Oilfield Review. Datos sísmicos de repetición. Métodos sísmicos de componentes múltiples. El futuro del agua producida.

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1 Oilfield Review Otoño de 2004 Datos sísmicos de repetición Métodos sísmicos de componentes múltiples El futuro del agua producida

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3 Máximo aprovechamiento de los campos petroleros maduros Alrededor de un 70% del petróleo producido en la actualidad proviene de campos de más de 30 años de longevidad, lo que centra el interés de la industria precisamente frente a los campos petroleros maduros. El mejoramiento de la recuperación desde yacimientos conocidos en tan sólo un uno por ciento implicaría la incorporación de 10 mil millones de barriles [1600 millones de m 3 ] de petróleo equivalente al volumen de reservas mundiales. Los medios para el logro de ese modesto objetivo deben incluir el incremento de los factores de recuperación desde campos maduros cuya producción se encuentra en declinación, también conocidos como campos marginales. Se trata de recursos conocidos situados en localizaciones conocidas; a menudo, lo único que se necesita para explotar el potencial de recursos es la aplicación de tecnologías conocidas en forma oportuna y metódica. Además se están desarrollando nuevas tecnologías para maximizar estas reservas. Existen campos maduros en todo el mundo. El área marina de América del Norte y la plataforma continental del Golfo de México tienen muchos campos que se encuentran en etapas avanzadas de sus vidas productivas. Numerosos campos petroleros del Mar del Norte ya han pasado su pico de producción y el potencial que albergan los campos más longevos de Rusia es considerable. Otras regiones, incluyendo China, India, Australia y Argentina, contienen una importante cantidad de campos maduros. Muchos lugares del mundo que aún se encuentran desarrollando sus recursos, también cuentan con campos petroleros que están ingresando en la meseta tardía de la curva de producción, incluyendo México, Tailandia, Nigeria y Egipto. Los factores de recuperación de petróleo varían considerablemente entre las diferentes regiones del mundo y entre los distintos yacimientos, oscilando de menos del 5% a más del 80%. Una estimación razonable del factor de recuperación de petróleo promedio es de aproximadamente un 37%. La geología y las propiedades de los fluidos inciden en la recuperación final en cada yacimiento y estas propiedades son difíciles de modificar salvo en la zona vecina al pozo. No obstante, el correcto manejo de los campos petroleros puede mejorar el factor de recuperación mediante el abordaje de las condiciones existentes en la zona vecina al pozo y del yacimiento en conjunto. Por ejemplo, Statoil incrementó el factor de recuperación final del campo Statfjord de 49% en 1986 a casi 66% en el año 2000, y tiene expectativas de lograr una recuperación del 68%. Durante el mismo período, el factor de recuperación del campo Gullfaks perteneciente a la compañía, aumentó de 46% a 54%, con una expectativa futura del 62%. Statoil atribuye estas mejoras a la efectividad del manejo de recursos y a la aplicación de tecnología. 1 Los campos maduros exhiben habitualmente crecientes cortes de agua, a raíz tanto de la intrusión del acuífero natural en las zonas productivas como de los programas de inyección de agua. Nuestra industria produce un volumen mucho mayor de agua que de petróleo a nivel mundial y este volumen de agua debe ser manejado adecuadamente (véase Manejo de la producción de agua: De residuo a recurso, página 30). La producción de agua también afecta los costos de levantamiento (costos de extracción). Una forma de ayudar a controlar estos costos es a través de la optimización de la operación de las bombas eléctricas sumergibles (ESP, por sus siglas en inglés) utilizando las actuales tecnologías de vigilancia rutinaria (véase Examinando los pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP, página 18). Transcurridos varios años de producción, muchos campos petroleros exhiben distribuciones complejas de fluidos y presiones de yacimientos. Uno de los principales desafíos con que se enfrentan los operadores de campos maduros es la compresión de la distribución y el flujo de fluidos existentes dentro de un yacimiento. Esto se puede lograr, pozo por pozo, a través de la aplicación de las técnicas modernas de adquisición de registros detrás del revestimiento. La adquisición de registros del flujo de producción constituye otra importante herramienta de optimización de pozos; una vez determinadas las características de influjo de un pozo, una operación de reparación correctamente diseñada puede amortizarse rápidamente a través del incremento de la producción de petróleo o la reducción de la producción de agua, o ambas cosas al mismo tiempo. Además se dispone de nuevas herramientas para la ingeniería de un campo petrolero entero. La adquisición de levantamientos sísmicos repetidos, que se conocen como estudios sísmicos adquiridos con la técnica de repetición, puede proveer información valiosa para la optimización de un campo (véase El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición, página 6). Los cambios producidos en la saturación y composición de los fluidos, o la ausencia de cambios, pueden indicar la existencia de ciertas zonas del campo que se beneficiarían con la perforación de más pozos o pozos que necesitan reparaciones. Las cuencas maduras plantean grandes desafíos tecnológicos. Los operadores deben manejar la declinación de la producción en el corto plazo, aumentando al mismo tiempo los factores de recuperación en el largo plazo. Aún así, muchos campos petroleros ubicados en áreas maduras están siendo operados utilizando la tecnología implementada en la etapa de desarrollo original del campo. El mejoramiento de la recuperación con este equipo, que a veces alcanza varias décadas de longevidad, es difícil por no decir imposible. Es preciso entonces evaluar nuevas tecnologías, tales como los registros de producción modernos, las instalaciones de superficie actualizadas, los mecanismos de levantamiento adecuados con fines específicos, o los estudios sísmicos adquiridos con la técnica de repetición, para determinar qué elementos resultan económicamente adecuados para la situación en cuestión. Sabemos que los operadores están adoptando estas medidas porque casi un 60% del segmento de negocios de servicios al pozo de Schlumberger gira en torno al rejuvenecimiento de los campos maduros. La tendencia a prolongar la vida productiva de los campos petroleros destaca la importancia de la aplicación de tecnología desde la cuna a la tumba. Los campos que hoy son nuevos, con el tiempo se convertirán en campos maduros. En cada etapa de la vida productiva de un campo petrolero, tenemos que preguntarnos qué se puede hacer para mantener la rentabilidad económica hasta ya bien iniciada la etapa de madurez del campo. Esa pregunta impulsa a Schlumberger a desarrollar nuevas tecnologías adecuadas para extraer el máximo provecho de los recursos existentes en todo el mundo. Usman Ahmed Gerente temático de campos marginales y de yacimientos carbonatados Usman Ahmed se desempeña como gerente global del segmento de campos marginales y yacimientos carbonatados de Schlumberger y reside en Sugar Land, Texas, EUA. Además, ha ocupado diversas posiciones técnicas y ejecutivas dentro de Schlumberger, en los Estados Unidos y en el exterior. Antes de ingresar en Schlumberger, trabajó para Getty Oil y realizó tareas de investigación para TerraTek, Inc. Es autor o coautor de más de 50 publicaciones y 2 patentes en las áreas de estimulación de pozos, evaluación de formaciones, mecánica de rocas y desarrollo de campos petroleros. Actualmente preside el Comité de Implementación de Foros del Hemisferio Oriental de la SPE y además es miembro del Comité de Foros de la SPE. Usman posee una licenciatura y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas, en College Station. 1. Reinertsen Ø: Development of the Tampen Area, Value Creation in a Mature Region, presentado en el Día de los Mercados de Capitales de Statoil (12 de junio de 2003), $FILE/gullfaks.pdf (se accedió el 20 de julio de 2004). 1

4 Editor ejecutivo y editor de producción Mark A. Andersen Editor consultor Gretchen M. Gillis Editores senior Mark E. Teel Matt Garber Editores Don Williamson Roopa Gir Colaboradores Rana Rottenberg Joan Mead Lisa Stewart Diseño y producción Herring Design Steve Freeman Ilustraciones Tom McNeff Mike Messinger George Stewart Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks Traducción y producción LincED Int l. y LincED Argentina, S.A. mail@linced.com; Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez Revisión de la traducción Jesús Mendoza Ruiz Departamento de Mercadotecnia México y América Central (MCA) Schlumberger Oilfield Review 4 Aspectos destacados de una encuesta a lectores Los lectores respondieron a una encuesta relacionada con la publicación del ejemplar de Oilfield Review correspondiente al Invierno de 2003/2004. Este breve artículo destaca algunos de los resultados de esa encuesta. 6 El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición Los levantamientos sísmicos de repetición (técnica de lapsos de tiempo) ayudan a los ingenieros y geofísicos a tomar decisiones de desarrollo y producción sobre bases más sólidas. La nueva tecnología de adquisición sísmica provee mediciones símicas repetibles, calibradas, que revelan cambios reales producidos en los yacimientos en vez de transformaciones artificiales de las diferencias en la adquisición de los levantamientos. Esta mayor comprensión de los yacimientos ayuda a mejorar la recuperación de hidrocarburos. 18 Examinando los pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP Los operadores y las compañías proveedoras de servicios están descubriendo la importancia de la supervisión remota en tiempo real de las bombas eléctricas sumergibles. El acceso oportuno a información clave sobre presión, temperatura, tensión y corriente, sumado a la capacidad para controlar los sistemas a distancia, reduce los costos de operación, aumenta el flujo de caja y optimiza la producción. Enfoque comercial o técnico 1 = De su lectura se desprende que es un folleto de ventas = De su lectura se desprende que es una revista técnica 400 Respuestas Marcadotecnia Técnica Portada: Muchos campos petroleros maduros requieren la implementación de métodos de levantamiento artificial cuando la presión de formación es insuficiente para conducir a la superficie los fluidos producidos. Este tipo de paisaje en el Oeste de Texas, EUA, es común en muchos campos maduros. Los caballetes o gatos de bombeo operan bombas de varillas para producir los fluidos. Enlaces de interés: Schlumberger Archivo del Oilfield Review Glosario del Oilfield Review Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas USA (1) Facsímile: (1) editoroilfieldreview@slb.com Dirigir las consultas de distribución a: Jesús Mendoza Ruiz Teléfono: (52) Facsímile: (52) jesus@mexico-city.oilfield.slb.com 2

