4 Oilfield Review

Sondeos electromagnéticos para la exploración de petróleo y gas

Los avances acaecidos recientemente en la identificación de características

del subsuelo utilizando los contrastes de resistividad, han incorporado una

herramienta significativa para la búsqueda de hidrocarburos. La técnica de sondeo

electromagnético comprende dos tecnologías relacionadas entre sí, los levantamientos

magnetotelúricos y los levantamientos electromagnéticos con fuentes controladas

que proporcionan conocimientos del subsuelo claramente diferentes. Su capacidad

para esclarecer las estructuras y ayudar a identificar posibles acumulaciones de

hidrocarburos antes de la perforación, está apasionando a los exploracionistas.

James BradyTracy CampbellAlastair FenwickMarcus GanzStewart K. SandbergHouston, Texas, EUA

Marco Polo Pereira BuonoraLuiz Felipe RodriguesPetrobras E&PRío de Janeiro, Brasil

Chuck CampbellACCEL Services Inc.Houston, Texas

Leendert CombeeOslo, Noruega

Arnie FersterKenneth E. UmbachEnCana CorporationCalgary, Alberta, Canadá

Tiziano LabruzzoAndrea ZerilliRío de Janeiro, Brasil

Edward A. NicholsClamart, Francia

Steve PatmoreCairn Energy PlcEdimburgo, Escocia

Jan StillingNunaoil A/SNuuk, Groenlandia

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Spring 2009: 21, no. 1.Copyright © 2009 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Graeme Cairns, George Jamieson, Jeff Mayville, Fred Snyder y Xianghong Wu, Houston.MMCI y Petrel son marcas de Schlumberger.

El sol nos provee energía de muchas maneras. Una conexión sorprendente entre la exploración de recursos energéticos y el sol está adquiriendo cada vez más importancia para la industria de E&P. Los iones emitidos por el sol experimen-tan un proceso complejo de interacción con el campo magnético terrestre, generando campos electromagnéticos que se propagan y penetran en el subsuelo e interactúan con sus capas con-ductivas. A medida que la industria intensifica la búsqueda de hidrocarburos, más geocientíficos están utilizando estos campos electromagnéticos para examinar áreas difíciles de detectar con métodos sísmicos.

El estudio de las corrientes eléctricas en la Tierra, comúnmente conocido como telúrica, no es nuevo. Conrad Schlumberger, uno de los fundadores de Schlumberger, utilizó este fenómeno en los primeros estudios de la superficie que dirigió en la década de 1920, antes de iniciarse en el método de adquisición de registros con cable.1 Louis Cagniard, un profesor de la Sorbona en París, reportó por primera vez la combinación de una medición de los campos eléctricos y magné-ticos, denominada magnetotelúrica (MT), para la exploración del subsuelo en el año 1952.2 No obstante, recién en los últimos años, el método MT se ha convertido en una herramienta impor-tante para los exploracionistas de la industria de E&P, gracias a los avances producidos en la tecnología de modelado e inversión sísmica 3D.

Ahora, los resultados MT pueden combinarse de manera más eficiente con los levantamientos sís-micos y gravimétricos, generando un modelo más calibrado del subsuelo.

Si bien Cagniard también analizó un método relacionado con las mediciones MT que utiliza un campo electromagnético impuesto artificial-mente, las técnicas de generación y detección de una señal suficientemente intensa para ser utili-zada en la industria de E&P, aparecieron algunas décadas más tarde: en la década de 1960, en tie-rra firme, y posteriormente, en la década de 1980, en el ambiente marino. Este método se conoce ahora como método electromagnético con fuente controlada (CSEM).

La interacción de la Tierra con los campos eléctricos y magnéticos incidentes es compleja. Dos factores importantes para el análisis MT son el espectro de frecuencia de los campos y la resistividad (o su inversa, la conductividad) del medio particular a través del cual se propagan las ondas de los campos. El análisis de los datos del espectro de frecuencia ayuda a obtener un valor de resistividad aparente como una función de la frecuencia.3 Esta resistividad aparente puede relacionarse con la resistividad verdadera de la formación a diversas profundidades. Si el sub-suelo es homogéneo, la resistividad aparente medida es igual a la resistividad verdadera; pero, si la resistividad cambia con la profundidad, la resistividad aparente es una combinación de los

Volumen 21, no. 1 5

efectos de las mediciones y un promedio de las resistividades. A través del análisis de los datos, los intérpretes pueden determinar las profun-didades de los cuerpos cuyas resistividades son desiguales, proporcionando un resultado que se denomina sondeo MT.

Este artículo analiza la física de estas interac-ciones electromagnéticas y cómo se interpretan con el fin de proporcionar información útil para la evaluación de cuencas y yacimientos. Además describe el equipo utilizado para detectar, y en el caso del método CSEM, generar los campos

electromagnéticos relevantes. Algunos estudios de casos del Golfo de México, Brasil y Groenlandia ilustran estas tecnologías para el mapeo de las for-maciones salinas marinas y la iluminación de los yacimientos. Un artículo complementario describe las aplicaciones superficiales del método CSEM en tierra firme (véase “Levantamientos electromagné-ticos someros,” página 20). La sección siguiente se refiere a los campos electromagnéticos naturales y sus interacciones con la Tierra.

