16 Oilfield Review

Elevación de los estándares de calidad de los datos sísmicos

Phil ChristieDavid NicholsAli ÖzbekCambridge, Inglaterra

Tony CurtisLeif LarsenAlan StrudleyGatwick, Inglaterra

Randall DavisHouston, Texas, EUA

Morten SvendsenAsker, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Mark Egan, Olav Lindtjorn y Steve Morice,Gatwick, Inglaterra; y Peter Canter, Leendert CombeeJames Martin y Nils Lunde, Asker, Noruega. Se extiende unreconocimiento especial a todos los miembros de losDominios de Adquisición Central, Posicionamiento y

Los datos sísmicos han mejorado, gracias a un grupo de ingenieros y geofísicos que

desarrollaron el sistema de adquisición sísmica marina más avanzado del mundo.

Hay que ver la nitidez de las nuevas imágenes para creerlo.

Durante los últimos 20 años, la industria delpetróleo y del gas se ha beneficiado de notablesavances en las técnicas sísmicas. En lugares enque antes los levantamientos sísmicos cubrían unfragmento bidimensional del subsuelo, ahora esposible ver volúmenes tridimensionales. La adqui-sición marina de datos que comenzó con un únicocable de sensores que se llevaba a remolque;ahora implica la instalación de un conjunto decables sísmicos marinos que cubren un área deltamaño de un campo de golf. Los levantamientossísmicos marinos y terrestres son preprocesadosa bordo o en el campo, reduciendo el tiempo deentrega de los datos de años a semanas. Loscables para fondo marino con múltiples compo-nentes registran las ondas de compresión y decizalla para el análisis de la litología y del conte-

nido de fluidos del yacimiento. Un sofisticado pro-cesamiento de datos y mejores capacidades decomputación permiten a los geofísicos extraerimágenes de ambientes geológicos notablementedifíciles, como zonas de fallas complejas, áreasbajo domos salinos y por debajo de yacimientossomeros de gas. Los registros adquiridos paraaplicar la técnica de lapsos de tiempo ayudan alos científicos a comprender y rastrear los cam-bios en los fluidos, las presiones y los esfuerzos amedida que se producen los hidrocarburos, facili-tando una óptima explotación de las reservas.

Estas innovaciones están ayudando a hacerde los datos sísmicos una herramienta vital paracada etapa de las iniciativas de Exploración yProducción (E&P, por sus siglas en inglés), en unmomento en que muchas compañías petroleras

Recepción del Centro de Tecnología de Oslo, Noruega, porsu contribución a la excelente iniciativa de ingeniería des-crita en este artículo.Monowing, Q, Q-Fin, Q-Marine y TRINAV son marcas deWesternGeco.

Otoño de 2001 17

están poniendo énfasis en mejorar la producciónde los activos existentes.

La optimización y el rápido desarrollo de nue-vos activos a partir de una cantidad menor depozos, aumentan la dependencia en la geofísicade los yacimientos para construir modelos delsubsuelo que tengan un poder predictivo real.

Debido a que un gran número de los usosrecientemente inventados—procesamiento deimágenes para ubicación de pozos, predicción dela presión de poro y monitoreo de los frentes defluidos—requieren datos extremadamente preci-sos, existe una creciente demanda de datos de lamayor calidad posible. Para datos sísmicos, laalta calidad se define como una alta relaciónseñal-ruido y un gran ancho de banda, o rango defrecuencias contenido en la señal. A lo largo delos años, se ha puesto una gran atención y cui-dado en el desarrollo de programas de diseño delevantamientos sísmicos y de esquemas eficacesde procesamiento de datos, con el objetivo deaumentar la calidad de la señal al mejorar elancho de banda y las amplitudes de la señalobtenida, y suprimir el ruido para aprovechar almáximo cada bit de datos que se obtenga. Pero

cabe la siguiente pregunta, ¿es posible obtenerdatos sísmicos aún mejores? La respuesta es sí,pero para comprender cómo, primero debemosexaminar el problema del ruido.

¿Qué causa el ruido?Hace unos 10 años, los científicos e ingenierosde lo que hoy es WesternGeco comenzaron aexaminar el origen del problema del ruido.Propusieron una iniciativa de dos etapas y con-ceptualmente simple para mejorar la calidad delos datos marinos. En primer lugar, identificarcada fuente significativa de ruido en los datossísmicos y luego suprimirla o minimizarla.

A través de un exhaustivo análisis de losdatos obtenidos a partir de los sistemas de adqui-sición existentes y de un modelado adicional,fueron capaces de cuantificar el nivel de ruido enrelación con la señal para cada tipo de ruido(arriba). Se tuvieron en cuenta docenas de causaspotenciales, incluidos el posicionamiento de lafuente y del receptor, las distorsiones debidas alas variaciones de la fuente, la sensibilidad delreceptor, los sistemas electrónicos de grabación yel movimiento de las embarcaciones y del agua.

Se determinó que las fuentes predominantes deruido fueron la acción del oleaje en la superficie,la variación en las características de la fuente ylos errores de posicionamiento asociados con losgrupos de recepción. En algunos casos, los nive-les de ruido fueron lo suficientemente altos comopara dificultar la interpretación de las imágenesobtenidas. Sólo mediante la reducción del ruido asu nivel más bajo posible, se pueden utilizar losdatos sísmicos para una interpretación estrati-gráfica confiable mediante la técnica de lapsosde tiempo.

Este artículo detalla los esfuerzos de los geo-físicos, ingenieros y expertos en procesamientode señales para reducir al mínimo estas fuentesde ruido, mejorar la calidad de la señal y produ-cir imágenes adecuadas para una interpretaciónen detalle. Se describe cómo los métodos tradi-cionales de adquisición de datos y de supresiónde ruidos resultan insuficientes y cómo los avan-ces en los sistemas de adquisición de datos—especialmente un nuevo enfoque de puntoreceptor—están contribuyendo a obtener un saltosignificativo en la calidad de los datos sísmicos.

