Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimiento

Las compañías operadoras están explotando mejor los yacimientos mediante la combinación de imágenes sísmicas con datos convencionales de yacimientos. Estas están descubriendo formas de aprovechar mejor sus datos sísmicos, trascendiendo los límites de la exploración, para extraer información adicional que les permita evaluar sus reservas con mayor certeza, desarrollar sus descubrimientos con más efectividad y producir petróleo y gas de manera más efectiva desde el punto de vista de los costos.

En los últimos años, los levantamientos sísmicos 3D se han convertido en una herramienta de exploración indispensable para las compañías de petróleo y gas.

Los geocientíficos y los ingenieros utilizan datos de registros, núcleos y pruebas de pozos para generar descripciones de yacimientos en base a datos sísmicos, a partir de las cuales pueden crear modelos de yacimientos. Los grupos de producción pueden utilizar levantamientos sísmicos aplicando la técnica de lapsos de tiempo (sísmica 4D) a fin de rastrear cambios de saturación y de presión, para un mejor emplazamiento de los pozos de relleno y con el objetivo de prolongar la vida productiva del campo.

Los datos sísmicos pueden incrementar el valor de los activos en todas las etapas de la vida productiva del yacimiento.

Durante la etapa de exploración, los datos sísmicos constituyen la única información disponible para evaluar yacimientos y medir la incertidumbre y el riesgo. La aplicación de técnicas cualitativas de variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO, en inglés), no sólo contribuye a definir las localizaciones de los pozos, sino que también conduce a la perforación de pozos no comerciales.

Este análisis (que arroja respuestas cualitativas más que cuantitativas, lo cual dificulta la integración de los resultados en los modelos) requiere el procesamiento especial de datos y del modelado sísmico para determinar las propiedades de la roca con un fluido conocido en el medio poroso. Con ese conocimiento, es posible modelar la respuesta sísmica de la roca con otros tipos de fluidos alojados en los poros.

A través de los años, la industria de E&P ha experimentado los beneficios de establecer una visión holística del yacimiento reflejada en las aplicaciones modernas de modelado y simulación de yacimientos. Uno de los roles fundamentales de estas herramientas de software consiste en simplificar los temas complejos relacionados con las escalas, los datos y la incertidumbre. Los volúmenes sísmicos adquiridos con la técnica de repetición (3D), se utilizan ahora para monitorear los cambios producidos en el yacimiento a través del tiempo, examinando la dinámica del mismo. Esto implica a menudo el mapeo de los atributos sísmicos obtenidos a partir de la amplitud, fase y contenido de frecuencia, para destacar los cambios producidos en el yacimiento entre levantamiento y el siguiente. Ahora, los pozos se pueden diseñar para que penetren la zona del yacimiento de máxima calidad, lo cual permitirá optimizar la producción y el drenaje de hidrocarburos de la Formación Shuaiba (provincia de Santa Cruz, Argentina), donde WesterGeco realizó recientemente estudios, con datos de registros de 40 pozos multilaterales y 29 pozos verticales y finalmente se obtuvo un modelo 3D de anisotropía espacial para cada propiedad del yacimiento.

La relación entre porosidad y permeabilidad obtenida de los datos de núcleos proporcionó una transformada de porosidad a permeabilidad. Esto permite obtener un modelo de permeabilidad restringido por datos sísmicos para la simulación del flujo. Las líneas verticales identifican las localizaciones de los pozos (izquierda). La trayectoria del pozo fue concebida para atravesar regiones con altos valores de porosidad dentro del yacimiento (derecha).

A izquierda y derecha, mapas de permeabilidad restringido por datos sísmicos

El objetivo es un yacimiento de máxima calidad con rangos específicos de atributos de yacimiento. En yacimientos complejos, la planificación de pozos para cada yacimiento específico permite optimizar la producción de hidrocarburos y el drenaje del yacimiento

Los yacimientos de creta Ekofisk del Paleoceno y Tor del Cretácico son conocidos por su alta porosidad, baja permeabilidad y saturaciones de agua iniciales, presencia de fracturas naturales y con tendencia a la compactación extrema, la cual produce subsidencia en el lecho del mar. Las plataformas de producción y perforación pueden hundirse. La deformación de tubulares en el subsuelo, lleva a la pérdida de pozos. Para evitar esto, las compañías operadoras elevan las plataformas y construyen barreras de protección de hormigón.

En 1971 el yacimiento del campo Ekofisk presenta agotamiento de presiones. En 1987 se realiza un proceso de inyección de agua para retardar la velocidad de la subsidencia. Al inicio de la década de los 90 existe compactación provocada por sobrecarga y pérdida de porosidad. En 1994 se aumenta la inyección para estabilizar Pe pero no hay reducción en la velocidad de la subsidencia.

