echado de la fractura. El carril 4 (verde claro) muestra los límites de las celdas de la cuadrícula cruzados por la representación
del pozo E en el modelo 3D del sistema de fracturas del yacimiento. (Adaptado de Souche et al, referencia 24.)
44
Oilfield Review
Fracturas grandes: red de fracturas discretas
Fracturas pequeñas: modelo de fracturas implícitas
Rescalado de las propiedades
efectivas de las fracturas para la simulación
Alta
Intensidad
Permeabilidad
Baja
Alta
Baja
> Modelo híbrido de un sistema de fracturas naturales. El modelo híbrido combina una red de fracturas discretas (DFN) para las fracturas grandes (izquierda)
con un modelo de fracturas implícitas (IFM) para las fracturas pequeñas (centro) generando una sola estructura coherente (derecha). El rescalado del modelo
posibilita la comprobación eficiente de los planes de desarrollo de yacimientos y de los resultados de producción. Cada color de la gráfica DFN representa
un conjunto DFN diferente. El modelo cubre un área de 33 km2 [13 mi2]. (Adaptado de Souche et al, referencia 24.)
El conjunto de datos para este estudio incluyó
datos sísmicos migrados en tiempo antes del apilamiento (PSTM) 3D, que fueron convertidos de
tiempo a profundidad a través del yacimiento, un
vasto conjunto de datos de registros de pozos consistente en 55 registros de imágenes y 18 registros
de producción de pozos horizontales y verticales, y
un modelo estático 3D del yacimiento basado en la
interpretación realizada por el equipo a cargo de
los activos de ADCO acerca de la geología, la estratigrafía, la litología, y las propiedades de las rocas
y los fluidos derivadas de los análisis de registros
de pozos, núcleos, petrofísicos y de fluidos.
Para extraer la información sobre fallas y
fracturas a partir de los datos sísmicos PSTM 3D,
el flujo de trabajo siguió un procedimiento similar al utilizado para el campo South Arne; luego
intervino el equipo de interpretación que comparó los resultados sísmicos con los registros de
imágenes y llevó a cabo esta tarea utilizando secciones sísmicas a lo largo de las trayectorias de
pozos o mapas sísmicos de cortes verticales dentro del intervalo prospectivo o a lo largo de las
secciones horizontales de los pozos horizontales.
Los lineamientos sísmicos se retenían en el cubo
de fallas si mostraban una concordancia estrecha
con la interpretación de los registros de imágenes (página anterior). Los lineamientos restantes
fueron explorados posteriormente para ser clasificados como límites sedimentarios o como transformaciones artificiales resultantes de los procesos de
adquisición y procesamiento de los datos sísmicos.
El equipo de trabajo incorporó el cubo de
fallas verificado en el modelo de yacimientos 3D.
Los desafíos que se debería abordar eran incluir y
representar tantos elementos con el detalle suficiente para que el modelo resultara fiel a la geología
del yacimiento y significativo para los ingenieros de
yacimientos; y a la vez mantener los cómputos del
Volumen 24, no.2
modelo manejables. Para abordarlos, el equipo eligió un modelo híbrido utilizando una representación multiescala.37 Las fracturas grandes, que se
creía que controlaban el flujo de los fluidos inyectados en este yacimiento, fueron modeladas
explícitamente utilizando una red de fracturas
discretas (DFN). Las fracturas pequeñas, que se
creía que incrementan la permeabilidad matricial,
fueron representadas estadísticamente utilizando
un modelo de fracturas implícitas (IFM). El umbral
de tamaño entre las fracturas grandes y las pequeñas dependió del tamaño de la cuadrícula: las fracturas grandes proporcionaron conectividad dentro
de las celdas y las fracturas pequeñas contribuyeron
a las propiedades de las celdas. Los modelos DFN e
IFM pueden combinarse y escalarse a los efectos
de la simulación dinámica del yacimiento (arriba).
El resultado más importante del modelo híbrido es
que un modelo único da cuenta de los efectos predoOilfield Review
minantes de
las fracturas
SUMMER
12 grandes y de las contribuciones de las
fracturas
más Fig.
pequeñas.
Subtle Fractures
19 El modelo
ORSUM
12-SUBFRCTS
19 considehíbrido también
produce
una aceleración
rable del tiempo de computación, que se reduce de
horas a minutos, lo que hace posible probar diversos
escenarios de desarrollo de yacimientos y sus resultados de producción en forma eficiente y rápida.
La observación de las fracturas en el futuro
Para asegurar el éxito del desarrollo y la producción de yacimientos, los ingenieros deben tener un
conocimiento geológico preciso de las fracturas y las
fallas naturales. El análisis de los datos sísmicos es
fundamental para este proceso, y los atributos sísmicos desempeñan un rol crucial para ayudar a los
intérpretes a identificar rasgos sutiles. También es
vital la integración de los resultados sísmicos con
las tendencias geológicas de gran escala, los datos
de registros, los estudios de afloramientos y los
resultados de perforación en tiempo real.
El conocimiento de los sistemas de fracturas
naturales y sus orientaciones, dimensiones y propiedades físicas permite a los operadores planificar las trayectorias de los pozos de manera de
intersectar estos sitios óptimos en los yacimientos controlados por la porosidad y la permeabilidad de las fracturas; o evitarlos si es necesario.
Y si bien la mayoría las fracturas son demasiado
pequeñas para ser detectadas individualmente
por las ondas sísmicas, los conjuntos y redes de
fracturas pueden producir un impacto colectivo
sobre la respuesta sísmica.
Las nuevas capacidades para la adquisición
de datos sísmicos de alta fidelidad, el mayor
almacenamiento de datos y una informática más
rápida alientan la búsqueda de mapas y modelos
geológicos aún más precisos para apoyar y sustentar las decisiones relacionadas con el desarrollo de yacimientos, la perforación de pozos y la
planificación de instalaciones e infraestructura
de soporte de superficie. La ejecución de esta
búsqueda requerirá formas nuevas e innovadoras
de diseño de atributos sísmicos para una mejor
identificación y caracterización de las fracturas
presentes en los yacimientos. —RCNH
36.Las estructuras de corte de Riedel son estructuras
secundarias que se forman en las zonas de corte e
incluyen dos conjuntos conjugados de superficies de
deslizamiento en escalón. El conjunto sintético presenta
el mismo sentido de desplazamiento que el corte
primario y se inclina formando un ángulo bajo con
respecto a la dirección primaria del movimiento
relativo. El conjunto antitético exhibe el sentido de
desplazamiento opuesto al del corte primario y forma
un ángulo alto con respecto a éste.
37.Souche L, Kherroubi J, Rotschi M y Quental S: “A Dual
Representation for Multiscale Fracture Characterization
and Modeling,” Search and Discovery Article 50244
(Diciembre de 2009), http://www.searchanddiscovery.
com/documents/2009/50244souche/ndx_souche.pdf (Se
accedió el 15 de julio de 2012).
Lee SH, Lough MF y Jensen CL: “Hierarchical Modeling
of Flow in Naturally Fractured Formations with Multiple
Length Scales,” Water Resources Research 37, no. 3
(Marzo de 2001): 443–455.
45