> Fuentes significativas de ruido detectadas en datos sísmicos marinos. Las barrashorizontales muestran los niveles de ruido presentes en los datos estándar procesa-dos. Los efectos del ruido del oleaje y la variación fuente-señal se pueden aminorarmediante un procesamiento que reduce el ruido a los niveles indicados por las flechas.Las bandas de color vertical muestran el nivel de ruido que se puede tolerar en dife-rentes aplicaciones de datos sísmicos interpretados. Para la interpretación estructu-ral, se pueden tolerar niveles de ruido mayores que para la interpretación estratigrá-fica, y la interpretación de datos sísmicos para monitoreo de yacimientos mediante latécnica de lapsos de tiempo requiere los menores niveles de ruido posibles.

Monitoreo del yacimiento mediante latécnica de lapsos de tiempo

Nivel decreciente de ruido por debajo de la señal

Variación de sensibilidad del sensor,pérdidas de nivel del hidrófono

Ruido del oleaje

Variación fuente-señal

Direccionalidad de la fuente

Precisión del posicionamiento

Repetibilidad del posicionamiento

Interpretación estructural

Interpretación estratigráfica

Adquisición tradicional de datos marinosLos levantamientos sísmicos marinos se obtienenmediante embarcaciones que remolcan cablessísmicos, o cables instrumentados, para grabarseñales de tiros disparados a medida que laembarcación maniobra a lo largo del objetivo(derecha). Un típico cable sísmico marino tieneuna longitud de 3000 a 8000 m [9800 a 26,200pies] y, en la adquisición convencional de datos,arrastra cientos de grupos receptores de 12 a 24hidrófonos que alimentan un canal de registroúnico (abajo). En principio, la suma de las señalesdetectadas antes de efectuar el registro—unpaso llamado formación del conjunto—mejora larelación señal-ruido. Sin embargo, la formacióndel conjunto puede dañar de manera irreparablela fidelidad de la señal y reducir la eficacia de lospasos de procesamiento subsiguientes, destina-dos a atenuar el ruido que pasa por el cable sís-mico. Para reducir al mínimo el ruido de las olas enla superficie del mar, los cables sísmicos se remol-can a una profundidad especificada en la etapa deplaneamiento del levantamiento, usualmente de6 a 10 m [20 a 33 pies]. El remolque a menoresprofundidades puede aumentar el contenido dealta frecuencia de la señal registrada, pero por logeneral también aumenta el nivel de ruido.

Las embarcaciones para alto rendimiento deadquisición de datos pueden remolcar de 12 a 16cables sísmicos, con una separación de 50 a 100m [160 a 330 pies] entre sí. Los deflectores basa-dos en la tecnología Monowing de cables sísmi-cos múltiples, se instalan en la parte delantera delcable sísmico para ayudar a mantener el espacio deseparación entre los cables.1 Mientras los deflec-tores Monowing controlan la separación de loscables sísmicos en la parte delantera, lo que ocu-rre después de ese punto es cosa de la naturaleza.

Actualmente, las mareas y otras fuerzas pue-den hacer que los cables sísmicos se levanten ose desplacen hacia los lados desde las posicionesprogramadas y, en casos extremos, se puedenenredar. Los cables sísmicos enredados se deben

llevar nuevamente a las embarcaciones y desen-redarse en forma manual, generando tiempo noproductivo.

Cualquier aplicación de datos sísmicosrequiere información precisa acerca de la posi-ción, y algunos usos, como el monitoreo sísmicomediante la técnica de lapsos de tiempo, exigenun posicionamiento repetitivo. Para asegurar quela disposición para la adquisición de datos seencuentre documentada con precisión, se utilizansensores de posicionamiento para determinar laposición de cada fuente y receptor en cada puntode tiro a medida que avanza la embarcación. Lasmediciones a través del Sistema de Posiciona-miento Global (GPS, por sus siglas en inglés) uti-lizan satélites para detectar y apuntar la posiciónde la embarcación con una resolución de tres

metros. Con los sistemas tradicionales, las posi-ciones de las fuentes y los receptores sísmicos enrelación con la embarcación se calculan utilizandoinformación enviada por sensores acústicos ysensores de cabecera montados en las redes decables sísmicos, al comienzo y al final de cadacable (página siguiente, extremo derecho). Lasposiciones delantera y trasera de los cables sís-micos se conocen con precisión. Sin embargo, lasposiciones de sensores individuales se estiman apartir de la forma de un cable sísmico marino, quese calcula mediante el uso de sensores de cabe-cera montados en cables sísmicos ubicados enunos pocos puntos a lo largo del cable, lo quepuede introducir errores significativos.

La típica fuente sísmica es un conjunto com-puesto por subconjuntos, cada uno de los cuales

18 Oilfield Review

> Cables sísmicos marinos, o cables instrumentados, para registrar señales a medida que la embarcaciónsísmica avanza a lo largo del objetivo.

> Grupos intercalados de hidrófonos que alimentan un canal de registro único. Las señales de cada hidrófono en un grupo se suman para producir una únicatraza registrada por grupo.

Grupo convencional único, 24 hidrófonos individuales

Grupos análogos convencionales 12.5 mintervalo del grupo

16.12 mlongitud del grupo

16.12 mlongitud del grupo

Otoño de 2001 19

contiene hasta seis cañones de aire, separadospor unos 3 m [10 pies] (abajo). Como los cablessísmicos marinos, los conjuntos de cañones deaire son remolcados a una profundidad de 6 a 10m. Los conjuntos arrastrados a menor profundi-dad producen resultados insuficientes; en lugarde una ráfaga de cañones de aire que se propagaen dirección descendente, sólo se producen bur-bujas en la superficie del mar, ya que no hay sufi-ciente presión hidrostática para formarlas demanera adecuada. Las fuentes producen señalesque son alteradas por interferencias destructivasentre las ondas de sonido directas descendentesy las ascendentes primero, y se reflejan en lasuperficie marina—fantasmas—sólo unos cuan-tos milisegundos después. De manera similar, losreceptores sufren interferencias entre las refle-xiones ascendentes y los fantasmas descenden-tes, reflejados en la superficie marina. Mientrasmás cerca de la superficie se encuentren lafuente o el cable sísmico, habrá mayor contenidode alta frecuencia en la señal registrada, peroserá mayor la pérdida de bajas frecuencias depenetración profunda y también será mayor elruido. Mientras más profundo se encuentren lafuente o el cable sísmico, mayor será el conte-nido de baja frecuencia y menor el ruido, pero acosta de perder señales de alta frecuencia. Laseñal de un conjunto de fuentes puede variar dedisparo a disparo, dependiendo de las variacio-nes en los tiempos individuales de disparo delcañón, la presión de la cámara del cañón, la geo-metría del conjunto y la imposibilidad de hacerun disparo. Estas variaciones de disparo a dis-paro pueden reducir la precisión y la capacidadde repetición de los levantamientos sísmicos.