Soplando en el vientoEl viento solar es una corriente de iones positivos y negativos emitidos por el sol. La intensidad del viento varía, incrementándose durante los perío-dos de gran actividad de las manchas solares. Este viento iónico “sopla” a través del espacio; las auroras manifiestan su interacción con el campo magnético terrestre de formas espectacularmen-te coloridas.4

Si bien la mayoría de los iones solares son desviados por el campo magnético en una región denominada magnetopausa, la cual se encuentra en el espacio a varios radios terrestres de distan-cia, algunos iones fugan. Los iones que llegan a la atmósfera superior pueden ionizar las partículas

presentes en la ionosfera, la cual se halla entre los 75 y 550 km [50 y 340 mi] de altura por encima de la superficie terrestre. En la ionosfera, las velocidades de las partículas son suficientemente altas y la densidad de las partículas suficiente-mente baja como para que los iones cargados no se recombinen de inmediato para formar átomos y moléculas neutrales sino que forman un plasma de partículas cargadas. Este plasma hace que la ionosfera sea una capa conductora, a diferencia de las capas no conductoras de la atmósfera inferior donde la densidad de las partículas es demasiado alta para mantener los iones cargados durante un tiempo significativo.

Los movimientos de las cargas en la ionosfera están restringidos por el campo magnético terres-tre, cuyas líneas de fuerza se extienden de polo a polo. Cuando los iones solares ingresan en el plasma, dentro de este campo magnético, generan pulsos electromagnéticos (EM) que resuenan en la ionosfera, viajando a lo largo de las líneas del campo magnético. El resultado es análogo a pulsar las cuer-das de una guitarra; así como la cuerda resuena con frecuencias características, la ionosfera resuena electromagnéticamente. La interacción compleja del campo magnético, el plasma atmosférico y los

1. Leonardon EG: “Some Observations Upon Telluric Currents and Their Applications to Electrical Prospecting,” Terrestrial Magnetism and Atmospheric Electricity 33 (Marzo-Diciembre de 1928): 91–94.

2. Cagniard L: “Basic Theory of the Magneto-Telluric Method of Geophysical Prospecting,” Geophysics 18 (1953): 605–635.

3. La resistividad aparente es un promedio volumétrico de las resistividades verdaderas de los medios existentes en el volumen medido con un dispositivo, tal como una herramienta de resistividad o de inducción, o un receptor magneto telúrico.

4. Para ver un análisis reciente acerca del origen de las auroras, consulte: Brown D y Layton L: “NASA Satellites Discover What Powers Northern Lights,” NASA News & Features, http://www.nasa.gov/home/hqnews/2008/jul/HQ_08185_THEMIS.html (Se accedió el 2 de marzo de 2009).

6 Oilfield Review

iones solares, se traduce en un amplio espectro de frecuencias EM, incluyendo los fenómenos de luz visible de la aurora boreal y la aurora austral. El rango espectral útil para las mediciones MT relacionadas con la industria de E&P, abarca desde frecuencias de aproximadamente 0.001 Hz hasta frecuencias de 10 kHz; para los estudios que llegan hasta el manto terrestre se utilizan fre-cuencias aún más bajas (arriba). Las frecuencias superiores a 1 Hz son atenuadas severamente a través del agua de mar que actúa como conductora y, por consiguiente, no crean ninguna respuesta submarina de la Tierra, lo cual lo convierte en el límite efectivo de las frecuencias superiores para las mediciones MT marinas.

El espectro de amplitud y frecuencia de la señal es muy variable.5 Las fluctuaciones del viento solar reflejan el ciclo de actividad solar, que oscila entre 11 y 14 años. Este espectro depende además de la estación y la hora del día, ya que la luz solar incide en el grado de polarización de la ionosfera. Los niveles de las señales en las regiones ecuato-riales son bajos, mientras que en las regiones polares son altos. Esta señal más intensa que tiene lugar cerca de los polos o cerca de los picos del ciclo de actividad solar, se traduce en datos MT de calidad superior; por el contrario, la obten-ción de datos de las áreas ecuatoriales de aguas profundas, especialmente durante los períodos de baja actividad, es más difícil (abajo).

Una parte del espectro de frecuencia es afec-tada por los relámpagos. La descarga de un rayo puede generar corriente en el rango que oscila entre 20 y 50 kA, lo cual pone en marcha una fuerte interacción en la ionosfera. El impulso de carga sigue las líneas del campo magnético alrededor de la Tierra, reflejándose cerca de los polos y tocando sus propias notas resonantes.6 Los cam-pos EM generados por las descargas eléctricas son globales.7

La atmósfera inferior representa un conductor eléctrico deficiente, de modo que las ondas EM se propagan virtualmente sin ninguna atenuación.8 Esta falta de atenuación permite que las transmi-siones radiales se escuchen a gran distancia de la fuente cuando las condiciones atmosféricas son adecuadas para que dichas transmisiones se refrac-ten y lleguen a la audiencia. Por el contrario, una vez que alcanzan las capas superficiales de la Tierra, las ondas interactúan con el agua de mar y las formaciones que son conductoras de la elec-tricidad en mayor o menor medida. Los cuerpos conductores atenúan las ondas EM.