5 Otoño de 2004 Volumen 16 Número 2 30 Manejo de la producción de agua: De residuo a recurso Las técnicas de manejo del agua modernas ofrecen a las compañías de E&P soluciones para el exceso de agua producida en los campos petroleros maduros. En este artículo se describen varios ejemplos que muestran cómo los operadores están manejando el agua en los campos maduros y se examina cómo los investigadores e ingenieros se están concentrando en usos alternativos para el exceso de agua producida: la ciencia de la conversión de los residuos en recursos. 46 Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples No todos los yacimientos pueden visualizarse con los levantamientos sísmicos de ondas compresionales convencionales. Para poder detectarlos claramente, algunos yacimientos requieren la incorporación de información de ondas de corte. Los sistemas de cables de fondo marino especiales detectan ambos tipos de ondas y permiten la adquisición de datos marinos de componentes múltiples de alta calidad. Algunos ejemplos de campos del Mar del Norte y del Golfo de México demuestran la capacidad de la técnica de componentes múltiples para mejorar la generación de imágenes, identificar cambios litológicos, detectar zonas de hidrocarburos pasadas por alto y vigilar rutinariamente los cambios en los esfuerzos. Consejo editorial Abdulla I. Al-Daalouj Saudi Aramco Udhailiyah, Arabia Saudita Syed A. Ali ChevronTexaco E&P Technology Co. Houston, Texas, EUA George King BP Houston, Texas Anelise Lara Petrobras Río de Janeiro, Brasil David Patrick Murphy Shell Technology E&P Company Houston, Texas Eteng A. Salam PERTAMINA Yakarta, Indonesia Sjur Talstad Statoil Stavanger, Noruega Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra 62 Colaboradores 65 Próximamente en Oilfield Review 66 Nuevas Publicaciones Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. 3

6 Aspectos destacados de una encuesta a lectores Mark Andersen Houston, Texas, EUA Lisa Stewart Ridgefield, Connecticut, EUA Los lectores de la publicación del ejemplar de Oilfield Review correspondiente al Invierno de 2003/2004 manifestaron sus opiniones acerca del contenido y la ejecución de la revista. De acuerdo con los resultados, nuestro enfoque editorial cuenta con el apoyo general. En este artículo, compartimos parte de la valiosa información obtenida en esa encuesta. El mensaje predominante de una encuesta de lectores destinada a evaluar la edición de Invierno de 2003/2004 de la revista Oilfield Review fue la aprobación de la dirección general de la revista. En respuesta a una pregunta sobre cómo mejorar la publicación para satisfacer las necesidades de nuestros lectores, el 30% de los entrevistados incluyendo tanto clientes como empleados de Schlumberger respondió que estaban conformes con la revista tal como era, manifestando que no podían concebir la implementación de ninguna mejora. Este resultado gratamente sorprendente fue avalado por otras respuestas que arrojó la encuesta. La tasa de respuesta superó el 1% de nuestra distribución. Aproximadamente la mitad de nuestros encuestados eran clientes, y la otra mitad, empleados de Schlumberger, lo cual coincide con nuestra distribución. El número de lectores abarca la totalidad del espectro de disciplinas correspondientes al sector de servicios de campos petroleros en el que opera Schlumberger. Algunas de las preguntas de la encuesta, que fue realizada a través de Internet, se referían a la Cuáles son los temas que más le gusta leer en Oilfield Review? Aplicaciones de nueva tecnología Adquisición de registros, evaluación de formaciones Perforación Terminación de pozos Todos los tópicos Estimulación Ingeniería de producción y de yacimientos Estudios de casos integrados Panorama general, tendencias de los mercados Exploración Sísmica Fluidos y pruebas Respuestas > Categorías generales que muestran las preferencias de los lectores. publicación en conjunto, mientras que otras eran preguntas de índole clasificatoria, tales como los principales intereses técnicos del lector. La mayor parte de la encuesta estuvo constituida por una serie de preguntas específicas acerca de cada uno de los artículos de la publicación correspondiente al Invierno de 2003/2004. Indagamos sobre las áreas temáticas que los lectores prefieren encontrar en Oilfield Review. La respuesta más común fue de carácter general, poniéndose de manifiesto el interés en la lectura de aplicaciones de nueva tecnología (abajo, a la izquierda). Esta respuesta fue seguida de una serie de áreas tecnológicas específicas. Tan importante como estar al tanto de los temas que pretenden encontrar los lectores en la revista, es saber cuáles son aquellos tópicos que no les interesan (abajo). La respuesta más frecuente a esta pregunta más del 30% de los encuestados fue del tipo Todos los tópicos que cubre Oilfield Review son excelentes, no se deja de lado nada. La siguiente serie de respuestas más comunes, acerca de las áreas cuya cobertura no interesa a los lectores, estuvo constituida por los aspectos no técnicos, pero tal afirmación se vio de alguna manera compensada por quienes no desean que se publiquen artículos excesivamente técnicos o que contengan ecuaciones. Según nuestra propia interpretación, esto significa que debemos cubrir el aspecto tecnológico pero de manera tal que resulte comprensible para una Qué es lo que desea no se incluya en Oilfield Review? Nada, todo es bueno Artículos no técnicos Artículos demasiado técnicos Ventas, avisos publicitarios, propagandas Ecuaciones Información disponible en otros lugares Respuestas > Categorías generales que muestran lo que los lectores no desean que se incluya en la revista. amplia gama de lectores. Una pregunta reiterada para cada uno de los artículos, proporcionó más información acerca del equilibrio resultante a partir de las preferencias de los lectores. Esa pregunta apuntaba a sondear dónde ubicaba el encuestado cada artículo a lo largo de un rango oscilante entre demasiado técnico y demasiado no técnico. Los resultados de este tipo de pregunta corresponden naturalmente a los artículos de la edición de Invierno de 2003/2004 pero, una vez reunidas las respuestas referentes a todos los artículos, logramos discernir ciertas tendencias generales que ayudarán a guiar nuestra planeación editorial futura. Las respuestas fluctuaron entre 1, para los no especialistas, y 7, para los especialistas (próxima página, a la izquierda). Para cada uno de los seis artículos de la edición correspondiente al Invierno de 2003/2004, aproximadamente un 50% de las respuestas correspondió al punto neutral: el artículo no era ni demasiado simple ni demasiado complejo. Si bien un mayor número de encuestados manifestó en general la necesidad de contar con un nivel alto, más que con un nivel bajo de conocimientos técnicos especializados, el gran pico observado en el punto neutral sugiere que probablemente estemos alcanzando un equilibrio justo. Además, de acuerdo con muchos comentarios, el método de presentación de la tecnología es una de las principales fortalezas de la revista. Uno de nuestros objetivos es proporcionar artículos que resulten útiles a los fines del entrenamiento interdisciplinario. La distribución de las respuestas a esta pregunta alcanzó su valor máximo en el punto neutral, con una cierta tendencia hacia excelente. Si bien es un tanto tranquilizador, este resultado indica que necesitamos trabajar más a fin de que nuestros artículos resulten de mayor utilidad para quienes se desempeñan en disciplinas ajenas al área de enfoque principal del artículo. 4 Oilfield Review

7 Conocimientos técnicos especiales requeridos Respuestas 1 = Para no especialistas poco detalle = Para especialistas-excesivamente detallado No especialistas Especialistas Utilidad en lo que respecta a entrenamiento interdisciplinario Respuestas 1 = Excelente para el entrenamiento interdisciplinario = Carente de utilidad para el entrenamiento interdisciplinario Excelente Importancia para el trabajo Respuestas Carente 1 = El artículo no me ayudó con mi trabajo = El artículo resultó esencial para mi trabajo No ayudó Enfoque comercial o técnico Respuestas Esencial 1 = De su lectura se desprende que es un folleto de ventas = De su lectura se desprende que es una revista técnica Marcadotecnia Técnica > Clasificación de los artículos. Se combinaron las respuestas para todos los artículos. Las cuatro preguntas se referían al grado de conocimientos técnicos que necesita el lector, la utilidad en lo que respecta a entrenamiento interdisciplinario, la importancia para el trabajo, y el enfoque comercial o técnico. La distribución para una pregunta referente a la importancia para el trabajo del lector también mostró un valor máximo en el punto neutral con Extensión de los artículos Respuestas, % Correcta en general Demasiado extenso Demasiado breve Extensión de los artículos > Extensión de los artículos. Si bien en opinión de la mayoría de los lectores cada artículo tenía una extensión adecuada, en relación con los artículos más largos un mayor número de encuestados respondió que su extensión era excesiva. cierto sesgo hacia esencial. La gran concentración de respuestas en el sector correspondiente a ninguna utilidad fue en parte el resultado de dos artículos no técnicos o ajenos al área habitual de servicios de campos petroleros, un panorama general de los mercados de gas, en un caso, y un artículo sobre conversión de gas a líquidos, en el otro. El resultado general es coherente con nuestro objetivo de proveer a los lectores una amplia fuente de información que resulte útil en sus respectivas tareas, sin que se convierta en una fuente técnica básica para especialistas. Todos los artículos fueron percibidos más como una publicación técnica y menos como un folleto de ventas, lo que respondió a la preocupación constante de que se considere a nuestros artículos demasiado enfocados en el área mercadotécnica. Como réplica al planteo acerca de qué encuentran los lectores en Oilfield Review que no hallan en otras publicaciones, la respuesta más común fue artículos globales exhaustivos, en el 23% de los casos. En segundo lugar, los lectores admiran la excelente calidad de las gráficas, y luego el acceso a la tecnología específica de Schlumberger. Siguen en orden descendente, la claridad del estilo de redacción, la variedad temática, la aplicación de la tecnología a ejemplos de campo reales, la alta calidad general y las contribuciones de los autores de múltiples compañías para numerosos artículos. Sondeamos además, si los lectores consideraban que los artículos tenían en general la extensión correcta, eran demasiado breves o demasiado extensos. En relación con las extensiones de todos los artículos de entre 4 y 24 páginas, la amplia mayoría de los encuestados respondió que en general la extensión era adecuada. Para muy pocos, algunos artículos eran demasiado cortos. En general, cuanto más extenso era el artículo, mayor era el porcentaje de lectores que lo consideraban demasiado extenso (arriba). Junto con los comentarios de los encuestados acerca de artículos específicos, parecería que la extensión del artículo es un factor determinante en lo que respecta a si el lector leerá la totalidad o parte de un artículo en particular. No obstante, la abrumadora mayoría de respuestas que sostienen que la extensión de los artículos es en general correcta demuestra que nuestros editores normalmente determinan la extensión de los artículos correctamente. Muchos lectores solicitaron la disponibilidad en línea de los artículos, un índice de consulta en línea y un índice propio de la publicación, un glosario de términos, y un CD con archivos de ediciones previas. Luego de examinar esta lista de solicitudes, reconocemos la necesidad de mejorar la comunicación con nuestros lectores, porque todos estos productos ya existen. Se puede acceder a la colección completa de artículos de Oilfield Review desde el año 1992, incluyendo las traducciones de muchas ediciones a idioma ruso y español, a través de El mismo sitio contiene un enlace con un índice descargable en formato de documento portátil (pdf) de todos los artículos publicados desde 1989, organizado por tema. Además, en la edición de Primavera de cada año se incluye un índice de artículos. Yendo a se puede acceder a un glosario de términos petroleros. Estos valiosos enlaces pueden verse en la página de cada edición correspondiente al índice de contenidos. Por último, periódicamente entregamos un archivo en CD de todos los artículos de Oilfield Review. La edición más reciente, que incluye artículos impresos entre 1989 y 2002, puede ser obtenida por los lectores ajenos a Schlumberger en las oficinas de ventas y mercadotecnia de Schlumberger. Los empleados de la empresa pueden solicitar copias mediante la red de comunicaciones mercadotécnicas. La encuesta arrojó además otros pedidos. Los encuestados solicitaron la impresión de más artículos por año o la publicación de más artículos en cada edición. Restricciones de índole presupuestaria y de personal impiden aumentar la frecuencia de la impresión pero en la edición que contiene la encuesta, comenzamos a incluir un mayor número de artículos por tirada. Estamos proyectando la realización de otra encuesta en los próximos meses del año en curso. La información que puedan aportar a nuestra próxima encuesta nos ayudará a mejorar aún más Oilfield Review en un esfuerzo por hacer que la revista siga siendo una herramienta útil para nuestros lectores. Deseamos agradecer a quienes participaron en esta encuesta e incentivar a todos nuestros lectores para que intervengan en las encuestas que realicemos en el futuro. Otoño de