Adquisición marina mejoradaLos geofísicos e ingenieros de WesternGeco dise-ñaron varias maneras de suprimir el ruido relacio-nado con los cables sísmicos, el posicionamiento ylas fuentes; ruido que dificulta la adquisición tradi-cional. Varios equipos del Centro de Tecnología deOslo, Noruega, cooperaron para superar los enor-mes desafíos técnicos que implicaban perfeccionarla tecnología Q de punto receptor. El resultado desu trabajo, el sistema Q-Marine, proporciona datossísmicos marinos de calidad insuperada hastaahora. El nuevo sistema incluye mejoras en la sen-sibilidad del receptor y de la precisión del posicio-namiento, cables sísmicos direccionables, unmejor control de la fuente y una adquisición depunto receptor que proporciona de manera consis-tente datos repetibles de alta calidad.

Para solucionar el problema de la variación desensibilidad de los receptores, los ingenieros defabricación crearon nuevos hidrófonos tubularesde alta fidelidad, con especificaciones de sensi-bilidad estrictas y estables. Por lo general, loshidrófonos sufren presiones hidrostáticas quecon el tiempo pueden afectar la sensibilidad oincluso destruir los sensores. Los nuevos hidrófo-nos tienen una capacidad mucho mayor de super-vivencia a cierta profundidad y sensibilidadesmás estables, ya que se prueban en el proceso defabricación y se desempeñan de manera cons-tante en lo sucesivo. Cada hidrófono tiene su pro-pio certificado de calibración, y todos los valoresde sensibilidad se almacenan en los dispositivoselectrónicos del cable sísmico para calibraciónautomática de datos.2

Fuente

Cable sísmico marino

Hidrófono

Brújula

Flotación

Giróscopo Red delantera

Distancia de 3000 m

Red posterior

> Posicionamiento de redes en las partes de-lantera (arriba) y posterior (abajo) de los ca-bles sísmicos. Los sensores del Sistema dePosicionamiento Global (GPS, por sus siglasen inglés), las brújulas y los sensores acústi-cos proporcionan mediciones que ayudan acalcular la posición de las fuentes y de losreceptores en el conjunto de cables sísmicos.

> Cada subconjunto de cañones de aire contiene seis cañones de aire. La calidad de cada disparosísmico depende del tamaño, de la ubicación y del tiempo de disparo de cada cañón del conjunto.

Separación delos subconjuntosde 15 a 20 m

Configuración típica

Subconjunto de 18.5 m,seis posiciones de cañón por subconjunto

Profundidadde remolquede 6 a 10 m

1. Beckett C, Brooks T, Parker G, Bjoroy R, Pajot D, Taylor P,Deitz D, Flatten T, Jaarvik LJ, Jack I, Nunn K, Strudley A yWalker R: “Reducing 3D Seismic Turnaround,” OilfieldReview 7, no. 1 (Enero de 1995): 23-37.

2. Svendsen M y Larsen L: “True 4D-Ready-Seismic UtilizingQ-Marine,” artículo de la OTC 13163, presentado en laConferencia de Tecnología Marina, Houston, Texas, EUA,30 de abril al 3 de mayo de 2001.

Con los avances recientes acontecidos en laelectrónica y en las redes de fibra óptica, el sis-tema puede registrar más de 4000 hidrófonos porcable sísmico de 12 kilómetros [8 millas], para unmáximo de 80,000 canales. La cuadruplicaciónresultante en la capacidad del ancho de banda, encomparación con los sistemas de adquisición tra-dicionales, abre la posibilidad de subir al barco losdatos de punto receptor recién adquiridos, paraefectuar un procesamiento avanzado con algorit-mos digitales de formación de grupos, los cualesse abordarán más adelante en este artículo.

El nuevo sistema de adquisición lleva un sis-tema de establecimiento de rangos acústicos entoda la longitud del cable sísmico. Las fuentesacústicas distintivas ubicadas cada 800 m [2600pies] a lo largo de los cables sísmicos emitenseñales que se pueden grabar en cualquier hidró-fono sísmico. La temporización relativa de cadallegada de datos permite computar un conjunto derangos o distancias entre la fuente y los hidrófo-nos a través de toda la red (abajo a la izquierda).Los rangos acústicos se usan como información deentrada para un ajuste de los rangos de la red que

se extienden entre lecturas del GPS. El resultadoes una precisión absoluta de posicionamientodentro de los 4 m [13 pies] en cualquier punto a lolargo de los cables sísmicos. El esfuerzo computa-cional necesario para resolver el ajuste de la reden el mar es muchas veces mayor que el necesa-rio para alcanzar una solución convencional.

Mientras todos los sistemas tradicionales deadquisición de datos permiten controlar laprofundidad del cable sísmico, sólo el método Q-Marine permite un direccionamiento horizon-tal activo además del control de profundidad.

20 Oilfield Review

> Nuevo sistema de posicionamiento Q-Marine implementando una completa red acústica alo largo de todo el cable sísmico. Ahora se puede calcular el posicionamiento del receptor den-tro de los 4 m [13 pies] en cualquier punto a lo largo de los cables sísmicos. Además de la in-formación de rango (naranja) de las redes posteriores (izquierda) y delanteras (derecha), lared completa de cables sísmicos para esta configuración de 10 cables sísmicos calcula ran-gos de cientos de puntos intermedios (azul).