La mayor parte de la matriz sólida de una roca conduce la electricidad de manera deficiente. No obstante, los diversos fluidos alojados en los medios porosos poseen conductividades diferentes. La sal-muera es buena conductora pero el petróleo y el gas poseen altas resistividades. Las formaciones adyacentes con marcados contrastes de resisti-vidad—tales como una zona con hidrocarburos rodeada de estratos saturados con salmuera—afectan el campo EM en propagación de mane- ras diferentes y potencialmente cuantificables. El contraste de resistividad también es alto entre las capas sedimentarias rellenas de salmuera y algunas litologías específicas, tales como la sal, el basalto y los carbonatos resistivos.

Las ondas EM interactúan con las formaciones conductivas e inducen una onda de respuesta que se retropropaga hacia la superficie. Si bien la geometría de la señal y de la respuesta se representa a veces como análoga a la de una reflexión sísmica, el efecto EM posee un origen físico diferente y un comporta-miento diferente al de una onda sísmica reflejada.9 La señal EM variable en el tiempo induce un bucle de corriente en la capa conductora. Las propiedades de esta corriente parásita inducida dependen de la resistividad de la formación conductora y de la magnitud y la velocidad de cambio con el tiempo—o la frecuencia—de la señal de la fuente. A su vez, la corriente parásita induce un campo magnético que se propaga desde la formación. Los sensores coloca-dos en la superficie miden este campo de respuesta.

> Espectro de amplitud típico del campo magnético de la atmósfera. La señal ionosférica que se origina en las interacciones del campo magnético terrestre decae rápidamente con el incremento de la frecuencia electromagnética. Los relámpagos generan señales en una región conocida como bandas de Schumann, en el espectro comprendido entre 7.8 y 60 Hz.

0.000001

0.00001

0.0001

0.001

0.01

0.1

0.001 0.01 0.1 1Frecuencia, Hz

10 100 1,000 10,000

1

10

Ampl

itud

espe

ctra

l del

cam

po m

agné

tico

EM_FIGURE 01

> Actividad electromagnética. La actividad electromagnética planetaria se estima a partir de las mediciones de un índice geomagnético obtenido por la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de EUA (véase referen-cia 5) en diversas localizaciones. La actividad fluctúa tanto anual como semanalmente, como se indica para el año 2008 (negro). El ciclo solar se encuentra actualmente en un período de calma.

12/31/0810/1/087/1/084/1/081/1/08

Promedioanual

Fecha

Índi

ce g

eom

agné

tico

16

12

8

4

0

2006

2007

20082005

Volumen 21, no. 1 7

La corriente parásita de la formación con-ductora se contrapone al cambio producido en el campo generado por la fuente. El resultado de la corriente parásita y la transferencia de energía a la señal de respuesta es la atenuación de la onda EM de entrada. Por consiguiente, a medida que la onda ingresa en el medio conductor, alcanzando cada vez mayor profundidad, la corriente parásita se vuelve más débil, promoviendo que el campo de respuesta también se torne más pequeño. Conforme continúa este proceso, la señal incidente decae, a la vez que se forman señales de respuesta más débiles, con cada incremento sucesivo de la profundidad dentro de la formación conductora. Este decai-miento se denomina efecto pelicular (arriba).

La distancia característica para la penetración de la señal en un medio conductor, denominada profundidad de penetración, se obtiene determi-nando cuándo la amplitud del campo se reduce en un factor de 1/e; es decir, la inversa de la función exponencial. La atenuación es depen-diente de la frecuencia; las frecuencias altas se atenúan más rápido que las frecuencias bajas. Además es una función de la conductividad de la

formación: en las formaciones más conductivas, el campo incidente induce un flujo de corriente mayor que cancela parcialmente el campo gene-rado por la fuente. En una sección geológica típica, las frecuencias naturales utilizadas en MT poseen profundidades de penetración que oscilan entre algunas decenas y algunas decenas de miles de metros. Las componentes de alta frecuencia, útiles para detectar formaciones someras delgadas, sólo se encuentran presentes en los levantamientos terrestres (o en aguas extremadamente someras), debido a la atenuación que produce el agua de mar que es conductiva. Cuanto mayor es la profundi-dad de sepultamiento de una estructura objetivo, más grande debe ser la estructura para posibilitar su detección a través de la evaluación MT; este problema básico de resolución MT a profundidad, es más severo que la resolución de rasgos profun-dos y pequeños utilizando ondas sísmicas.