8 El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición La tecnología avanzada de adquisición de datos sísmicos repetidos mejora la repetibilidad reduciendo sustancialmente dos problemas típicos de los levantamientos sísmicos convencionales el ruido y el posicionamiento que oscurecen las imágenes de los verdaderos cambios físicos producidos en un yacimiento. Las mediciones sísmicas repetibles calibradas detectan los cambios reales en un yacimiento y ayudan a las compañías de petróleo y gas a identificar distintos tipos de fluidos, mapear saturaciones de fluidos y tomar decisiones sobre bases más sólidas durante las etapas de perforación, desarrollo y producción. Esta mejora en el manejo de yacimientos ayuda a las compañías a maximizar la recuperación de petróleo y gas. Hans Andreas Aronsen Bård Osdal Statoil Harstad, Nouega Terje Dahl Statoil Stavanger, Noruega Ola Eiken Statoil Trondheim, Noruega Richard Goto Jalal Khazanehdari Stephen Pickering Gatwick, Inglaterra Patrick Smith Stavanger, Noruega Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Tony Bright y Tony McGlue, Gatwick, Inglaterra; Phil Christie, Cambridge, Inglaterra; Richard Cieslewicz, David Figatner, John Waggoner y Miles Wortham, Houston, Texas, EUA; Lars Sønneland, Stavanger, Noruega; y Lisa Stewart, Ridgefield, Connecticut, EUA. ECLIPSE y ECLIPSE SimOpt son marcas de Schlumberger. Q, Q-Fin y Q-Marine son marcas de WesternGeco. Conocer el comportamiento de un yacimiento a través del tiempo requiere efectuar observaciones y obtener mediciones en diferentes tiempos. Los ingenieros de yacimientos y los especialistas en adquisición de registros de pozos están familiarizados con ciertas mediciones repetidas, tales como velocidades de flujo, pruebas de presión y vigilancia de los cambios de saturación en pozos individuales. Menos conocidos quizás, aunque su aplicación se está expandiendo en forma creciente, son los levantamientos sísmicos de repetición (técnica de lapsos de tiempo) que detectan los cambios sísmicos a medida que grandes zonas del yacimiento reaccionan ante el proceso de producción. Un levantamiento sísmico adquirido con la técnica de repetición compara dos o más levantamientos sísmicos adquiridos en las diferentes etapas de la producción de hidrocarburos. Si bien muchos estudios repetidos implican la utilización de datos sísmicos tridimensionales (3D), algunos comparan las líneas sísmicas (datos sísmicos 2D) con los datos sísmicos de pozos (datos sísmicos 1D). Conocidos indistintamente como levantamientos sísmicos adquiridos con la técnica de lapsos de tiempo, levantamientos cuatridimensionales (levantamientos 4D donde la cuarta dimensión es el tiempo), o levantamientos 3D repetidos, cuando se utilizan datos tridimensionales, estos levantamientos sísmicos ayudan a las compañías de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) a comprender la arquitectura de los yacimientos y mapear el movimiento de los fluidos en los yacimientos a través del tiempo. 1 En base a los datos sísmicos de repetición, también es posible lograr cierto conocimiento de los cambios que se producen en la roca productiva en sí, tales como los efectos de la compactación. 2 La obtención de datos sísmicos con la técnica de repetición es importante para todo el equipo a cargo de los activos de las compañías petroleras ingenieros, geólogos, geofísicos y petrofísicos que se vale de estos datos para identificar, mapear, conocer y vigilar rutinariamente los yacimientos. 3 Los datos sísmicos repetidos de alta calidad son algo más que una alternativa de vigilancia de los yacimientos los levantamientos repetidos desempeñan ahora un rol vital en el manejo de los yacimientos. 4 La comparación entre los distintos levantamientos efectuados sobre una misma área permite detectar los cambios producidos en los atributos sísmicos, que revelan el contenido de fluidos de un yacimiento, pero sólo si las mediciones sísmicas son precisas y las posiciones de las fuentes y receptores sísmicos son exactas. 5 Para evaluar adecuadamente los cambios sutiles 6 Oilfield Review

9 producidos en los yacimientos, un levantamiento sísmico repetido debe ajustarse estrechamente a las características del levantamiento previo. 6 Correr un levantamiento sísmico repetido mediante la utilización de los mismos tipos de fuentes y receptores sísmicos y mediante la adquisición de datos en la misma dirección y con el mismo espaciamiento entre líneas que en el levantamiento de referencia, es una operación relativamente sencilla. Sin embargo, estos esfuerzos no garantizan una réplica absoluta. Ciertos aspectos de los levantamientos sísmicos, tales como la topografía, las mareas, las corrientes marinas, las capas freáticas, el clima y los obstáculos superficiales, trascienden el control humano y pueden perturbar los esfuerzos de reproducción de un levantamiento sísmico de referencia. Las variaciones estacionales, tales como los ciclos de congelamiento-deshielo y las precipitaciones, normalmente dictan la distribución cronológica de los levantamientos sísmicos. La tecnología de adquisición sísmica avanzada desempeña un rol crucial en lo que respecta al mejoramiento de la repetibilidad de los levantamientos. De hecho, el grado de repetibilidad de los levantamientos ahora es suficientemente alto como para que los cambios producidos en ciertos yacimientos sean detectados en sólo cuestión de meses. Además, las computadoras más poderosas y las mejoras en las secuencias de tareas permiten que los equipos a cargo de los activos de las compañías petroleras reciban los datos sísmicos de repetición dentro de un marco temporal válido. Durante la adquisición de los primeros levantamientos sísmicos de repetición en la década de 1980, el tiempo requerido para procesar los datos se medía en meses, tiempo equivalente al que debe transcurrir para que se produzca un movimiento de fluidos discernible. 1. Para mayor información sobre los fundamentos de los datos sísmicos de repetición y su utilización en el monitoreo de yacimientos, 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): Para mayor información sobre la utilización de datos sísmicos de repetición para evaluar la compactación de los yacimientos, consulte: Nickel M, Schlaf J y Sønneland L: New Tools for 4D Seismic Analysis in Compacting Reservoirs, Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M, ønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo JC y Strønen LK: Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimiento, Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): Walker R: A New Level of Confidence for the Asset Manager, Transcripciones del 17º Congreso Mundial del Petróleo, Río de Janeiro, Brasil, 1 al 5 de septiembre de Shirley K: Seismic Targets: Sweep the Pools, AAPG Explorer 25, no. 3 (Marzo de 2004): A menudo se asume que las diferencias detectadas por los levantamientos sísmicos de repetición denotan cambios en los fluidos de yacimientos. No obstante, esta suposición no siempre es correcta. Existen instancias en las que los levantamientos de repetición registran cambios en las propiedades de las rocas, tal es el caso de los yacimientos que experimentan procesos de compactación durante la producción. 6. Las compañías de E&P han utilizado levantamientos sísmicos convencionales, adquiridos con distintos fines, para evaluar los efectos de los lapsos de tiempo. El objetivo de un levantamiento sísmico puede incidir en la forma en que es adquirido, de manera que los levantamientos sísmicos convencionales pueden tener parámetros de adquisición significativamente diferentes. Para ver un ejemplo de monitoreo sísmico repetido mediante la utilización de levantamientos sísmicos convencionales, consulte: Kovacic L y Poggiagliomi E: Integrated Time-Lapse Reservoir Monitoring and Characterization of the Cervia Field: A Case Study, Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): Otoño de