10,000 8000 6000 4000 2000 0

Distancia de la embarcación, m

Sistemas de establecimiento de rangos acústicos

Sepa

raci

ón d

e lo

s ca

bles

sís

mic

os, m

400

300

200

100

0

–100

–200

–300

–400

10 cm

4 pulgadas

> Dispositivo de direccionamiento Q-Fin para controlar la separación y la posición de loscables sísmicos mediante el direccionamiento horizontal y vertical del cable sísmico.

Otoño de 2001 21

La orientación del cable sísmico se puede modi-ficar lateralmente para lograr una coberturaóptima, permitiendo que los cables sísmicossean remolcados con separaciones tan pequeñascomo de 25 m [82 pies], lo que reduce en granmedida el riesgo de enredos. Una separaciónpequeña entre cables sísmicos permite un mues-treo de mayor resolución para lograr un mejorprocesamiento de imágenes, y el equipo marinose puede dirigir de manera segura cerca de peli-gros potenciales, tales como las instalaciones desuperficie. Los cables sísmicos direccionablesson ideales para levantamientos sísmicos deyacimientos, ya que permiten giros de embarca-ciones significativamente más rápidas, lograndoun ahorro de tiempo de gran importancia en

levantamientos efectuados sobre superficiesrelativamente pequeñas. El control de la direc-ción mejora la logística de la instalación y larecuperación de los cables sísmicos, otorgandomayor seguridad a la cubierta trasera. Las opera-ciones de adquisición de datos son más seguras,ya que requieren menor tiempo operativo sobrela cubierta trasera.3

Los dispositivos de direccionamiento se ubi-can cada 400 a 800 m [1300 a 2600 pies] a lolargo del cable sísmico. El sistema de direcciona-miento Q-Fin de WesternGeco tiene aletascontrolables de manera independiente para diri-gir los cables sísmicos hacia arriba, hacia abajo yhacia los lados (página anterior, abajo). A dife-rencia de los dispositivos tradicionales, que se

sujetan con abrazaderas debajo del cable sís-mico, el ensamblaje del sistema Q-Fin es parteintegral del cable sísmico. Esta innovadora confi-guración maximiza la elevación hidrodinámica yayuda a reducir el ruido acústico asociado con ladirección del cable sísmico.

El mecanismo Q-Fin se controla mediante uncontrolador de dirección, el que compara las posi-ciones de los cables sísmicos calculadas en elsistema de navegación con las posiciones desea-das y ajusta la orientación del cable sísmicosegún se requiera (arriba). El controlador calculalas fuerzas que se requieren para que cada aleta

Cables sísmicos

Controlador del posicionamiento

Datos del rango

Sistema de navegación TRINAV

Datos denavegación

Datos delposicionamiento

Posiciones del cablesísmico requeridas

Posiciones delcable sísmico medidas

Controlador de direccionamiento

> Flujo de los datos de direccionamiento de los cables sísmicos. Los datos de posicionamiento que provienendel cable sísmico se ingresan al controlador del posicionamiento, el que calcula las posiciones del cable sís-mico en términos de rangos, o distancias, entre hidrófonos. El sistema de navegación TRINAV usa los rangospara calcular las posiciones reales, las cuales se registran como datos de navegación, y además entrega lasposiciones al controlador del direccionamiento para retroalimentar los cambios, si fuese necesario.

3. Swinsted N: “Una mejor manera de trabajar,” OilfieldReview 11, no. 3 (Otoño de 1999): 50-64.

direccionadora coloque a todos los cables sísmi-cos en sus ubicaciones adecuadas (arriba).

La capacidad de dirección de los cables sís-micos Q-Marine reduce la necesidad de líneas derelleno; las líneas que se disparan para llenarvacíos después de que se completa la mayorparte de la adquisición de datos. Esto se traduceen un menor tiempo de ejecución de los levanta-mientos y en un menor tiempo no productivo. Unmejor direccionamiento también produce datosde mayor calidad, ya que un espaciado de líneassísmicas consistente proporciona una coberturade área más uniforme.

Para reducir aún más el ruido, los expertos enfuentes sísmicas han diseñado mejoras en losconjuntos marinos de cañones de aire, que gene-ran tanto energía sísmica como ruido no deseado.Las variaciones de un disparo al siguiente a lasalida de un conjunto de cañones de aire produ-cen ruido no deseado en las señales registradas.Los sistemas de control de los conjuntos de caño-nes están diseñados para evitar que esto ocurra,pero los eventos fuera de las tolerancias de lossistemas de control pueden conducir a niveles

inaceptables de variación en la salida del con-junto. Los cambios menores de presión de aire endiferentes cañones y la acción de las olas en lasuperficie del mar pueden provocar una señal defuente impredecible. Para compensar estas situa-ciones, se deben medir y calibrar las variacionesen el campo de presión que rodea los cañones deaire, debido a la presencia de otros cañones deaire y otras variaciones de la presión hidrostática.

Puesto que la señal de fuente se debe elimi-nar, o deconvolucionar, de los datos registradosantes de un procesamiento más detallado, lafalta de una señal completamente predecible haobligado a los geofísicos a confiar en técnicas dedeconvolución basadas en métodos estadísticos.Sin embargo, estas técnicas proporcionan sólorespuestas aproximadas y pueden no dar cuentade las variaciones generadas por la fuente. Lasolución para este problema consiste en un avan-zado sistema de control de fuente y en una téc-nica de estimación de la señal.

Los dispositivos electrónicos de control defuente en los subconjuntos de cañones de airesincronizan y activan cada cañón, basándose en

su salida acústica. La comunicación con laembarcación se efectúa mediante líneas de fibraóptica, reemplazando los sistemas bidirecciona-les convencionales que pueden temporizar demanera errónea el disparo de los cañones amedida que envían señales desde y hacia laembarcación. Las antenas del Sistema dePosicionamiento Global instaladas en cada sub-conjunto proporcionan un posicionamiento pre-ciso de los cañones de aire.