La señal de respuesta contiene información, en valores de impedancia de las propiedades resistivas de las formaciones. Impedancia es un término complejo—que comprende partes reales e imaginarias—y designa la dificultad de propa-

gación de la energía EM a través de un medio. Se determina a partir de la relación de amplitud y fase que existe entre los campos eléctricos y magnéticos medidos.10 Además, es una cantidad tensorial que puede relacionarse con la resisti-vidad aparente de la formación. La impedancia varía con la frecuencia de la señal de entrada.

Dado que la fuente se encuentra tan lejos, los campos MT incidentes en un área de levan-tamiento de E&P pueden aproximarse sobre un gran ancho de banda como ondas planas ver-ticalmente incidentes, con el campo eléctrico polarizado en sentido horizontal.11 Los campos MT son sensibles a los rasgos conductores de gran extensión, lo cual los hace útiles para los estudios de grandes cuerpos salinos, basálticos y carbona-tados. No obstante, la atenuación de los campos MT con la profundidad—el efecto pelicular—los vuelve insensibles a los contrastes de resistividad de las formaciones de poco espesor, tales como los sedimentos que contienen hidrocarburos. En general, para resolverse por métodos MT, el espesor de la capa debe ser equivalente al menos al 5% de su profundidad de sepultamiento, y la

5. Datos disponibles en la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de EUA, http://www.swpc. noaa.gov/ftpmenu/indices/old_indices.html (Se accedió el 5 de mayo de 2009).

6. Esta respuesta a la actividad de relampagueo se denomina resonancia Schumann, por el físico alemán Winfried Otto Schumann que pronosticó las resonancias matemáticamente en el año 1952.

7. Las tormentas activas que generan relámpagos parecen estar vinculadas: Desde el Trasbordador Espacial de la NASA, se han observado descargas eléctricas sincronizadas, desde localizaciones geográficas ampliamente espaciadas entre sí. Para obtener más

> Efecto pelicular. Un campo electromagnético descendente (curva azul) que sale de un medio altamente resistivo, tal como el aire, comienza a decaer cuando ingresa en un medio más conductivo, tal como la roca. Las ondas de frecuencia más baja (izquierda) se propagan a mayor distancia que las ondas de frecuencia más alta (centro a la izquierda y centro a la derecha), y las ondas se propagan a mayor distancia en los medios menos conductivos (derecha). La amplitud posee un decaimiento exponencial (rojo), que es una función de la conductividad del medio, σ, y de la frecuencia de la onda, ω. La profundidad de penetración es la distancia en la que la amplitud ha decaído hasta alcanzar 1/e del valor incidente. La onda en el medio conductivo también experimenta un retardo gradual en la fase. Dado que el cambio de fase es difícil de visualizar en este ejemplo, una ilustración (extremo izquierdo) muestra además una onda atenuada sin el cambio de fase (violeta). En estos ejemplos, los valores de frecuencia y conductividad son relativos.

EM_FIGURE 04

Profundidadde penetración

ω = 2

σ ~ 0

σ ~ 10

σ ~ 0

σ ~ 1

ω = 5 ω = 10 ω = 10

Profundidadde penetración

Profundidadde penetración

Profundidadde penetración

información sobre descargas eléctricas sincronizadas, consulte: Yair Y, Aviv R, Ravid G, Yaniv R, Ziv B y Price C: “Evidence for Synchronicity of Lightning Activity in Networks of Spatially Remote Thunderstorms,” Journal of Atmospheric and Solar-Terrestrial Physics 68, no. 12 (Agosto de 2006): 1401–1415.

8. Las ondas electromagnéticas se propagan a través de un vacío sin ninguna atenuación.

9. La energía EM en un medio conductor posee una naturaleza difusiva más que de propagación de ondas.

10. La fase de una onda describe dónde ésta se encuentra en su ciclo de amplitud, que se extiende de máximo a mínimo y nuevamente a máximo, conforme el ángulo

de fase pasa de 0° a 360°. El campo eléctrico y el campo magnético de una onda que se propaga no necesariamente se encuentran en la fase 0° en el mismo instante de tiempo, y la diferencia entre ambos también se denomina ángulo de fase.

11. Las ondas inciden verticalmente porque el aire no es conductor. La uniformidad de la señal para los levantamientos MT se basa en la distancia considerable que existe hasta la ionosfera, comparada con la longitud de una línea de levantamiento. No obstante, si la señal proviene de la caída de un rayo cerca del área del levantamiento, la hipótesis de la onda plana no se cumple y la geometría local incide en la interpretación.

8 Oilfield Review

capa debe ser más conductiva que sus adyacencias. Estas limitaciones condujeron al desarrollo del método CSEM (arriba, a la derecha).

El método CSEM impone una señal EM pode-rosa, generada artificialmente. La fuente es un dipolo eléctrico localizado, con una señal con-trolada que se extiende sobre un ancho de banda estrecho, incluyendo, a menudo, sólo algunas frecuencias fundamentales y sus armónicas. Los campos EM generados por este tipo de fuente no son ondas planas. La composición y la geometría de la señal se escogen de manera tal de hacerla más sensible para la detección de formaciones

de poco espesor en una localización hipotética determinada, y con un valor de resistividad que contrasta con el de las formaciones adyacentes. Esta diferencia entre las señales de las fuentes MT y CSEM, afecta el método de procesamiento de los datos e incide en el tipo de estructuras que pueden detectarse con estos métodos, tal como se analiza en las dos secciones siguientes.