10 Exploración Evaluación Desarrollo Producción + Flujo de caja 0 _ Minimización de las erogaciones de capital Aceleración de la producción Minimización de los gastos operativos Maximización de la producción Maximización de la recuperación Prórroga del abandono Tiempo Optimización del yacimiento Desarrollo tradicional > Aplicaciones de datos sísmicos de repetición. Durante la etapa de evaluación de un campo petrolero, la adquisición de un levantamiento sísmico 3D de referencia ayuda al operador a mapear con precisión el campo y planear la operación de perforación de desarrollo. En las primeras etapas del ciclo de producción, particularmente en los campos con gas libre, la reducción de la presión produce una respuesta sísmica obvia. Los levantamientos sísmicos de repetición, correspondientes a las primeras etapas del ciclo de producción, ofrecen información esencial sobre el desempeño futuro. Cuando el campo alcanza su máximo nivel de producción, un levantamiento sísmico adquirido con la técnica de repetición ayuda a detectar los hidrocarburos pasados por alto y guía la selección de la ubicación del pozo de desarrollo. Al declinar la producción, la adquisición de levantamientos sísmicos adicionales ayuda al operador a manejar las operaciones de inyección para maximizar la recuperación de los campos maduros. Parte de la dificultad radicaba en el tratamiento del inmenso volumen de datos. Una tarea aún más tediosa era la de manejar y ajustar los levantamientos sísmicos que exhibían poca repetibilidad. Ahora es posible adquirir y procesar rápidamente grandes levantamientos, iniciándose la interpretación sísmica durante o inmediatamente después de la adquisición de los datos. Como sucede con todas las tecnologías aplicadas en el campo petrolero, los beneficios de los datos sísmicos de repetición deben pesar más que los costos, logrando como resultado la detección de reservas adicionales, la reducción de los costos de desarrollo o producción, o la reducción del riesgo (arriba). El modelado geofísico previo al levantamiento ayuda a determinar la probabilidad de que un levantamiento dado genere datos útiles. Los levantamientos sísmicos de repetición suelen representar una pequeña fracción del costo de un nuevo pozo, particularmente en entornos operativos costosos tales como los de aguas profundas, donde el costo de construcción de un pozo puede ascender a decenas de millones de dólares. En este artículo, un ejemplo del Mar de Noruega demuestra los impresionantes conocimientos a los que ahora se puede acceder a través de los datos sísmicos de repetición y la forma en que estos conocimientos guían las operaciones en curso. También se describe un método robusto de simulación de yacimientos que combina datos de producción con datos sísmicos de repetición para generar un análisis de índole cuantitativa. No obstante, para comenzar, se analizan los avances registrados recientemente en la tecnología de adquisición sísmica. 7. Por ruido se entienden las perturbaciones causadas en los datos sísmicos por cualquier energía sísmica indeseada, tal como el ruido de superficie generado por los disparos, las ondas superficiales, las reflexiones múltiples, los efectos del clima y la actividad humana, o las ocurrencias aleatorias que se producen en la Tierra. El ruido puede minimizarse en los levantamientos sísmicos convencionales mediante la utilización de arreglos de fuentes y receptores que generan un nivel de ruido mínimo durante las operaciones de adquisición y a través del filtrado y apilamiento de los datos durante el procesamiento. 8. Kristiansen P, Christie P, Bouska J, O Donovan A, Westwater P y Thorogood E: Foinaven 4D: Processing and Analysis of Two Designer 4Ds, presentado en la 70a Nueva tecnología de adquisición sísmica La repetibilidad de los levantamientos sísmicos es una condición previa para la ejecución de interpretaciones repetidas válidas. La mejora en el posicionamiento y la reducción del ruido son clave para la repetibilidad de los levantamientos sísmicos. 7 En tierra, es fácil imaginar la repetición de un levantamiento sísmico mediante la instalación de sensores y la utilización de las mismas fuentes sísmicas para los levantamientos sísmicos subsiguientes, pero la realidad no es tan simple. La repetibilidad depende de que los geófonos sean posicionados en el terreno de la misma forma y de que permanezcan firmes en su lugar hasta el levantamiento siguiente. Sin embargo, el paisaje puede cambiar produciendo el potencial traslado de los geófonos entre un levantamiento y el siguiente, tal es el caso de las regiones que experimentan procesos de migración de dunas de arena o erosión. Las variaciones climáticas estacionales también afectan la adquisición sísmica. Por ejemplo, en la tundra que se congela y deshiela con regularidad, los levantamientos sísmicos de repetición deberían realizarse en la misma estación que la del levantamiento previo. Las actividades de las personas y de los animales también pueden interferir con el posicionamiento de los sensores. Existe la posibilidad de instalar sensores permanentes en el lecho marino, como lo hicieron por primera vez WesternGeco y BP en el campo Foinaven en 1995, pero se trata de una tecnología costosa. 8 La repetibilidad resulta imperfecta si la zona experimenta movimientos de los sedimentos del lecho marino, cambios en la salinidad del agua de mar y en las temperaturas de la capa de agua, o efectos geomecánicos inducidos por las operaciones de producción. Recientemente se instalaron sensores sísmicos permanentes en el campo Valhall, operado por BP en el área marina de Noruega, para que la recolección de datos se pueda efectuar en cualquier momento. 9 Reunión Anual de la Sociedad de Geofísicos de Exploración, Calgary, Alberta, Canadá, 6 al 11 de agosto de Durham LS: Repeatability Is Key for 4-D Data, AAPG Explorer 25, no. 3 (Marzo de 2004): Strudley A y Smith P: Offshore 4-D Acquisition Improves, Hart s E&P 75, no. 3 (Marzo de 2002): Para mayor información sobre el sistema Q y para ver comparaciones entre datos convencionales y datos obtenidos con el sistema Q-Marine, consulte: Christie P, Nichols D, Özbek A, Curtis T, Larsen L, Strudley A, Davis R y Svendsen M: Elevación de los estándares de calidad de los datos sísmicos, Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): Oilfield Review

11 Además de las mejoras en la repetibilidad para la adquisición sísmica con la técnica de repetición, los sensores del campo Valhall adquieren datos de componentes múltiples (véase Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples, páginas 46 61). Los datos sísmicos adquiridos mediante cables sísmicos remolcados ofrecen una alternativa de bajo costo con respecto a los sensores permanentes en ambientes marinos. No obstante, los cables sísmicos y las fuentes remolcados por la embarcación para adquisición sísmica siguen el recorrido de sus predecesores independientemente de los vientos, el oleaje, las corrientes marinas y otras variables. Los cables sísmicos tienen una longitud de hasta 8 km [5 millas] y en general son ocho. Las corrientes marinas pueden hacer que los cables sísmicos se desvíen de sus localizaciones programadas, a veces al punto de quedar enredados. El oleaje y la intemperancia del clima también dificultan el despliegue de los cables y las fuentes sísmicas a las profundidades que demanda el diseño del levantamiento. Los niveles de ruido observados en los levantamientos sísmicos adquiridos bajo diferentes condiciones podrían ser interpretados erróneamente como cambios producidos en las propiedades de los yacimientos. Los ingenieros y científicos de WesternGeco y Schlumberger reconocieron la necesidad de implementar mejoras técnicas significativas a fin de lograr la repetibilidad requerida para el manejo de los yacimientos. El sistema de adquisición sísmica más nuevo de WesternGeco controla los principales factores de adquisición que afectan la repetibilidad ruido ambiental y posicionamiento de fuentes y receptores en forma más eficaz que los sistemas convencionales. 10 Cuatro avances técnicos significativos distinguen a los levantamientos repetidos adquiridos mediante la utilización del sistema sísmico marino con sensores unitarios Q-Marine de los levantamientos sísmicos repetidos convencionales: direccionamiento de los cables sísmicos, una red de posicionamiento totalmente integrada, fuentes marinas calibradas y registro con sensores unitarios (abajo). En un levantamiento marino repetido común, la adquisición sistemática de datos en las mismas posiciones resulta difícil, especialmente en aguas con corrientes de gran intensidad. La tecnología Q-Marine incorpora el sistema de direccionamiento del cable sísmico marino Q-Fin, con aletas ubicadas típicamente a intervalos de 400 m [1300 pies] a lo largo de cada cable sísmico. Esta tecnología Q-Fin mejora sustancialmente la repetibilidad mediante el ajuste de la posición del cable utilizando dos aletas Fuente marina calibrada Registros con sensores unitarios 15 m Aparejo presurizado Hidrófono de campo cercano Señales digitales Sistema de adquisición sísmica de campo Formación de grupos digitales Formación de grupos digitales Datos Señales analógicas Formación de grupos analógicos Manguera de aire con cubierta de protección Sensor de profundidad Conector auxiliar Línea de aire Cola de cerdo (líneas de solenoides y sensores) Suma analógica Señal digital unitaria Sistema de adquisición sísmica de campo Datos Arreglo de cañones de aire Red de posicionamiento totalmente integrada Direccionamiento del cable sísmico GPS Levantamiento convencional 0 1,000 Levantamiento Q GPS 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 Sistema de control de posicionamiento Sistema de control de tendido y navegación Controlador de direccionamiento del cable sísmico 7,000 8,000 > Tecnologías críticas para la repetibilidad sísmica Q-Marine. Las fuentes sísmicas marinas calibradas (extremo superior izquierdo) reducen las variaciones observadas en la respuesta sísmica de la fuente entre un disparo y el siguiente, lo que limita el error de amplitud y de fase y mejora la repetibilidad. Una red de posicionamiento totalmente integrada (extremo inferior izquierdo) aumenta la precisión del posicionamiento con una red acústica completa a lo largo de cada cable sísmico. El registro con sensores unitarios (extremo superior derecho), mediante la utilización de hidrófonos calibrados, facilita la aplicación de algoritmos de reducción de ruido avanzados. El direccionamiento de los cables sísmicos (extremo inferior derecho) ayuda a reproducir de manera confiable la geometría de los levantamientos previos. Los levantamientos con cables sísmicos remolcados, que carecen del sistema de control activo del cable, corren el riesgo de desviaciones y enredos del cable, como se muestra en el levantamiento sísmico convencional de la izquierda. Para un mayor control del posicionamiento del cable sísmico, como se observa en el levantamiento Q de la derecha, se requiere una red de posicionamiento totalmente integrada. La fotografía del extremo inferior derecho muestra un dispositivo con dos aletas controladas a distancia que controlan la profundidad, la posición horizontal y la separación entre los cables sísmicos. Otoño de