La señal de presión cerca de cada cañón semide para proporcionar información a una téc-nica de estimación de las señales.4 Una disposi-ción de hidrófonos patentada, adyacente a cadaelemento del cañón de aire registra las presionesacústicas y define, para cada elemento del cañónde aire, una señal base que no contiene los efec-tos de los cambios de presión provenientes deotros cañones. Es posible computar una señal decampo lejano o la salida de fuente efectivadetectada por los hidrófonos del cable sísmico,sumando las señales base de todos los cañonesde aire junto con las reflexiones libres de fantas-mas de superficie.

22 Oilfield Review

Levantamiento sísmico 1 Levantamiento sísmico 2

> Dos levantamientos sísmicos (izquierda y derecha) con posiciones de cables sísmicos repetidas en una prueba con cuatrocables sísmicos. Para cada levantamiento se calculan las posiciones para los cuatro cables sísmicos (arriba), mostrando unaseparación constante entre ellos. Las fuerzas que se requieren para lograr las posiciones deseadas se indican con flechasblancas (abajo).

Otoño de 2001 23

Un ejemplo de la potencia de la técnica defuente marina calibrada (CMS, por sus siglas eninglés), proviene de la Cuenca Orca en las aguasprofundas del Golfo de México. En esta cuenca,un cuerpo de sal sobresale en el lecho marino,aumentando la salinidad de las aguas más pro-fundas. El contraste de la salinidad del aguamarina genera una reflexión fuerte, aislada y hori-zontal a 3.0 segundos de tiempo de tránsito doble(ida y vuelta), cerca de 200 milisegundos antes dela reflexión del lecho marino (abajo). Sin calibra-ción de fuente marina, las variaciones en las bur-bujas generadas por la fuente básica sonevidentes alrededor de los 3.15 segundos. Estasvariaciones, aunque parecen mínimas, afectan lasseñales posteriores y pueden llevar a interpreta-ciones erróneas. Después de la deconvoluciónCMS, se minimizan las amplitudes de burbuja ysus variaciones, de modo que las señales de losreflectores más profundos sean más claras.

Esta combinación de sensibilidad de receptorcalibrada, mejor capacidad de registro, mejorposicionamiento de los cables sísmicos, mejorcontrol de la fuente y estimación de las señales,fija las bases para una tecnología de avanzadaque distingue al sistema Q-Marine de otras téc-nicas de levantamiento sísmico marino. Esto esla adquisición de punto receptor. La adquisicióncon la técnica de punto receptor registra las tra-zas de receptores individuales, mientras que laadquisición convencional suma las trazas de ungrupo de receptores en un paso llamado forma-ción análoga de grupo, y luego graba esa suma(véase “Problemas del registro sísmico al utilizarconjuntos de sensores,” página 24).

La idea de adquirir datos de cada sensor indi-vidual en lugar de un grupo no es nueva. A fines dela década de 1980, los geofísicos de Shell propu-sieron un método similar y analizaron los benefi-cios potenciales.5 Se habían dado cuenta de que la

técnica tradicional que usaba un sistema deadquisición compuesto por grupos de cables con-vencionales no producía datos óptimos. Tambiénmostraron cómo el procesamiento de señales, o laformación digital de grupos, podía reproducir losefectos de filtrado deseados de la formación ana-lógica de grupo. Sin embargo, reconocieron que lasolución ideal—un sistema de un canal por hidró-fono—requeriría profundos cambios en los equi-pos y en las capacidades de procesamiento, y nosería adoptada inmediatamente por la industria. Elsistema Q-Marine de WesternGeco es el primeroen hacer realidad la visión de punto receptor.

Variación de burbujas después de ladeconvolución de la estimación de señal de fuente

Eliminación de burbujas, aguas profundas del Golfo de México

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

segu

ndos

Variación de burbujas de fuente básica

2.7

2.8

2.9

3.0

3.1

3.2

3.3

3.4

> Fuente marina calibrada en el Golfo de México. El principal reflector en esta sección sísmicaes el contraste de salinidad que se ilustra a los 3.0 segundos (arriba). El acercamiento muestralas señales de burbuja que llegan de 3.1 a 3.15 segundos, con tiempos y amplitudes de llegadavariables (sección media). La calibración de fuente marina ayuda a eliminar las variaciones enla burbuja (abajo), de modo que la interpretación de los reflectores más profundos se puedaefectuar de manera más confiable.

4. Ziolkowski A, Parkes G, Hatton L y Haughland T: “The Signature of an Airgun Array: Computation from Near-Field Measurements Including Interactions—Part 1,”Geophysics 47 (1982): 1413-1421.

5. Ongkiehong L y Huizer W: “Dynamic Range of theSeismic System,” First Break 5, no. 12 (Diciembre de1987): 435-439. Ongkiehong L: “A Changing Philosophy in Seismic DataAcquisition,” First Break 6, no. 9 (1988): 281-284.

(continúa en la página 26)

24 Oilfield Review

Desde la década de 1930, cuando las ondas sís-micas reflejadas se utilizaron por primera vezpara la exploración de petróleo en tierra, lasseñales se han adquirido con grupos, o conjun-tos de sensores. Esta técnica, diseñada parafacilitar la adquisición de datos en tierra, fueadoptada posteriormente para la adquisiciónmarina. Una breve reseña de los aspectos bási-cos de la adquisición muestra las ventajas y des-ventajas del método.

La energía de una fuente sísmica de explora-ción se irradia de diferentes maneras. En tierra,las ondas de compresión y cizalla, llamadasondas internas, pasan a través de la tierra, rebo-tan en las capas del subsuelo y vuelven a lossensores de superficie; éstas son las ondas másútiles para el procesamiento de imágenes sísmi-cas. En las áreas marinas, sólo se generan ondasde compresión. No toda la energía registradapor los sensores de superficie es utilizable parael procesamiento de imágenes. Las ondas que sedesplazan directamente hacia el sensor sinrebotar se consideran ruido, ya que no contribu-yen con energía a la imagen de la reflexión.Además de estas llegadas directas, otras fuentesde energía pueden llegar como ruido. En tierra,las ondas de superficie, llamadas ruido desuperficie, se desplazan a través de la superficieterrestre y agregan ruido de alta amplitud. Enadquisición marina, las ondas que se originanen los cables sísmicos y se desplazan a lo largode ellos constituyen ruido.

