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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 yfracturamiento 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 ÁrabesUnidos
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 lapreparación de este artículo,
se agradece a Art Bonett y a Ismail Haggag, Abu Dhabi,
Emiratos Árabes Unidos.
FMI y PowerV son marcas de Schlumberger.

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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 fracturasa 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
deperforación 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 cuantoal 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 ventanade 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 deesas 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...