12 Tiempo, segundos Tiempo, segundos Tiempo, segundos % Pasada ,200 1,400 1,600 1,800 2,000 2,200 2,400 2,600 2,800 Número de punto medio común Pasada ,200 1,400 1,600 1,800 2,000 2,200 2,400 2,600 2,800 Número de punto medio común Imagen de diferencias Pasada 1 Pasada 2 Predictibilidad NRMS Localizaciones del punto medio común (9 a 4.5 km de desplazamiento, 3.6 segundos) > El rol del posicionamiento en la repetibilidad de los levantamientos de repetición. Las secciones sísmicas convencionales que se muestran en el extremo superior y en el centro corresponden a pasadas experimentales obtenidas mediante la tecnología de adquisición sísmica convencional en el Golfo de México. La sección de diferencias, en el extremo inferior, muestra la diferencia entre las Pasadas 1 y 2, con las diferencias más grandes a la derecha de la sección. Las gráficas que se encuentran debajo de la sección de diferencias muestran la predictibilidad, el valor normalizado del error medio cuadrático (NMRS, por sus siglas en inglés) y las localizaciones del punto medio de fuente y receptor en cada pasada, con la mayor variación a la derecha. Las diferencias fueron producidas por la falta de exactitud en el posicionamiento, más que por los cambios reales ocurridos en el yacimiento, acentuando la necesidad de contar con un posicionamiento preciso durante los levantamientos repetidos. La gráfica de predectibilidad y NRMS muestra además que el alto grado de predectibilidad y el bajo valor de NRMS indican un mayor grado de repetibilidad, con mejores resultados en el lado izquierdo de la gráfica. controladas a distancia para controlar la profundidad y la posición horizontal (arriba). La metodología de adquisición y procesamiento sísmicos con sensores unitarios Q incluye una red de posicionamiento totalmente integrada, con un sistema de control del posicionamiento que interactúa con el sistema de control de tendido y navegación. Este sistema de control del posicionamiento mide en forma precisa la posición de los cables sísmicos a lo largo de toda su extensión y, con las aletas, permite que un levantamiento repetido reproduzca la geometría del levantamiento previo dentro de los límites de la capacidad de direccionamiento. Además optimiza la seguridad de las operaciones de levantamiento mediante la minimización de los riesgos de enredo del cable sísmico y de colisión del mismo con obstrucciones tales como las plataformas de producción de petróleo y gas. Las variaciones en la salida de la fuente sísmica y en la sensibilidad de los arreglos de receptores perturba las mediciones sísmicas y aparece como ruido en los levantamientos de repetición. Una señal sísmica repetida sólo es detectable y confiable si no está enmascarada por este ruido. Por lo tanto, los sistemas de fuentes y receptores Q-Marine son calibrados con precisión para optimizar la sensibilidad a las señales sísmicas repetidas relativamente débiles. En particular, los cañones de aire Q-Marine calibrados compensan las variaciones que surgen de errores en los tiempos de disparo, de la interacción entre los disparos y de las variaciones de presión entre un disparo y el siguiente. El registro digital de cada hidrófono individual facilita la ejecución de una operación de filtrado poderoso para la supresión del ruido causado por las vibraciones y la aplicación de correcciones determinísticas para la eliminación de pequeñas variaciones en la sensibilidad de todos los sensores. Las cuatro ventajas técnicas principales del sistema Q fueron puestas a prueba en un experimento de adquisición sísmica repetida realizado en el campo Heidrun, en el área marina de Noruega (próxima página). Para esta prueba, la métrica utilizada para cuantificar la repetibilidad sísmica fue determinada dividiendo, o normalizando, el error medio cuadrático (RMS, por sus siglas en inglés) de la traza de diferencias por el promedio de los errores medios cuadráticos de las trazas de entrada. 11 Multiplicando el error medio cuadrático normalizado (NRMS, por sus siglas en inglés) por 100 se obtiene %NRMS. El error medio cuadrático normalizado cuantifica los resultados de diversos tipos de ruido, incluyendo los errores de posicionamiento y el ruido aleatorio. Cuanto más bajo es el valor de NRMS, más probabilidades existen de que se observen cambios sutiles en el yacimiento. En el caso del campo Heidrun, el bajo valor de NRMS del 15% indica que el nivel de repetibilidad es suficientemente alto como para atribuir con certeza los cambios observados en las secciones sísmicas a cambios producidos en el yacimiento. Además de la tecnología de adquisición que minimiza el ruido y mejora el posicionamiento, el procesamiento provisto con un levantamiento 10 Oilfield Review

13 Pasada 1 Pasada 2 Imagen de diferencias > El rol de la tecnología de posicionamiento Q en la repetibilidad de los levantamientos de repetición. La faja (swath) del registro de referencia (izquierda) y la faja del registro repetido (centro) del campo Heidrun fueron adquiridas mediante la utilización de cables sísmicos orientables y se sometieron a la misma secuencia de procesamiento determinístico. La sección de diferencias de la derecha muestra un valor de NRMS relativamente bajo del 15%. En este caso, no existe ninguna señal sísmica repetida debido al corto intervalo de tiempo transcurrido entre los levantamientos, durante el cual la producción fue escasa o nula. No obstante, debido al alto grado de repetibilidad de la adquisición, el nivel de ruido también es mínimo, de modo que los cambios en las rocas y en los fluidos a lo largo de un período de producción de hidrocarburos podrían ser interpretados con mucha más seguridad en un levantamiento repetido Q que en un levantamiento repetido convencional. Q-Marine es relativamente simple, porque la repetibilidad inherente de los datos obtenidos con el sistema Q, elimina la necesidad de contar con un procesamiento especial para correlacionar los levantamientos. A diferencia de lo que sucede con los datos sísmicos convencionales, en este caso no es necesaria la intercorrelación estadística. Las perturbaciones de la fase y de la amplitud de la señal sísmica durante la adquisición son corregidas en forma determinística sólo una vez. El procesamiento simplificado contribuye al acortamiento de los tiempos de ciclo del proyecto, lo que genera un impacto favorable sobre los flujos de fondos. La intervención oportuna para incrementar la producción y maximizar la recuperación de las reservas depende del envío de datos en tiempo real o casi real. Enfrentando el desafío planteado por el campo Norne Las compañías de servicios y los productores de petróleo y gas que operan en el Mar del Norte y en el Mar de Noruega enfrentan numerosos obstáculos en sus esfuerzos por desarrollar y manejar los campos petroleros en forma eficaz y económica. El clima y las condiciones del mar suelen ser rigurosos y la geología del subsuelo es complicada. No es sorprendente que estos desafíos hayan estimulado significativamente el campo de la sismología. A mediados de la década de 1990, en el campo Gullfaks operado por Statoil, tuvo lugar una aplicación sin precedentes de vigilancia sísmica con empleo de la técnica de repetición. 12 Los levantamientos de repetición en el campo Gullfaks y en otros campos operados por Statoil han contribuido a la identificación de reservas valuadas en 750 millones de dólares estadounidenses y a la selección de 34 localizaciones de pozos adicionales. 13 Muchos años han pasado desde la adquisición de los levantamientos del campo Gullfaks, y a lo largo de ese tiempo, la utilización de los levantamientos sísmicos de repetición se ha convertido prácticamente en una operación de rutina para Statoil. La compañía cuenta con datos sísmicos repetidos que cubren aproximadamente un 75% de los campos que opera. Para cada uno de esos campos, Statoil lleva a cabo estudios de factibilidad de los levantamientos de repetición, comenzando en la etapa de desarrollo del campo y reiterándolos con una frecuencia de dos años de allí en adelante. Los estudios abordan el potencial teórico de la tecnología de lapsos de 11. Para mayor información sobre repetibilidad sísmica y NRMS, consulte: Kragh E y Christie P: Seismic Repeatability, Normalized RMS, and Predictability, The Leading Edge 21, no. 7 (Julio de 2002): 640, Para mayor información sobre aplicaciones de datos sísmicos de repetición en el campo Gullfaks, consulte: Najjar NF, Strønen LK y Alsos T: Time-Lapse Seismic Programme at Gullfaks: Value and the Road Ahead, Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): Alsos et al, referencia 2. Pedersen et al, referencia 1. tiempo mediante el examen de la física de rocas utilizando núcleos, registros y datos sísmicos; los científicos e ingenieros también determinan la frecuencia óptima de los levantamientos sísmicos repetidos. La mayor parte de los estudios de factibilidad demuestran que el costo de los levantamientos repetidos representa una pequeña fracción de su valor en términos de minimización de costos de desarrollo-perforación de pozos y de recuperación de hidrocarburos adicionales. 14 La compañía obtiene un valor extra de los levantamientos repetidos que permiten identificar bolsones de hidrocarburos susceptibles de ser planteados como objetivos para la perforación de pozos de relleno. El campo Norne, ubicado en el área marina de Noruega, resume varios de los desafíos que implica la producción económica de petróleo y gas. Descubierto por la compañía operadora Statoil y sus socios en 1991, y operado ahora por Statoil con Petoro, Hydro, Eni y Shell como socios, este campo petrolero que ostenta un 13. Pickering S y Waggoner J: Time-Lapse Has Multiple Impacts, Hart s E&P 76, no. 3 (Marzo de 2003): Otras compañías han tenido experiencias similares. Shell Expro logró un ahorro de aproximadamente 27 millones de dólares estadounidenses a raíz de no perforar un pozo de inyección después de invertir unos 3 millones de dólares estadounidenses en los estudios sísmicos repetidos de sus campos Gannet: Kloosterman HJ, Kelly RS, Stammeijer J, Hartung M, van Waarde J y Chajecki C: Successful Application of Time-Lapse Seismic Data in Shell Expro s Gannet Fields, Central North Sea, UKCS, Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): Otoño de