Cuando la superficie de reflexión en el sub-suelo es horizontal, las ondas de compresión yde cizalla retornan a los sensores a lo largo detrayectos casi verticales, mientras que granparte del ruido llega casi horizontalmente. Los

Problemas del registro sísmico al utilizar conjuntos de sensores

1. Özbek A: “Adaptive Beamforming with GeneralizedLinear Constraints,” Expanded Abstracts, ExposiciónInternacional SEG y 70º Reunión Anual, Calgary, Alberta,Canadá, 6 al 11 de agosto de 2000: 2081-2084.

Hidrófonos convencionales agrupados. Espaciado del grupo: 12.5 m

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

segu

ndos

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

> Registro de disparo adquirido bajo condiciones climáticas relativamente ad-versas, con hidrófonos agrupados de manera convencional. Es posible observarruido de onda de alta amplitud que parece incoherente en muchas trazas decasi todos los arribos.

Mediante el registro digital de las señales en cada posición

receptora, la muestra correcta de campo de onda entrante puede

procesarse utilizando sofisticados algoritmos, conteniendo tanto

la señal como el ruido. Este paso de procesamiento de la señal,

que mejora la capacidad de supresión del ruido de un conjunto

con cables convencionales, recibe el nombre de formación digital

de grupos. La formación digital de grupos puede utilizar técnicas

de procesamiento más poderosas que la suma lineal.

Otoño de 2001 25

geofísicos descubrieron que las diferentes direc-ciones de llegada se podían usar para disminuirla amplitud del ruido entrante. En lugar deregistrar las llegadas a un receptor en un punto,instalan un grupo—llamado conjunto de cablesconvencionales—de receptores separados porno más de la mitad de la longitud de onda domi-nante del ruido que se espera recibir. Esta sim-ple suma analógica de señales que llegan a cadareceptor del grupo atenúa gran parte del ruidocoherente que llega de manera horizontal, perodesafortunadamente también puede atenuar lasfrecuencias más altas de señales que llegan demanera no vertical, tales como las que provie-nen de un reflector inclinado.

Mediante el registro digital de señales encada posición receptora, se puede procesar lamuestra correcta de campo de onda entranteutilizando sofisticados algoritmos, conteniendotanto la señal como el ruido. Este paso de proce-samiento de la señal, que mejora la capacidadde supresión del ruido de un conjunto concables convencionales, recibe el nombre de for-mación digital de grupos. La formación digitalde grupos puede utilizar técnicas de procesa-miento más poderosas que la suma lineal.1

La comparación de los resultados de conjun-tos formados digitalmente con los de conjuntoscon cables convencionales muestra lo bien quefunciona la nueva técnica. Un registro de dis-paro adquirido con hidrófonos agrupados con-vencionalmente con un espaciado de grupoestándar de 5 m [41 pies] muestra altos nivelesde ruido residual relacionado con las condicio-nes climáticas, el que aparece de manera inco-herente y por lo tanto es difícil de filtrar(página anterior). Al mismo tiempo, un cablesísmico Q-Marine, con trazas digitales estrecha-mente espaciadas, registró los mismos disparosbajo las mismas condiciones climáticas (arribaa la izquierda). El ruido, del que se recogieronmuestras de manera correcta, es coherente y sepuede filtrar a través del procesamiento y sinafectar la señal. Los datos del conjunto formadodigitalmente, que se emiten desde un canalcada 12.5 m, han reducido de manera significa-tiva los niveles de ruido residual que dominabanel registro de disparo convencional (izquierda).

> Registro de disparo adquirido simultáneamente con los datos adquiridos en la figura de la página anterior, pero con hidrófonos de punto receptor Q-Marineestrechamente espaciados. Se observa ruido de onda de alta amplitud, pero apa-rece de manera coherente y se puede filtrar a través del procesamiento.

> Datos Q-Marine. El registro de disparo de la salida de datos de puntos re-ceptores dispuestos en conjuntos formados digitalmente, con un mayor espa-ciado de trazas, muestra que casi ninguno de los ruidos de alta amplitud hacontaminado el registro de disparo convencional, con respecto al registro dedisparo de un conjunto con cables convencionales.

Datos Q-Marine de punto receptor. Espaciado estrecho entre sensores

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le, s

egun

dos

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

Formación digital de grupo Q-Marine

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le, s

egun

dos

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

Ver la diferenciaLa combinación de los avances introducidos conel sistema Q-Marine aporta una claridad inigua-lada a las imágenes sísmicas resultantes. Unejemplo del área Garden Banks en el Golfo deMéxico muestra las mejoras respecto a la cali-dad y resolución de señal que se pueden lograrmediante las técnicas de reducción de ruido yoptimización de la señal (arriba). Un levanta-miento sísmico tridimensional (3D) convencionalefectuado a mediados de 1997 para varios clien-tes produjo una imagen aparentemente satisfac-toria. Con la tecnología Q de adquisición yprocesamiento sísmico, se logró una imagennotablemente mejor en el año 2000, a pesar de

que la nueva sección proviene sólo de una línea2D. La sección sísmica Q-Marine ilumina máscapas y características de pequeña escala que lasección adquirida de manera convencional. Lasreflexiones que eran imperceptibles en el levan-tamiento anterior son claras y definidas en lanueva imagen.

Otra comparación, correspondiente al CampoDiana, también muestra la superior resolución ypoder de procesamiento de imagen que se puedelograr con el sistema Q (página siguiente, arriba).La imagen producida de un levantamiento con-vencional efectuado en 1999 muestra el pros-pecto como una función de alta amplitud en elflanco de un domo salino. Un levantamiento Q-

Marine efectuado sobre la misma línea muestrauna imagen del yacimiento y de los terrenos decobertura con una resolución mucho mayor.