Visión profunda con MTLa fuente atmosférica para las señales MT varía de manera aleatoria en el tiempo; sin embargo, en cualquier tiempo determinado, las ondas verti-calmente incidentes son uniformes a través de un área extensa. Los campos de ondas son planares y verticalmente incidentes sobre la superficie terres-tre; el campo eléctrico sólo tiene componentes horizontales, al igual que el campo magnético orto-gonal. Por cuestiones de nomenclatura, la porción del campo eléctrico que puede ser resuelta a lo largo del rumbo de un rasgo geológico se deno-mina modo eléctrico transversal (TE); la porción a través del rumbo es el modo magnético trans-versal (TM).

Debido a la geometría vertical y planar del método MT, la impedancia del subsuelo puede obte-nerse tomando la relación entre el campo eléctrico horizontal en una dirección, y el campo magnético horizontal en la dirección perpendicular a la ante-rior (arriba, a la izquierda).12 Este cálculo elimina la variabilidad temporal de la señal incidente, dejando sólo la respuesta deseada de la formación.

La compleja impedancia puede calcularse para obtener la resistividad aparente, ρa, de las forma-ciones infrayacentes y el ángulo de fase, φ, entre los campos eléctricos y magnéticos. Los geocientíficos utilizan estos resultados para interpretar la estruc-tura del subsuelo mediante el modelado directo o a través de la inversión sísmica.13 El modelado directo asume la presencia de una estructura y ciertas pro-piedades, tales como la profundidad y la resistividad de la capa, y pronostica la respuesta electromag-nética terrestre al modelo asumido. Mediante la comparación o la normalización de los datos proce-sados en función de este modelo, es posible evaluar su bondad de ajuste. El proceso de inversión es la inversa del modelado directo y utiliza los datos para

retroceder a través del proceso físico, con el objetivo de obtener un modelo del subsuelo. El resultado no es único, de manera que el proceso se itera hasta que el resultado es aceptable. Existen muchos algoritmos en uso para hacer converger la inver-sión en un modelo en particular.

Un paso clave del proceso de planeación, pre-vio a la adquisición, consiste en determinar si en los datos se diferenciarán modelos diferentes. Esto se efectúa habitualmente modelando primero, por modelado directo, la respuesta de los diversos escenarios pronosticados y luego empleando posi-blemente el proceso de inversión sobre los datos sintéticos modelados. Para investigar si se puede recuperar el modelo original, los datos sintéticos incluyen el ruido de medición o el ruido de fondo esperado. Este paso ayuda a justificar la utilidad de un levantamiento propuesto o, de lo contrario, manifestarse en contra de su aplicación. Los pará-metros de adquisición, tales como la ubicación de los instrumentos y el tiempo que deben permane-cer en el terreno, también son resultados de este proceso. En los levantamientos CSEM, las frecuen-cias óptimas también pueden determinarse a través del modelado.

El interés reciente en las mediciones MT se ha centrado en las evaluaciones de ambientes mari-nos, como resultado del incremento de los costos de perforación en aguas profundas y la compleji-dad que implica obtener imágenes por debajo de formaciones salinas y basálticas. En consecuen-cia, las tecnologías que aumentan la posibilidad de éxito económico después de localizar los obje-tivos de perforación, poseen un gran valor.

Al igual que los levantamientos sísmicos, los levantamientos EM requieren el despliegue de los equipos, ya sea en tierra o bien en el mar. Los levantamientos MT marinos se ejecutan utili-zando embarcaciones pequeñas y brigadas reducidas. Los levantamientos CSEM necesitan embarcacio-nes de mayores dimensiones para manipular los equipos que sirven como fuentes, y brigadas más grandes para operar y mantener esos equipos. Habitualmente, se apunta tanto a los levanta-mientos MT como a los levantamientos CSEM, examinando estructuras ambiguas específicas o anomalías promisorias en una sección sísmica.

> Comparación entre las tecnologías de levantamientos MT y CSEM marinos.

EM_FIGURE 05

Tecnología MT marina Tecnología CSEM marina

Fuente pasiva (atmosférica)

Ondas planas, verticalmente incidentes

Escala de cuenca

Detección de la estructura y de la litología

Campo de ondas sensible a los conductores

Fuente controlada activa

Fuente dipolar localizada

Escala de yacimiento

Detección del contraste de resistividad, tal como elproducido por un fluido resistivo en el medio poroso frente a un ambiente conductivo

Campo de ondas sensible a los resistores

> Detección de la impedancia. Una onda EM verticalmente incidente interactúa con la Tierra a través de la impedancia de la formación, Z. El valor de Z puede ser determinado mediante la medición del campo eléctrico horizontal, E, y del campo magnético, H, en la superficie o en el fondo marino (bronceado). La resistividad aparente, ρa, es la resistividad total de las capas de la formación por debajo de la antena dipolar eléctrica y de la bobina del magnetómetro de un sensor (amarillo). En el caso mostrado, E y H están en fase; si los cruces por cero de los dos campos estuvieran fuera de sincronización, existiría un ángulo de fase entre los dos campos.