14 Campo Norne Levantamiento sísmico Q de referencia de 2001 Levantamiento sísmico Q repetido de 2003 > Campo Norne, Mar de Noruega. El campo Norne se encuentra ubicado a más de 380 m [1250 pies] de profundidad de agua; el yacimiento yace aproximadamente a 2500 m [8200 pies] por debajo del lecho marino. El mapa detallado arriba muestra las localizaciones de los dos levantamientos sísmicos Q. volumen de producción de 160 millones de m 3 [mil millones de barriles] ha estado produciendo petróleo y gas desde 1997 y 2001, respectivamente, a partir de 12 pozos perforados en las areniscas del Jurásico Inferior y Medio (arriba). 15 Actualmente en declinación, la producción diaria de aproximadamente 20,000 m 3 /d [126,000 B/D] de petróleo y 5 millones de m 3 [177 MMpc] de gas es sustentada mediante inyección de agua a través de siete pozos distribuidos en la zona de petróleo, y mediante la inyección de gas en un pozo ubicado en el casquete de gas. Los hidrocarburos producidos fluyen hacia una embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en inglés) amarrada en medio del campo. No obstante, antes de instalar la embarcación FPSO, Statoil adquirió un levantamiento con cable sísmico remolcado convencional en 1992, que cubrió la totalidad del campo Norne. 15. Para mayor información sobre el campo Norne, consulte: 8D0315EC731C F6CEB?OpenDocument (visto el 15 de junio de 2004). 16. Un perfil sísmico vertical, o VSP, es una clase de medición de sísmica de pozo utilizada para la correlación con datos sísmicos de superficie, para obtener imágenes de mayor resolución que las imágenes sísmicas de superficie y observar lo que está delante de la barrena. Definido en sentido puro, el término VSP se refiere a las mediciones obtenidas en un pozo vertical mediante la utilización de geófonos posicionados dentro del pozo y una fuente sísmica ubicada en la superficie, cerca del pozo. En un contexto más general, los VSPs varían en términos de configuración de pozos, número y localización de fuen- Bergen Stavanger Heidrun N O R U E G A Norne 0 km millas 200 En las primeras etapas de la vida productiva del campo Norne, Statoil decidió adquirir datos sísmicos con la técnica de repetición a fin de optimizar el desarrollo del campo mediante la vigilancia rutinaria del movimiento del petróleo y del gas en el yacimiento, prestando especial atención al contacto agua/petróleo (CAP). Como parte de ese esfuerzo, la compañía también deseaba comparar los resultados de la simulación de yacimientos con los datos sísmicos obtenidos mediante la técnica de repetición. Un aspecto crítico de la tecnología sísmica de repetición consiste en asegurar que las diferencias entre los levantamientos sísmicos representen cambios reales producidos en el yacimiento, en lugar de diferencias en la forma de adquisición de los levantamientos. El campo Norne planteaba problemas especiales en cuanto al logro de este objetivo. Por ejemplo, la presencia de la embarcación FPSO significaba que las tes y geófonos, y despliegue de los mismos. Para mayor información sobre perfiles sísmicos verticales, consulte: Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R, Hope R, Hornby B, Williams M, Jimenez RR, Lastennet T, Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C, Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: Excelentes datos sísmicos de pozos, Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003): Hope R, Ireson D, Leaney S, Meyer J, Tittle W y Willis M: Seismic Integration to Reduce Risk, Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 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): embarcaciones para adquisición sísmica no pudieran atravesar directamente la porción central del campo debiéndose acercar a la embarcación FPSO para cubrir ese área crítica. A fin de encarar todos los aspectos relacionados con la planeación de los levantamientos repetidos, los especialistas en adquisición sísmica y los geofísicos de WesternGeco y Statoil prepararon un estudio de diseño de proyectos integrados (IPD, por sus siglas en inglés). Este estudio se centraba en los aspectos relacionados con el diseño para asegurar que el sistema Q ofreciera datos de calidad superior a la de los levantamientos sísmicos convencionales. En el caso del campo Norne, la principal preocupación radicaba en la repetibilidad del levantamiento que cubría un área de 85 km 2 [33 millas cuadradas]. El análisis del levantamiento 3D convencional de 1992, los datos de pozos y la información oceanográfica del campo Norne, ayudaron al equipo de planeación de proyectos a optimizar los parámetros de adquisición, tales como el diseño de los arreglos de fuentes; los parámetros de registro; la configuración, longitudes, separaciones y profundidades de los cables sísmicos; y el efecto de las corrientes marinas sobre el posicionamiento de las fuentes y receptores. El estudio estableció además la métrica para la evaluación de los resultados técnicos de los levantamientos. Los geofísicos analizaron los datos sísmicos y los perfiles sísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés) existentes para conocer las características del área de estudio en lo referente a ancho de banda y ruido. 16 Los geofísicos pudieron predecir la respuesta y la resolución sísmicas y los desplazamientos óptimos en los nuevos conjuntos de datos mediante la construcción de un modelo del subsuelo preciso. El estudio IPD utilizó los resultados de las primeras dos fajas (swaths) de las pruebas de repetibilidad Q adquiridas en el campo Norne en 2001 y las historias de producción de los yacimientos para proveer información crítica para el modelado de los cambios esperados en la reflectividad debido a los cambios producidos en la saturación y la presión. El estudio IPD evaluó además si los cambios de reflectividad serían detectables entre 2001 y Los resultados del modelado indicaron que habría un bajo nivel de ruido y que la señal sísmica repetida esperada resultaría visible después de menos de dos años de producción de petróleo y gas. Por último, el estudio de planeación de proyectos también abordó las preocupaciones relacionadas con la seguridad, incluyendo las condiciones climáticas y las corrientes marinas prevalecientes esperadas. El equipo a cargo de la adquisición sísmica desarrolló planes de contingencias y probó la posible existencia de 12 Oilfield Review

15 > Adquisición de datos sísmicos cerca de la embarcación FPSO del campo Norne. La embarcación Geco Topaz remolcó los cables sísmicos dentro de un radio de 40 m [131 pies] de la embarcación FPSO del campo Norne. El cable más exterior arrastra la boya naranja que se observa a la derecha de la fotografía. % acumulado Distribuciones acumuladas de las desviaciones del cable Ángulo de desviación, grados eventos tales como la pérdida de propulsión en la embarcación para adquisición sísmica. Si bien este tipo de evento es improbable, la presencia de la embarcación FPSO implicaba que una embarcación a la deriva podría plantear un peligro significativo. El levantamiento Q inicial, o de referencia, fue adquirido en menos de tres semanas, durante agosto de La embarcación para adquisición sísmica Geco Topaz remolcó seis cables sísmicos con un tendido de 3200 m [10,500 pies] de ancho y 50 m [164 pies] de separación. Se emplazaron % acumulado Distribución de las desviaciones del cable Ángulo de desviación, grados > Impacto de los cables sísmicos orientados sobre el control de las desviaciones. La repetibilidad de los levantamientos repetidos depende en gran medida de la limitación de la desviación del cable con respecto a los levantamientos previos. La desviación de los cables sísmicos en el levantamiento de 1992, en que se utilizaron cables convencionales, alcanzó 9 (azul). El levantamiento de 2003 con los sistemas Q-Fin (rojo) limitó la desviación del cable a no más de 3 ; el 90% de los tiros mostraron desviaciones de menos de 1 y el 99% de los tiros, desviaciones de menos de 2. aletas de direccionamiento a intervalos de 400 m a lo largo de los cables sísmicos. Mediante el método de disparo por debajo con dos embarcaciones, Topaz y Western Pacific, se logró minimizar el agujero de repetibilidad existente en el levantamiento sísmico alrededor de la embarcación FPSO del campo Norne. La técnica de disparo por debajo es una técnica especial diseñada para adquirir datos sísmicos por debajo de las obstrucciones presentes en la superficie, incluyendo las plataformas de producción y las áreas sensibles desde el punto de vista ambiental. El direccionamiento del cable sísmico con el sistema Q-Fin posibilitó la adquisición de datos dentro de un radio de 40 m [131 pies] de distancia de la embarcación FPSO del campo Norne (izquierda). Por lo tanto, ambos levantamientos sísmicos Q proporcionaron imágenes claras de la porción central del yacimiento, ubicada por debajo de la embarcación FPSO. En junio de 2003, la embarcación Topaz adquirió el primer levantamiento Q-Marine de control, o repetición, convirtiendo al campo Norne en el primer campo petrolero con datos Q-Marine de repetición. La adquisición incluyó la implementación de la técnica de disparo por debajo con la embarcación Western Inlet. Las operaciones en ejecución en el campo Norne y sus alrededores exigían colaboración y cuidado. Los responsables de la planeación del levantamiento desarrollaron arreglos de tiempo compartido para detener la adquisición cada dos días durante las operaciones de descarga de la embarcación FPSO del campo Norne a un buque tanque. Estos arreglos de tiempo compartido permitieron además la adquisición de un levantamiento mediante la técnica de cables de fondo marino (OBC, por sus siglas en inglés) a decenas de kilómetros de distancia, en el campo Heidrun, sin que las poderosas fuentes sísmicas utilizadas en el levantamiento del campo Norne produjeran interferencia alguna. A diferencia del levantamiento del año 2001, se colocaron aletas de direccionamiento a intervalos de 300 m [1000 pies] a lo largo de los cables sísmicos para que el levantamiento del año 2003 proporcionara mayor capacidad de direccionamiento. El levantamiento de control del año 2003 fue comparado rápidamente con el levantamiento básico del año Como parte de los esfuerzos de control de calidad durante la operación de adquisición sísmica, la brigada a cargo del levantamiento vigiló rutinariamente el ruido del ambiente para garantizar que los cambios sutiles producidos en la señal con respecto al levantamiento previo fueran discernibles y se preservaran. A los pocos días de finalizada la adquisición, Statoil pudo utilizar los datos para determinar la localización del contacto agua/petróleo, evaluar el avance del proceso de inyección de agua y actualizar el modelo de yacimiento para revisar los planes de perforación de pozos horizontales de relleno. Uno de los factores principales del éxito del programa de adquisición de datos sísmicos con la técnica de repetición implementado en el campo Norne fue el direccionamiento de los cables sísmicos, lo que redujo su desviación y mejoró dramáticamente la repetibilidad de los datos (izquierda, extremo inferior). Un elemento clave Otoño de

16 % NRMS < a a a a a a a a 26 > 26 0% 1% 4% 9% 12% 12% 11% 9% 7% 35% 6 1,468 9,558 21,616 27,910 27,172 24,445 20,669 16,976 82, a 2003 % NRMS < 10 66% 10 a 12 19% 12 a 14 7% 14 a 16 2% 16 a 18 1% 18 a 20 1% 20 a 22 0% 22 a 24 0% 24 a 26 0% > 26 2% 2001 a ,713 15,258 5,408 2,625 1,566 1, ,474 15,404 > NRMS en el levantamiento convencional y en el levantamiento Q. Entre el levantamiento convencional de 1992 y el levantamiento Q de 2003, el valor de NRMS de 2000 a 2800 mili segundos, volumen que incluye el intervalo prospectivo, superó el 26% en el 35% del volumen sísmico, como lo indican los parches púrpura de la sección NRMS (extremo superior). Entre los levantamientos Q de 2001 y de 2003 (extremo inferior), el 66% de la sección sísmica tenía un valor de NRMS inferior al 10% a a 2003 > Repetibilidad sísmica en los levantamientos convencionales y en los levantamientos Q. Una sección sísmica tomada del levantamiento Q del año 2003 (izquierda) muestra fuertes reflectores. La sección de diferencias entre el levantamiento convencional de 1992 y el levantamiento Q de 2003 (centro) revela varios reflectores fuertes pero ninguna indicación clara de la presencia de cambios en el yacimiento. La sección de diferencias entre los levantamientos Q de 2001 y de 2003 (derecha) indica claramente ciertas partes del yacimiento que han cambiado. La zona correspondiente al óvalo verde podría estar experimentando una reducción de la saturación de gas debido a la producción. La presión del yacimiento en el círculo rojo se está incrementando debido a la inyección de agua. El óvalo azul muestra una reducción de la velocidad un aparente punto bajo producido por la baja velocidad sísmica existente en las rocas sobreyacentes debido a la inyección de agua en la zona sobreyacente. La presión de poro se ha incrementado y la velocidad ha disminuido, reduciendo la rigidez de la roca en el intervalo sobreyacente. 14 Oilfield Review