Con la tecnología Q-Marine, se preservanmás señales de alta frecuencia en todas las pro-fundidades (página siguiente, abajo). Mientraslos levantamientos convencionales pueden con-tener señales utilizables de 60 Hz a la profundi-dad objetivo, el sistema Q proporcionafrecuencias de hasta 85 Hz a la misma profundi-dad. Esta mejora en la resolución permite unainterpretación más detallada de característicassutiles, tales como los cambios estratigráficoslaterales y las variaciones del yacimiento ocurri-das a través del tiempo.

26 Oilfield Review

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le, s

egun

dos

Línea convencional 3 en Garden Banks Línea Q-Marine 3 en Garden Banks

2.0

3.0

> Comparación de una sección sísmica convencional con otra registrada mediante la tecnología Q-Marine. Panel bidimensional (2D) de un levanta-miento tridimensional (3D) adquirido en 1997 con cables sísmicos convencionales (izquierda) en el área Garden Banks del Golfo de México que mues-tra varias reflexiones del subsuelo. Los resultados de un levantamiento 3D debieran ser superiores a los de una línea 2D, pero en este caso la línea2D adquirida en el año 2000 con tecnología Q-Marine (derecha) revela más acerca del subsuelo.

Otoño de 2001 27

Datos convencionales del Campo Diana Datos Q-Marine del Campo Diana

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le, s

egun

dos

2.0

3.0

> Datos sísmicos convencionales (izquierda) y datos Q-Marine (derecha) correspondientes al Campo Diana, en el Golfo de México. El Campo Dianaaparece como un reflector inclinado de alta amplitud en la parte inferior derecha de cada panel. El levantamiento Q-Marine muestra una imagen delcampo y las capas que lo rodean con mayor resolución que la que se puede obtener con la adquisición convencional.

–30

Deca

imie

nto

de la

am

plitu

d, d

B

–20

–10

0

–40

–50

–60

–70

–800 20 40 60 80 100 120

Espectro de frecuencias. Datos convencionales

Frecuencia, Hz

> Espectros de amplitud promedios para los datos del Campo Diana adquiridos de manera convencional y con tecnología Q. Los datos con-vencionales (izquierda) contienen señal utilizable (al menos –30 dB) hasta 60 Hz en la profundidad objetivo. La adquisición y procesamientoQ-Marine (derecha) preservan las señales de alta frecuencia de hasta 85 Hz a la misma profundidad. Los espectros de frecuencia corres-ponden a señales registradas en el intervalo de 3.3 a 3.7 segundos.

–30

Deca

imie

nto

de la

am

plitu

d, d

B

–20

–10

0

–40

–50

–60

–70

–800 20 40 60 80 100 120

Espectro de frecuencias. Datos Q-Marine

Frecuencia, Hz

Al efectuar un acercamiento al prospectoDiana, se observa que el levantamiento Q-Marine agrega resolución en la profundidad obje-tivo para ayudar a delinear características quepueden afectar la continuidad de las capas(arriba). La sección adquirida de manera conven-cional muestra un reflector de aspecto bastantecontinuo, mientras que la imagen Q revela posi-bles discontinuidades en el yacimiento. La mejorcalidad de la imagen lograda en los levantamien-tos Q ha provocado que muchos operadores selamenten por lo que pueden haber perdido enlevantamientos convencionales anteriores enotras áreas.

Repetibilidad para elmonitoreo de yacimientosAdemás de mejorar el procesamiento deimágenes para la interpretación estructural yestratigráfica, el sistema Q-Marine proporcionalevantamientos que se pueden utilizar en elmonitoreo de yacimientos mediante la técnica delapsos de tiempo. El uso de datos sísmicos paramonitorear cambios en los yacimientos se basaen la evaluación de las diferencias entre doslevantamientos sísmicos adquiridos en diferen-tes momentos, separados por un período duranteel cual algún aspecto del yacimiento, tal como lasaturación de fluidos, la presión o el esfuerzosobre la roca, ha cambiado. El monitoreomediante la técnica de lapsos de tiempo atribuyetodos los cambios observados al yacimiento, no

al sistema de registro sísmico o al ruido defondo. Esta técnica se basa en la premisa de quedos levantamientos adquiridos a intervalosdurante los cuales no han ocurrido cambios en elyacimiento debieran ser semejantes.

El posicionamiento repetible de los cablessísmicos es clave para efectuar levantamientosconfiables para utilizar la técnica de lapsos detiempo. Cuando los cables sísmicos estánsiquiera levemente fuera de posición, las líneassísmicas adquiridas incluso con una separaciónde un par de días entre sí pueden mostrar dife-rencias que no tienen relación con los cambiosdel subsuelo (página siguiente, arriba). La capa-cidad de repetir correctamente las posiciones delos cables sísmicos minimiza las diferenciasentre levantamientos realizados uno después delotro (página siguiente, abajo).

28 Oilfield Review

3.4

3.6

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le, s

egun

dos

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le, s

egun

dos

Prospecto Diana

3.4

3.6

Adquisiciónconvencional

AdquisiciónQ-Marine

> Acercamiento sísmico del prospecto Diana. El levantamiento adquirido de manera convencional (arriba)muestra una reflexión de alta amplitud relativamente continua a nivel del yacimiento, mientras que la ima-gen derivada del levantamiento Q (abajo) revela un reflector menos continuo.

Otoño de 2001 29

DiferenciaLevantamiento 1 Levantamiento 2

. Falta de repetición en la posi-ción del cable sísmico. Cuando loscables sísmicos están levementefuera de posición al repetir los le-vantamientos no se obtienen datosverdaderamente repetibles. El dia-grama (arriba) muestra las posi-ciones del cable sísmico para dosdisparos adquiridos con un inter-valo de dos días entre sí (izquierday centro). Al restar los datos obte-nidos por un disparo a los obteni-dos por el otro, (derecha) apare-cen diferencias relacionadas sólocon variaciones en la adquisición,puesto que no hubo cambios enel subsuelo durante los dos días.

DiferenciaLevantamiento 1 Levantamiento 2

. Datos repetibles con posiciona-miento repetible. Cuando el posi-cionamiento se repite adecuada-mente, el levantamiento repetidomuestra cambios reales en el sub-suelo. Los disparos del Levanta-miento 1 (izquierda) y del Levanta-miento 2 (centro) fueronadquiridos con un posicionamien-to repetible de cables sísmicos.Su diferencia (derecha) muestracorrectamente que no hubo varia-ciones en el subsuelo en eselapso de tiempo.

