Atributos Sismicos en tus Facies.

En esta entrega les traemos la traducción al español de artículo: SEISMIC ATTRIBUTES IN YOUR FACIES, el cual explica de manera muy simple la importancia de los atributos sísmicos y su papel para la caracterización de facies sísmicas, el autor aplica un enfoque promisorio y revela ciertos detalles de lo que podemos esperar de los últimos adelantos en materia de atributos sísmicos, espero que disfruten la lectura y por favor dejenos sus comentarios. Atte: M.Sc Dioynés Sanchez Ing. Lenin Ali ATRIBUTOS SISMICOS EN TUS FACIES Arthur E. Barnes Landmark Graphics Corp., Englewood, Colorado, U.S.A.

Introducción Imagine tener un "motor de búsqueda sísmico". Incorporado a su visor de datos sísmicos, este podria localizar rápidamente funciones en sus datos sísmicos, como los motores de búsqueda ayudan a localizar información sobre el World Wide Web. Podría trabajar así. Usted está observando un gran estudio sísmico 3-D por primera vez. Esta estudio abarca un bloque adyacente a uno en la que su compañía tiene un pozo, el Richoil #1, que produce desde turbiditas. Usted pregunta, ¿Dónde están las turbiditas? En cuestión de minutos, el buscador sísmico identifica automáticamente varias turbiditas en sus datos. Animado, a continuación, pregunta, ¿Cuál de estas se asemeja a las turbiditas encontradas en pozo Richoil #1? En cuestión de segundos las turbiedades se clasifican por similitud con esta referencia. Al investigar más, se identifica automáticamente fallas, canales, lutitas marinas profundas, y más. Este cuento fantasioso describe la realidad futura; algunas de estas herramientas estarán disponibles en la próxima década. El reconocimiento de patrónes sísmicos ha estado desarrollandose en silencio, pero de manera constante durante veinte años, y las primeras aplicaciones prácticas están apareciendo ahora. Pero no importa cuan nuevo y sofisticado sea el algoritmo, el reconocimiento de patrones sísmicos se basa en una vieja y simple fundación: atributos sísmicos. Atributos sísmicos Los atributos sísmicos describen datos sísmicos. Estos cuantifican características de datos específicos, por lo que representan subconjuntos de la información total. En efecto, El cálculo de atributos descomponen los datos sísmicos en atributos constituyentes. Esta descomposición es informal en la cual no existen normas que regulen cómo se calculan los atributos o incluso lo que pueden ser. De hecho, cualquier cantidad calculada a partir de datos sísmicos se puede considerar un atributo. En consecuencia, los atributos son de muchos tipos: prestack (pre-apilamiento), de inversión, de velocidad, de horizonte, de componentes múltiples, 4-D, y, el tipo más común sujetos de esta revisión, los atributos derivados de los datos apilados convencionales (Tabla 1). Tabla 1. Métodos para calcular los atributos sísmicos después del apilamiento, con atributos representativos. Muchos atributos, tales como buzamiento y el azimut se pueden calcular de muchas maneras. Cientos de atributos sísmicos se han inventado, calculados por una amplia variedad de métodos, incluyendo el análisis complejo de traza, estadísticas de intervalo, medidas de correlación, análisis de Fourier, análisis tiempo-frecuencia, transformada de ondicula, componentes principales, y diversos métodos empíricos. Sin importar el método, los atributos se utilizan como filtros para revelar las tendencias o patrones, pueden combinarse para predecir una facies sísmicas o una propiedad como la porosidad. Si bien la interpretación cualitativa de los atributos individuales ha dominado análisis de atributos a la fecha, el futuro pertenece al análisis cuantitativo de atributos múltiples para la predicción geológica. El análisis de atributos sísmicos está en transición. Aunque marcada, esta transición no es más que un paso en una larga evolución (Figura 1). Figura 1. La linea de tiempo esbozar el desarrollo de los atributos sísmicos desde 1950 hasta el presente. Atributos clave se muestran en cursiva, y los articulos representativos se muestran en las diagonales. Historia Desde los primeros experimentos prácticos de reflexión sísmica en 1921 hasta principios de 1960, la interpretación de datos de sísmica de reflexión fue en gran medida una cuestión de mapeo de los eventos dependientes del tiempo y conversión de éstos a profundidad para determinar la estructura geológica del subsuelo. Los registros en papel y grabación en cinta magnética analógica carecían de suficiente resolución para ir mucho más allá de esto. La Interpretación estructural gobernó y la interpretación estratigráfica languideció.

Análisis de facies sísmicas basado en clasificación de volúmenes multi-atributo

En esta tercera entrega analizaremos el estudio de análisis de facies sísmicas mediante la interpretación del articulo: "Seismic facies analysis based on 3D multiattribute volume classification, La Palma Field, Maracaibo, Venezuela" el cual traducido al castellano significa: "Análisis de facies sísmicas basado en clasificación de volúmenes multi-atributo en el campo La Palma, Maracaibo, Venezuela." publicado por: Victor Linari, Marcelo Santiago y Carlos Pastore,Tecpetrol, Argentina, Kostia Azbel y Manuel Poupon, Paradigm Geophysical, Houston, Texas, U.S. Los cuales llevaron acabo un estudio con el fin de identificar arenas productivas en el campo la palma mediante diversas técnicas de análisis. 

"Análisis de facies sísmicas basado en clasificación de volúmenes multi-atributo en el campo La Palma, Maracaibo, Venezuela."

Autores:

Victor Linari, Marcelo Santiago y Carlos Pastore,Tecpetrol, Argentina
Kostia Azbel y Manuel Poupon , Paradigm Geophysical, Houston, Texas, U.S.

El campo La Palma, se encuentra en la esquina suroeste de la Cuenca de Maracaibo (estado Zulia, Venezuela) aproximadamente a 300 km al sur de la ciudad de Maracaibo, se encuentra en un bloque denominado Unidad Colón (Figura 1). El campo es operado por Tecpetrol (Argentina), que lidera un consorcio de tres compañías petroleras, que también incluye CMS Oil & Gas (EE.UU.) y Coparex (Francia).

Figura 1. Ubicación Geográfica

La Palma fue descubierto en junio de 1999, cuando la exploración de pozos LPT-1X penetro yacimientos oleaginosos dentro de la Formación Mirador (Eoceno) a 8687 pies submarino. La tasa de producción inicial (de 2.000 b / d de petróleo ligero) alentó a Tecpetrol para perforar el pozo LPT-2, que confirmó una significativa cantidad de hidrocarburos en el yacimiento Mirador. En consecuencia, un contratista venezolano (Suelopetrol) disparó 190 kilometros2 de prospección sísmica 3D en el 2000. 

La perforación de desarrollo se inició poco después de su finalización, y cinco pozos se encuentra en la cresta de una estructura regional anticlinal norte-sur (Figura 2). 

Figura 2.

Este anticlinal es parte de una tendencia estructural mucho más grande que se extiende cerca de 80 km a través de la Unidad Colón. Dentro de esta tendencia, los hidrocarburos se producen a partir de los reservorios del Terciario y Cretácico en varios campos vecinos llamados Rosario al norte y Socuavo al sur.