17 17. La impedancia acústica es el producto de la densidad por la velocidad sísmica, que varía entre las diferentes capas de roca. La diferencia en la impedancia acústica entre las capas de roca afecta el coeficiente de reflexión, o la cantidad de energía sísmica reflejada más que transmitida. 18. El método de eliminación de múltiples relacionadas con la superficie (SRME, por sus siglas en inglés) es actualmente el mejor método de eliminación de múltiples la energía sísmica reflejada más de una vez generadas por la superficie del mar. El método de migración antes del apilamiento de Kirchhoff es un método de migración sísmica que utiliza la forma integral de la ecuación de ondas. El análisis AVO (amplitud versus desplazamiento) examina la variación en la amplitud de las reflexiones símicas con el cambio de la distancia entre el punto de disparo y el receptor. Las respuestas AVO pueden indicar diferencias en la litología y en el contenido de fluidos en las rocas que sobreyacen e infrayacen al reflector Eiken O: Improvements in 4D Seismic Acquisition, World Oil 224, no. 9 (Septiembre de 2003): de medición de la repetibilidad, el NRMS, demostró el valor de los datos Q (página anterior, extremo superior). Las secciones sísmicas también confirmaron la diferencia en la repetibilidad entre el levantamiento convencional y los levantamientos Q (página anterior, extremo inferior). El procesamiento de los datos Q por vía rápida, a bordo de la embarcación para adquisición sísmica, se simplifica gracias a la estabilidad y la similitud de los conjuntos de datos sísmicos de repetición. Debido al alto grado de repetibilidad del sistema de adquisición y el procesamiento determinístico, los datos Q no requirieron ningún procedimiento de filtrado por intercorrelación. Por lo tanto, los especialistas en procesamiento de datos a bordo pudieron completar el procesamiento por vía rápida del levantamiento del campo Norne 10 después de concluido el levantamiento; el procesamiento adicional destinado a determinar la diferencia en la impedancia acústica demandó sólo dos días. 17 El procesamiento detallado subsiguiente de los levantamientos del campo Norne realizado en tierra aseguró la obtención del máximo beneficio de los datos. Si bien la interpretación de los datos procesados finales no difería sustancialmente de la del procesamiento por vía rápida, el procesamiento final, incluyendo el método de eliminación de múltiples relacionadas con la superficie (SRME, por sus siglas en inglés) y el método de migración antes del apilamiento de Kirchhoff, ofreció mejor definición de la señal sísmica repetida y posibilitó el análisis AVO (amplitud versus desplazamiento) en colecciones de trazas totalmente migradas. 18 La visualización inmersiva permitió mejorar la interpretación de los datos del campo Norne. Los intérpretes sísmicos pudieron codificar en color los cambios de impedancia acústica producidos entre los levantamientos para resaltar las zonas del yacimiento en las que el agua reemplazaba al petróleo e interpretar el movimiento del contacto agua/petróleo. Estas interpretaciones ayudaron al equipo a cargo de los activos de la compañía a comprender los efectos de los lapsos de tiempo y además simplificaron la planeación del pozo. La trayectoria del pozo planeado originalmente por Statoil se asentaba en una zona donde los datos sísmicos diferían entre los levantamientos de 2001 y de 2003, lo que indicaba que el contacto agua/petróleo ya había quebrantado una barrera de permeabilidad horizontal y que el pozo propuesto intersectaría un yacimiento acuífero. A través del desplazamiento de la trayectoria del pozo horizontal en sentido lateral hacia una posición 20 m [66 pies] más somera, Statoil logró producir petróleo, generando un ahorro de 29 millones de dólares estadounidenses el costo de perforación de otro pozo de re-entrada horizontal (derecha). Además de mejorar la planeación del pozo, los ingenieros pudieron ajustar los regímenes de producción e inyección y observar el movimiento del frente de inyección de agua a los pocos días de adquirir los datos. En última instancia, Statoil procura incrementar la recuperación del 40% al 52% y prolongar la vida útil del campo Norne más allá del año Statoil tiene previsto continuar utilizando el sistema Q para la adquisición de datos sísmicos con la técnica de repetición. La compañía adquirirá un tercer levantamiento Q del campo Norne en el año 2004, aproximadamente 12 meses después del levantamiento de control previo. 19 El campo Heidrun, investigado inicialmente mediante la utilización del sistema Q en el año 2001, también será sometido a otra serie de operaciones de adquisición sísmica Q durante el año Manejo de yacimientos a través de la simulación mejorada por la sísmica Las interpretaciones de la presión, la saturación y los contactos de fluidos del yacimiento a partir de datos sísmicos de repetición contribuyen al mejoramiento de la producción mediante la optimización de la ubicación de los pozos y el mejoramiento de las operaciones de producción e inyección. Los datos y las interpretaciones complementan además los esfuerzos de simulación de yacimientos. Los ingenieros de yacimientos han efectuado ajustes de la historia de producción utilizando datos de producción durante muchos años. El ajuste de la historia de producción implica la modificación iterativa de ciertos parámetros de un modelo de yacimiento hasta que el modelo de simulación se ajuste a la Trayectoria del pozo original Barrera de permeabilidad quebrantada Trayectoria del nuevo pozo > Impacto de los datos sísmicos de repetición sobre la planeación del pozo. Statoil planificó la perforación de un pozo de re-entrada para explotar las reservas aisladas por una barrera de permeabilidad horizontal (extremo superior). El color azul, cerca del extremo inferior de la sección sísmica del centro, indica una zona en la que el agua ha reemplazado al petróleo y sugiere que el contacto agua/petróleo (CAP) en el tope de la zona azul ya ha quebrantado la barrera de permeabilidad. La trayectoria del nuevo pozo (línea rosa), ubicada 20 m más arriba y perforada lejos del contacto agua/petróleo, logró minimizar con éxito el riesgo (extremo inferior). historia de producción establecida a partir de los pozos individuales de un campo petrolero. El ajuste riguroso de la historia de producción ayuda a los científicos e ingenieros a predecir el desempeño futuro de los pozos y de los campos. La simulación de yacimientos resultante es detallada y precisa en la zona vecina a los pozos pero posee una precisión limitada por el número y la ubicación de los pozos en el yacimiento y por la complejidad del modelo de yacimiento. Los levantamientos sísmicos proveen datos en las vastas zonas prospectivas que median entre los pozos, pero carecen de la resolución vertical de los datos de pozos. Otoño de

18 Ciclo de refinamiento del ajuste de la historia de producción Escalado de yacimiento Modelo de yacimiento estático Modelo de yacimiento dinámico Cambios en la presión y en la saturación de fluido Modelado de yacimientos ECLIPSE Modelado poroelástico Modelo de física de rocas Modelar cambios elásticos 4D Modelar datos de pozos y perfiles de producción Programa de computación ECLIPSE SimOpt para minimizar el error de ajuste 4D Observar cambios elásticos 4D Observar datos de pozos e historia de producción Modelo de yacimiento 4D dinámico calibrado > Ajuste de la historia de producción mediante la utilización de datos sísmicos de repetición. El proceso comienza con un modelo de yacimiento estático, datos sísmicos de repetición (abreviados como datos 4D en el diagrama de flujo) y datos de producción de pozos. El ciclo de refinamiento del ajuste de la historia de producción minimiza el error de ajuste entre los datos sísmicos, el modelo de yacimiento dinámico y otros cambios medidos y modelados mediante la utilización del programa de calibración de modelos ECLIPSE SimOpt y el programa de simulación de yacimientos ECLIPSE. Diversas secuencias de tareas independientes, que involucran datos sísmicos de repetición, pueden dar como resultado interpretaciones cualitativas en los yacimientos a través del tiempo. Por ejemplo, es posible utilizar los cambios producidos en la amplitud sísmica u otros atributos sísmicos diferenciados a partir de los datos sísmicos de repetición para actualizar los modelos estáticos de yacimientos. Esto reviste particular importancia cuando la señal sísmica repetida resalta barreras o trayectorias de flujo, tales como fallas o zonas fracturadas. El modelo estático actualizado puede utilizarse luego para la simulación sobre la base de la historia de producción. Otro enfoque más cuantitativo consiste en el mapeo de los cambios producidos en las propiedades de los yacimientos mediante la utilización de datos sísmicos de repetición. Por ejemplo, la señal sísmica repetida podría indicar cambios producidos en la presión o en la saturación de fluido. Estos cambios pueden ser calibrados con la señal sísmica repetida mediante la construcción de un modelo de física de rocas que describa las relaciones entre los datos sísmicos y los parámetros petrofísicos del yacimiento. Estos modelos petroacústicos pueden ser incorporados posteriormente en las simulaciones de yacimientos. El método de ajuste de la historia de producción que utiliza datos sísmicos de repetición y datos de producción constituye una extensión relativamente reciente de la simulación de yacimientos tradicional. Esta nueva técnica integra cuantitativamente los datos de producción con los datos sísmicos de repetición y ayuda a los equipos a cargo de los activos de la compañía a comprender, predecir y manejar los cambios producidos en los yacimientos. 20 El ajuste de la historia de producción que utiliza simultáneamente datos de producción y datos sísmicos ofrece un enorme potencial para el manejo de yacimientos ya que combina la información detallada de los pozos individuales con el carácter expansivo de los levantamientos sísmicos. Este proceso implica el análisis cuantitativo y los datos de salida de la presión y la saturación del yacimiento correlacionados con la señal sísmica y los datos de pozos (arriba). En contraste, la simulación de yacimientos tradicional se centra fundamentalmente en los datos de producción de los pozos; los datos sísmicos de repetición normalmente son calibrados con los datos de presión y saturación pero no son correlacionados con los datos de producción. La técnica de ajuste de la historia de producción que utiliza datos sísmicos de repetición resuelve estas deficiencias. Al igual que la simulación de yacimientos, el ajuste de la historia de producción que utiliza datos sísmicos de repetición constituye un proceso lento que requiere varios grupos de computadoras, por lo que es preciso establecer cuidadosas restricciones para evitar el exceso de iteraciones. Los registros de pozos son sometidos a un proceso de evaluación petrofísica, edición y calibración en función de los datos sísmicos. Los horizontes sísmicos deben ser mapeados en el levantamiento de referencia y en levantamiento repetido, y ambos conjuntos de datos deben ser sometidos a inversión. 21 Los conjuntos de datos sísmicos invertidos son convertidos del dominio del tiempo de tránsito sísmico al dominio de la profundidad. Después de la conversión a profundidad, los científicos e ingenieros tratan de ajustar la impedancia acústica de los levantamientos sísmicos. Mediante la construcción de un modelo petroacústico y el posterior modelado directo, se ponen de manifiesto los cambios producidos en la saturación y en la presión. Finalmente, los cambios producidos en la saturación y en la presión, determinados a partir de la interpretación y el modelado sísmicos, se combinan con los datos de producción para correlacionar la historia sísmica con la historia de producción. El programa especializado de calibración de modelos ECLIPSE SimOpt ayuda a lograr el ajuste de la historia de producción en forma más rápida y con resultados de calidad superior. En una carrera, este programa de computación determina la sensibilidad de los resultados de la simulación con respecto a los diversos parámetros de entrada, de manera que la importancia de cada parámetro pueda ser tenida en cuenta en el modelo de simulación. Mediante la comprensión de la importancia de los diversos parámetros de entrada, los ingenieros y científicos evitan pérdidas de tiempo en torno a 16 Oilfield Review