Como segunda causa de la compactación se observó que el agua inyectada produjo una interacción química con los granos de calcita, denominado debilitamiento por agua provocando una reducción efectiva del esfuerzo de cedencia y un aumento de la compresibilidad de las formaciones

En Noruega desarrollaron un método nuevo de imágenes sísmicas “instantáneas” a distintos tiempos (4D) para construir mapas de subsidencia e identificar fallas relacionadas con la misma y la migración del agua de inyección, las cuales ayudan a definir las características de flujo del yacimiento. Esto proporciona una estimación de la subsidencia y de la compactación para cada muestra de un volumen sísmico, convirtiéndolo en una solución 3D. El resultado es un campo de desplazamiento 3D que representa la distribución de la subsidencia para el tiempo transcurrido entre el levantamiento de referencia y el levantamiento posterior.

La dinámica del yacimiento se pone de manifiesto al superponer datos de compactación e interpretación detallada de fallas en un mapa de atributos sísmicos derivados de un proceso de inversión (abajo).

Mapa de cambios de saturación proyectado sobre el horizonte superior del yacimiento

El análisis 4D ayuda a definir las características del flujo de fluidos en el yacimiento, para mejorar los modelos de flujo (derecha). En el simulador de líneas de flujo FrontSim se ingresaron las regiones de agua de inyección para ayudar a identificar la conectividad entre los pozos inyectores y los pozos productores y se utilizaron los datos de cambios en la saturación para actualizar modelos de flujo. Las líneas de flujo indican los conductos de migración de los fluidos. La densidad de las líneas de flujo es proporcional a los regímenes de flujo, valores de saturación de agua altos (azul) y valores de saturación de petróleo altos (rojo). El área en color negro corresponde a un efecto de visualización que permite examinar las trayectorias de flujo.

Como era de esperar, las líneas de flujo parten de los pozos inyectores y terminan en zonas con altos valores de saturación de agua. Si se toman imágenes sísmicas 4D, durante cada una de las etapas de la vida productiva de un yacimiento, se pueden observar cambios dinámicos en el yacimiento, producidos por las técnicas de producción y de recuperación asistida.

Esta tecnología es aplicable a yacimientos de petróleo y de gas de todo el mundo, pero las interpretaciones han sido eminentemente cualitativas ya que describen dónde se producen cambios en el yacimiento pero no cuánto ha cambiado el yacimiento.

Los avances registrados permiten que las técnicas de construcción de mapas cuantitativos prolonguen la vida productiva de los yacimientos, ya que revelan reservas pasadas por alto o no barridas y además resultan particularmente valiosos si se combinan con modelos de simulación de flujo de fluidos en el yacimiento.

En 1985 fue registrado un levantamiento sísmico de referencia en el Campo Gullfaks (areniscas de alta calidad) de la Formación Jurásica Tarbert (Sector noruego del Mar del Norte) y se inició la producción en 1986. Cuando ésta comenzó a declinar en 1994, se realizaron levantamientos sísmicos a distintos tiempos que se utilizaron en el proyecto para resolver la compleja distribución de los fluidos dentro del yacimiento: uno en el sector norte del yacimiento en 1995, y dos cubriendo toda la extensión del yacimiento, en los años 1996 y 1999 (abajo).

Producción del Campo Gullfaks

Con el programa de simulación ECLIPSE se construyó un modelo terrestre 4D que incluía propiedades estáticas (porosidad y volumen de arcilla), propiedades dinámicas (presión de poro y saturación de petróleo) y propiedades elásticas de las rocas, (utilizando datos de núcleos y de registros como datos de entrada) para comprender mejor la información sobre el movimiento de fluidos contenida en los datos sísmicos 4D. Las propiedades dinámicas se obtuvieron del simulador de flujo, para las fechas correspondientes a tres levantamientos sísmicos (1985, 1996 y 1999).

El cambio en la intensidad de las reflexiones sísmicas del tope de la formación está relacionado no sólo con el cambio de saturación sino también con la altura original de la columna de petróleo (abajo). Cuando el agua reemplaza al petróleo, aumenta la impedancia acústica en el yacimiento, lo cual provoca un efecto de debilitamiento sobre lo que solía ser una respuesta fuerte del tope del yacimiento. Los colores rojo y amarillo representan una disminución de la impedancia acústica, mientras que los azules indican un aumento. En las secciones transversales se muestran la estructura, la litología y el fluido contenido en la formación.

Cambios en el yacimiento observados
en las imágenes sísmicas 4D

El análisis de datos sísmicos 4D permitió identificar reservas de hidrocarburos no explotadas en yacimientos maduros que se encuentran en una etapa de producción avanzada. Se utilizan técnicas de perforación de última generación y métodos de recuperación secundaria para extraer las reservas adicionales, lo cual permite prolongar la vida útil del campo y aumentar el valor de los activos.

Referencia: Oilfield Review, Otoño de 2002 Schlumberger