Exiρa µHy

Z = = ω

EM_FIGURE 07

Ex =∆VL

ωresistividad de la formaciónfrecuenciasusceptibilidadimpedancia de la formacióncampo eléctricocampo magnéticotiempocaída de potencial en el dipololongitud del dipolo –1

ρa ==

µ =Z =E =H =t =

∆V =L =i =

xxxx

Y

X

Ex (t)

Hy (t)

∆V

L

H

Volumen 21, no. 1 9

Por consiguiente, la duración y el alcance areal de estos estudios, habitualmente son menores que los de los levantamientos sísmicos.

Las mediciones EM submarinas—tanto MT como CSEM—son similares a las mediciones te-rrestres, dejando de lado la gran diferencia en las resistividades del agua de mar y el aire. En la inter-faz entre el aire y la tierra, no puede haber ninguna corriente eléctrica vertical porque el aire no es conductivo, pero en el fondo marino puede existir una corriente eléctrica vertical en el agua conduc-tiva. La consecuencia de esta diferencia es sutil. En tierra firme, el campo eléctrico responde significativamente a los cambios de resistividad producidos en las capas del subsuelo, pero el campo magnético exhibe mucha menos varia-ción. Por el contrario, en el ambiente marino, es el campo magnético, más que el campo eléctrico, el que exhibe mayor variación con el cambio producido en la estructura del subsuelo, aunque ambos campos contienen información sobre la estructura.14

Medición de la señal Los dos dispositivos básicos para medir los cam-pos EM son un par de electrodos para detectar una diferencia de potencial en el campo eléctrico y un magnetómetro para detectar las variaciones del campo magnético. El par de electrodos forma un dipolo eléctrico, que permite la medición de la diferencia de potencial o voltaje entre los mis-mos. Un magnetómetro es una bobina de cable conductor que genera una corriente cuantifica-ble sobre la base del flujo magnético cambiante a través de la bobina.

Cuando sólo se utilizan dos sensores de un mismo tipo, éstos se orientan para medir los componentes ortogonales del campo en el plano horizontal. La componente vertical del campo se mide solamente si se utiliza un tercer sensor.

Recientemente, el interés principal de la indus-tria de E&P se ha centrado en las áreas marinas y, en la última década, se han realizado esfuerzos considerables con el fin de desarrollar un sensor para uso marino. El Instituto Oceanográfico de Scripps en La Jolla, California, EUA, desarrolló el sensor básico de campo eléctrico utilizado hoy por WesternGeco. Los magnetómetros fueron desarrollados por Electromagnetic Instruments Inc., una compañía adquirida por Schlumberger en el año 2001.15

En el dispositivo de WesternGeco se forman dos dipolos eléctricos horizontales con electrodos de plata/cloruro de plata, colocados en los extre-mos de cuatro tubos largos de fibra de vidrio que se extienden desde cada uno de los cuatro lados de la estructura del receptor (arriba, a la derecha).

La configuración actual incluye un dipolo vertical con una longitud de 1.82 m [6 pies]. Su longitud es limitada como consecuencia de la necesidad de mantener la ortogonalidad y la estabilidad; un dipolo más largo es más susceptible a las corrientes del fondo marino que mueven la antena dipolar e introducen ruido en la medición dentro del rango de frecuencia de interés.

Para detectar el flujo magnético se utilizan los magnetómetros; bobinas de múltiples vueltas ins-taladas en un alojamiento no metálico. Los tubos del magnetómetro se fijan horizontalmente en los orificios de la estructura. El rango de opera-ción oscila entre 0.0001 y 100 Hz.

La calibración de ambos tipos de sensores es crítica. Los sensores y los amplificadores de WesternGeco son calibrados por separado, lejos de la presencia de ruido electromagnético, en un lugar remoto de la campiña noruega. Además, la calidad de los datos requiere la observación estricta de los procedimientos de despliegue a bordo de la embarcación de levantamiento.

Un bloque de hormigón, adosado a la porción inferior de la estructura del receptor, proporciona el peso para llevarlo hasta el fondo oceánico. Esta ancla de hormigón ayuda además a estabilizar el instrumento frente a las fuerzas de las corrien-tes marinas; la rotación de la antena de tan sólo 1 μrad puede detectarse fácilmente con la bobina de inducción magnética que se mueve en el campo magnético terrestre. Al finalizar el levantamiento, una señal acústica proveniente de la superficie dispara el mecanismo de liberación del bloque y, mediante esferas de vidrio llenas de aire, se lleva el receptor a la superficie para su recuperación.