19 parámetros insignificantes y en cambio, se concentran en los parámetros que tendrán mayor impacto sobre la simulación. El programa también ayuda a restringir los parámetros poco conocidos dentro de rangos razonables a fin de reducir el número de ciclos de ajuste de la historia de producción, que requieren mucho tiempo. Cuando se trabaja con datos sísmicos de repetición en forma aislada, una pregunta que se plantea con frecuencia es si la diferencia entre los levantamientos representa algo más que cambios producidos en la saturación y en la presión, tales como la compactación de la roca. La utilización de datos sísmicos de repetición en el ajuste de la historia de producción ayuda a responder esta pregunta, porque los datos sísmicos de repetición calibran los modelos de simulación a fin de cuantificar mejor los cambios relacionados con los fluidos. Ya se encuentra próximo a su implementación el ajuste de la historia de producción mediante la utilización de los primeros levantamientos sísmicos Q-Marine repetidos del campo Norne. El sistema Q, incluyendo la tecnología de sensores unitarios, las fuentes calibradas y los cables sísmicos orientables, provee el alto grado de resolución, repetibilidad y confiabilidad necesario como condición previa para el análisis cuantitativo por ajuste de la historia de producción. Los objetivos clave de este análisis comprenden la identificación de secuencias de tareas prácticas para el análisis sísmico repetido y la evaluación de los beneficios del análisis cuantitativo con respecto al análisis cualitativo. Los científicos e ingenieros han integrado los datos sísmicos de repetición con el ajuste de la historia de producción utilizando otras formas innovadoras. Por ejemplo, en un estudio reciente de un complicado yacimiento de gas condensado del Golfo de México se evaluaron los efectos de los cambios producidos en la presión sobre la señal sísmica repetida; otros estudios involucran habitualmente los efectos de los cambios en la saturación en vez de los cambios en la presión. 22 En el Mar del Norte, los especialistas están efectuando ajustes de la historia de producción con los datos sísmicos de repetición y los modelos de flujo de yacimientos para evaluar el flujo de fluido. 23 Un aspecto novedoso de este trabajo es la evaluación de las transmisibilidades de los fluidos a través de las fallas, cuya determinación resultaría dificultosa si no se combinaran los datos sísmicos con los datos de producción. A medida que mejore la repetibilidad sísmica y se repitan más levantamientos, el ajuste de la historia de producción que combina datos sísmicos con datos de producción desempeñará un rol cada vez más importante en lo que respecta al manejo de yacimientos. El tiempo dirá La exploración y la producción de petróleo y gas siempre han implicado un riesgo significativo, pero la industria petrolera ha prosperado gracias a la rápida adopción de tecnologías avanzadas que ayudan a manejar los riesgos y reducir las incertidumbres. La tecnología sísmica ha resultado clave para el mejoramiento de los índices de éxito exploratorio en las últimas décadas y ahora se ha convertido en una tecnología establecida para reducir el riesgo y la incertidumbre en las etapas subsiguientes de la vida productiva de los campos de petróleo y gas. Como lo demuestra el ejemplo del campo Norne, la metodología de adquisición y procesamiento sísmicos Q ayuda a los operadores a obtener más información y mayor rentabilidad económica de sus inversiones sísmicas. Los levantamientos sísmicos repetidos, calibrados con datos de registros de pozos y datos de sísmica de pozo, ayudan a identificar tipos de fluidos y mapear saturaciones de fluidos y barreras al flujo entre pozos, y además permiten a los operadores tomar decisiones sobre bases más firmes en lo que respecta a perforación, desarrollo y manejo de yacimientos. 24 Como sucede con muchas otras tecnologías de campos petroleros, la integración optimiza el valor de los datos sísmicos de repetición. Por ejemplo, la integración de datos de registros de producción y de medidores de presión de fondo de pozo instalados en forma permanente con datos sísmicos puede detectar compartimentos sin drenar y potencial prospectivo adicional. 25 La integración de datos de núcleos con levantamientos sísmicos convencionales también permite mejorar el monitoreo y el manejo de yacimientos. 26 Algunos especialistas estiman el valor potencial de los datos sísmicos de repetición en el orden de miles de millones de dólares en términos de recuperación incrementada de hidrocarburos. 27 Para extraer este valor en forma rutinaria, la repetibilidad sísmica debe seguir mejorando. El mejoramiento de la repetibilidad sísmica permitirá a las compañías de petróleo y gas ver las señales sísmicas repetidas de los levantamientos de repetición en sólo cuestión de meses en vez de años. Este marco temporal más acotado facilitará un manejo de yacimientos más activo y oportuno. Si bien este artículo se centró en la tecnología y en las operaciones, existe otro ingrediente crucial en la aplicación exitosa de los datos sísmicos de repetición: personal calificado para modelar, planificar, adquirir, procesar, integrar e interpretar los datos. La poderosa combinación de gente y tecnología está inaugurando una nueva era en lo que respecta al manejo de yacimientos. GMG 20. Para mayor información sobre el ajuste de la historia de producción mediante la utilización de datos sísmicos de repetición, consulte: Gosselin O, Aanonsen SI, Aavatsmark I, Cominelli A, Gonard R, Kolasinski M, Ferdinandi F, Kovacic L y Neylon K: History Matching Using Time-Lapse Seismic (HUTS), artículo de la SPE 84464, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de La inversión es un proceso matemático por el cual los datos se utilizan para generar un modelo consistente con los datos. Los datos sísmicos de superficie, los perfiles sísmicos verticales y los datos de registros de pozos, pueden ser utilizados para llevar a cabo el proceso de inversión sísmica, cuyo resultado es un modelo de capas del subsuelo y su espesor, densidad y velocidades de ondas compresionales (P) y de ondas de corte (S). 22. Waggoner JR, Cominelli A, Seymour RH y Stradiotti A: Improved Reservoir Modelling with Time-Lapse Seismic Data in a Gulf of Mexico Gas-Condensate Reservoir, Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): Waggoner JR, Cominelli A y Seymour RH: Improved Reservoir Modeling with Time-Lapse Seismic in a Gulf of Mexico Gas-Condensate Reservoir, artículo de la SPE 77514, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de Lygren M, Fagervik K, Valen TS, Hetlelid A, Berge G, Dahl GV, Sønneland L, Lie HE y Magnus I: A Method for Performing History Matching of Reservoir Flow Models Using 4D Seismic Data, Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): Pickering y Waggoner, referencia Para ver un ejemplo del Golfo de México, consulte: Kratchovil T, Bikun J, Tixier C, Zirczy H, Beattie T, Bilinski P, Tchouparova E, van Luik K y Weaver S: The Auger 4-D Case Study: Exploiting a Gulf of Mexico Turbidite Field by the Use of Time-Lapsed Seismic Surveys, presentado en la Convención Anual de la AAPG 2004, Dallas, Texas, EUA, 18 al 21 de abril de Shirley K: 4-D Augurs Well for Auger Field, AAPG Explorer 25, no. 5 (Mayo de 2004): 14, Para ver un ejemplo del Mar del Norte, consulte: McInally AT, Redondo-López T, Garnham J, Kunka J, Brooks AD, Stenstrup Hansen L, Barclay F y Davies D: Optimizing 4D Fluid Imaging, Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): Eiken, referencia 19. Otros especialistas estiman el valor de los datos sísmicos de repetición en los campos petroleros individuales en decenas a centenas de millones de dólares: de Waal H y Calvert R: Overview of Global 4D Seismic Implementation Strategy, Petroleum Geoscience 9, no. 1 (Febrero de 2003): 1 6. Shell Expro prevé un incremento del 5% en la recuperación final de petróleo proveniente de sus campos Gannet, como resultado de las inversiones realizadas en tecnología sísmica de lapsos de tiempo: Kloosterman et al, referencia 14. Otoño de

20 Examinando los pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP En campos marginales y ambientes remotos, la supervisión activa y en tiempo real de los sistemas de bombeo eléctrico sumergible aporta valor tanto tangible como intangible a los activos de producción. Los datos de sensores de fondo de pozo, la conectividad sin precedentes, los poderosos programas de computación y los conocimientos técnicos oportunos ayudan a los operadores a evaluar el desempeño de las bombas, predecir su falla, identificar problemas de pozos y controlar las bombas a distancia. Estas nuevas capacidades se combinan para reducir los costos operativos e incrementar la producción y el flujo de caja. Ron Bates Signal Hill Petroleum, Inc. Signal Hill, California, EUA Charlie Cosad Abingdon, Inglaterra Lance Fielder Alex Kosmala Cambridge, Inglaterra Steve Hudson Aethon I LP Dallas, Texas, EUA George Romero Garden Grove, California Valli Shanmugam Dallas, Texas Por su colaboración en la preparación de este artículo se agradece a Usman Ahmed y Lorne Simmons, Sugar Land, Texas, EUA; y a Bertrand Theuveny, Cambridge, Inglaterra. espwatcher, InterACT, LiftPro, MultiSensor y Phoenix son marcas de Schlumberger. Poseidon es una marca registrada del Instituto Francés del Petróleo (IFP), Total y Statoil; Schlumberger posee la licencia de la tecnología. 1. Spears and Associates, Inc.: Oilfield Market Report 2003, Tulsa, Oklahoma, EUA: 6 (se accedió el 21 de abril de 2004). 2. Para mayor información sobre los diferentes métodos de levantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harryson y Lekic O: Artificial Lift for High-Volume Production, Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): Oilfield Review