Posición del cable sísmico

Posición del cable sísmico

En otro ejemplo del Golfo de México, seadquirió una línea sísmica 2D para servir comolevantamiento de comparación (arriba). Dos díasdespués, se adquirió una segunda línea, bajo lasmismas condiciones de mar calmo que la pri-mera. Los datos se adquirieron desde puntosreceptores y se procesaron de manera idéntica,utilizando deconvolución de fuente-señal y for-mación digital de grupos. Al restar una línea dela otra surge una imagen de la diferencia entreambos levantamientos (próxima página).

Se pueden definir las mediciones de repetibi-lidad para cuantificar la semejanza de las dos tra-zas.6 Una posible medición es el cuadráticomedio normalizado (NRMS, por sus siglas eninglés; esto es, la raíz cuadrada de la media de

los cuadrados) de dos trazas dentro de una ven-tana de tiempo dada. Mientras más bajo sea elNRMS, más semejantes son las trazas. Otroparámetro, la predictibilidad, es una función dela potencia correlacionada entre dos trazas.Mientras más alta sea la predictibilidad, mássemejantes son las trazas. El diagrama de dife-rencias muestra los altos valores de repetibilidaden la mitad izquierda de la imagen y la baja repe-tibilidad en la derecha.7

Para esta prueba no se controló la posición delos cables sísmicos. Las fuertes corrientes hicie-

ron que los cables sísmicos se desviaran de susposiciones óptimas, dificultando la reproducciónde la posición de los cables sísmicos en el paso derepetición. Cuando las ubicaciones de los cablessísmicos no se reproducen de un levantamientoal siguiente, se ve afectada la repetibilidad. Lasfuertes similitudes de trazas corresponden adatos para los cuales las trazas adquiridas depunto medio común (CMP, por sus siglas eninglés) se encuentran en la misma ubicación. Haysimilitudes de trazas menores cuando las ubica-ciones CMP difieren de un levantamiento al otro.

30 Oilfield Review

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le, s

egun

dos

Sección apilada inicial 2D

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le, s

egun

dos

Sección apilada repetida 2D

1.8

2.0

2.2

2.4

2.6

2.8

3.0

3.2

3.4

3.6

3.8

1.8

2.0

2.2

2.4

2.6

2.8

3.0

3.2

3.4

3.6

3.8

> Sección apilada inicial (arriba) adquirida con mar calmo para efectuar una prueba de repeti-bilidad. El levantamiento repetido (abajo) fue adquirido bajo las mismas condiciones climáticasdos días después para cuantificar la repetibilidad.

6. Morice S, Ronen S, Canter P, Welker K y Clark D: “TheImpact of Positioning Differences on 4D Repeatability,”Expanded Abstracts, Exposición Internacional y 70ºReunión Anual de la SEG, Calgary, Alberta, Canadá, 6 al11 de agosto de 2000: 1161-1164.

7. Kragh E y Christie P: “Seismic Repeatability, NormalizedRMS and Predictability,” presentado en la ExposiciónInternacional y 71ra Reunión Anual de la SEG, SanAntonio, Texas, EUA, 9 al 14 de septiembre de 2001.

Otoño de 2001 31

Máximo aprovechamiento de los datos sísmicosEl interés en el nuevo sistema Q-Marine está cre-ciendo rápidamente. La embarcación Geco Topaz,la primera nave adaptada para servicios comer-ciales, comenzó la adquisición de datos 3D con latécnica Q-Marine en el Golfo de México en enerode 2000. Tiene programado un verano completode operaciones en el Mar del Norte adquiriendovarios levantamientos repetidos y conjuntos dedatos en 3D de alta resolución con la técnica Q-Marine. Actualmente, se está acondicionandouna segunda embarcación, la Western Pride,

para el sistema Q-Marine, la cual estará disponi-ble en agosto de 2001. Una tercera nave estaráequipada con tecnología Q-Marine antes de fina-lizar el año 2001.

Los primeros resultados están cumpliendo eincluso superando las expectativas de calidad dedatos y repetibilidad. La potencia y resolución deprocesamiento de imágenes observadas en losdatos de los levantamientos Q-Marine se hanconvertido en los nuevos parámetros de mediciónde la calidad de los datos. A medida que seadquieran más levantamientos con la tecnologíaQ, los intérpretes geofísicos terminarán con-

fiando en la claridad de la nueva técnica decables sísmicos direccionables, de punto recep-tor y de fuente calibrada. Se encuentran en desa-rrollo o implementación sistemas para adquisiciónen tierra, pozo y lechos marinos, utilizando losmismos principios que los utilizados por la tecno-logía Q-Marine. Finalmente, todos los yacimien-tos, incluso los que se encuentran en ambientesnotablemente difíciles, se podrán beneficiar de lailuminación optimizada que proveen las señalesde subsuelo muestreadas correctamente. —LS

SP1

Porc

enta

je Predictibilidad

NRMS

Met

ros Inicial

Repetición Ubicaciones CMP (desplazamiento de 0 a 4.5 km)

Diagrama de diferencias

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le, s

egun

dos

100

500

0

500

1000

1.8

2.0

2.2

2.4

2.6

2.8

3.0

3.2

3.4

3.6

3.8

>Mediciones de repetibilidad (arriba), ubicaciones de puntos medios comunes (sección media) ydiagrama de diferencia (abajo). Al restar la línea de repetición de la línea inicial aparece la diferen-cia entre los dos levantamientos. En el lado izquierdo del diagrama de diferencias, las amplitudesson pequeñas porque las ubicaciones de los puntos medios comunes que contribuyen a los datosapilados son similares. SP1 es la ubicación del punto del primer disparo. En el lado derecho de lalínea, las diferencias son grandes, ya que los puntos medios comunes diferían considerablementeen los dos levantamientos. La predictibilidad y las curvas de NRMS son indicadores de similitudes ydiferencias, respectivamente, entre las líneas que se comparan.