El costo y la logística que implica establecer conexiones eléctricas con múltiples receptores colocados en el fondo marino, en aguas profundas, son prohibitivos, de manera que los ingenieros diseñaron el receptor para que operara en forma independiente y pudiera ser recuperado al final de la prueba. Cada receptor porta un registrador de datos que controla la operación y registra las señales en una tarjeta compacta de memoria flash. Los datos de alta resolución de los dipolos y los magnetómetros provienen de conversores analógicos-digitales de 24 bits, los cuales regis-tran el tiempo con precisión de modo que las señales pueden ser sincronizadas posteriormente con el registro fuente y entre sí.

La unidad posee diversos paquetes de bate-rías independientes. Uno provee la potencia para los componentes electrónicos del registrador de datos. Una batería independiente suministra la potencia para los dispositivos de liberación del ancla, y otra provee la potencia para una baliza de posicionamiento acústico que indica

la ubicación de la unidad en el fondo marino. El paquete de baterías que suministra la potencia para el registrador de datos dura hasta 40 días; la larga vida útil de las baterías proporciona

12. Cagniard, referencia 2.13. Para obtener más información sobre la inversión sísmica,

consulte: Barclay F, Bruun A, Rasmussen KB, Camara Alfaro J, Cooke A, Cooke D, Salter D, Godfrey R, Lowden D, McHugo S, Özdemir H, Pickering S, Gonzalez Pineda F, Herwanger J, Volterrrani S, Murineddu A, Rasmussen A y Roberts R: “Inversión sísmica: Lectura entre líneas,” Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 44–66.

14. Constable SC, Orange AS, Hoversten GM y Morrison HF: “Marine Magnetotellurics for Petroleum Exploration, Part I: A Sea-Floor Equipment System,” Geophysics 63, no. 3 (Mayo–Junio de 1998): 816–825.

15. Webb SC, Constable SC, Cox CS y Deaton TK: “A Seafloor Electric Field Instrument,” Journal of Geomagnetism and Geoelectricity 37, no. 12 (1985): 1115–1129.

Constable et al, referencia 14.

> Receptor CSEM. Las antenas dipolares ortogo-nales del receptor miden los valores de Ex y Ey y dos magnetómetros de bobinas de inducción miden los valores de Hx y Hy. Cada tubo que contiene una antena posee una longitud de 3.6 m [12 pies]; sumada a la dimensión de la estructura, la longitud del dipolo eléctrico formado por un par que señala direcciones opuestas es de 10 m [32.8 pies]. Un ancla de hormigón transporta el receptor hasta el fondo marino, donde permanece a lo largo de toda la prueba. El registrador elec-trónico registra durante un tiempo establecido. Al final de la prueba, una señal acústica prove-niente de la embarcación dispara un mecanismo de liberación a través del cable que sujeta el dispositivo al ancla. Mediante esferas de vidrio llenas de aire se eleva el receptor a la superficie, donde éste se recupera y se capturan los datos. En algunos casos, el receptor incluye un dipolo vertical para medir el campo eléctrico vertical, Ez (que no se muestra aquí). (Imagen, cortesía del Instituto Oceanográfico de Scripps.)

Flotadorinstrumentado

con cordelexcedente Dipolo para el

campo eléctrico

Magnetómetrosde bobinas de

inducción

Mecanismosde liberación

por sistema defusible

Flotaciónpor gas

Registrador

Componentesacústicos

Ancla dehormigón

10 Oilfield Review

tiempo suficiente para desplegar los sensores y luego adquirir los datos. El paquete de baterías utilizado para soltar el ancla dura más de un año. En caso de que las circunstancias impidan la remoción inmediata del dispositivo después del levantamiento, tal duración del paquete de bate-rías es muy ventajoso.

La orientación de los sensores horizontales en el fondo del mar es aleatoria. Las direcciones de las mediciones se resuelven en función de una orientación deseada durante el procesamiento. Los dispositivos más nuevos poseen una brújula; sin embargo, en el pasado, la orientación para cada receptor se obtenía mediante la comparación con los sensores terrestres o mediante la orientación basada en la dirección de una fuente remolcada en un levantamiento CSEM.

Detección de hidrocarburos a través del método CSEMLas mediciones MT no son sensibles a las capas resistivas delgadas, de modo que no resultan adecuadas para la evaluación de potenciales yaci-mientos de hidrocarburos. A lo largo de algunas décadas, a partir de 1980, diversos institutos y compañías de investigación desarrollaron los equi-pos y herramientas de modelado e interpretación que se convirtieron luego en la técnica CSEM marina (véase “El método CSEM marino: la evo-lución de una tecnología,” página 1).16 Ahora, los sistemas se encuentran ampliamente disponibles.

Dado que los mismos receptores funcionan tanto para las mediciones CSEM como para las mediciones MT, es posible registrar ambas res-puestas durante un levantamiento. La técnica CSEM se centra en la medición e interpretación de la respuesta proveniente de la fuente contro-lada, mientras que, entre esas mediciones, se registran los datos MT. Los datos MT procesados e interpretados establecen un modelo básico para la interpretación o la inversión CSEM.

La fuente marina de transmisión CSEM es habitualmente un dipolo horizontal largo (arriba, a la izquierda). Dicha fuente comprende dos cables de antena neutralmente flotantes, cada uno de los cuales termina en un electrodo, formando de ese modo un dipolo. Los electrodos son arrastra-dos a través del agua, detrás de una plataforma de sensores aerodinámicos denominada remol-

16. El primer desarrollo se atribuyó a Charles Cox, del Instituto Oceanográfico de Scripps: Cox CS: “On the Electrical Conductivity of the Oceanic Lithosphere,” Physics of the Earth and Planetary Interiors 25, no. 3 (Mayo de 1981):196–201.

Para acceder a información general reciente sobre la historia del método CSEM, consulte: Constable S y Srnka LJ: “An Introduction to Marine Controlled-Source Electromagnetic Methods for Hydrocarbon Exploration,” Geophysics 72, no. 2 (Marzo–Abril de 2007):WA3–WA12.

> Transmisor CSEM. El transmisor comprende un remolcador pescante—la sección del cabezal que contiene la potencia y el instrumental—y una antena del cable sísmico marino con electrodos dipolares en los extremos de dos cables. El dipolo es la fuente de la señal CSEM. Los parámetros relacionados con la transmisión de la señal y la forma de onda se establecen desde la embarcación de levantamiento durante las operaciones, y los resultados son transmitidos a distancia, a los operadores, para el control de calidad de la señal en tiempo real. La fotografía (extremo superior ) muestra un remolcador pescante que está siendo removido del océano, con la antena colgando en el agua.

EM_FIGURE 09

Terminación del cablede remolque

Cable a laembarcación delevantamiento

Remolcadorpescante (towfish)

Antena del cablesísmico marino

A

A: Telemedición y acondicionamiento de la señalB: Sección de potencia del transmisor

B

Conjunto deinstrumentos

2.5 mAlivio de

tensiones

Cable neutralmenteflotante

Transpondedor

Transpondedores

Electrodo 1

Dipolo de 300 m

Electrodo 2

20 m

> Componentes de la onda cuadrada. Una onda cuadrada (magenta) puede ser dividida en una serie infinita de ondas sinusoidales mediante la utilización de la transformada de Fourier (ecuación). La frecuencia fundamental, ω 0, exhibe la amplitud más alta; cada armónica impar subsiguiente posee una amplitud más baja. Las armónicas pares no se incluyen debido a la simetría de la onda cuadrada.

1.5

1.0

0.5

0

0 1 2 3 4

–0.5

–1.0

–1.5

Ampl

itud

Tiempo, segundos

9ω0

Suma de cinco términos

5ω0

3ω0

7ω0

ω0

EM_FIGURE 10

Onda cuadrada (ω0) = 4

πsin(ω0t)

sin(3ω0t)

3++

sin(5ω0t)

5+

sin(7ω0t)

7+ +

sin(9ω0t)

9...

Volumen 21, no. 1 11

cador pescante (towfish), que es remolcada por la embarcación a una velocidad nominal de entre 2.8 y 3.7 km/h [1.7 y 2.3 mi/h o 1.5 y 2.0 nudos] a una altura de 50 a 100 m [160 a 330 pies] por encima del fondo marino. Para proporcionar valores preci-sos para el procesamiento, el remolcador pescante mide la conductividad del agua de mar, la veloci-dad de la onda sonora local y la altura por encima del fondo marino.

La intensidad de la fuente dipolar está dada por su momento dipolar. Este valor es el producto de la magnitud de la corriente eléctrica que fluye a tra-vés de los electrodos—dada por la intensidad de la primera armónica de la señal de salida—por la distancia entre los electrodos.

La potencia para generar una señal de fuente de alta corriente y bajo voltaje, y propagarla a lo largo de varios kilómetros de cable, es suminis-trada habitualmente por un sistema de 250 kV.A instalado en la embarcación. Los transformadores convierten esta señal en una señal de baja corriente y alto voltaje que se envía a lo largo del cable.

En el remolcador pescante, la señal es transfor-mada nuevamente en la señal de alta corriente y bajo voltaje.

El remolcador pescante genera una forma de onda diseñada sobre la base de los comandos pro-venientes de la embarcación. La forma de onda real de la corriente transmitida por los electrodos de la fuente es medida y registrada con un registrador de datos instalado en el remolcador pescante, trans-mitiéndose a la embarcación en tiempo real para el control de calidad por medio de un sistema de telemetría de alta velocidad. Dado que la forma de onda transmitida por la antena es afectada por la impedancia y el desgaste de la antena y por la sali-nidad del agua, se requiere el monitoreo preciso de la forma de onda real para resolver correctamente los datos del levantamiento.

Si bien la potencia emitida en la fuente es considerable—nominalmente 50 kW—la señal decae rápidamente con la distancia. En un recep-tor colocado a 10 km [6.2 mi] de distancia, la magnitud del campo eléctrico es pequeña, infe-

rior a 1 nV/m. Para el intervalo típico de 10 m de un dipolo receptor de fondo marino, el valor de 10 nV medido es aproximadamente 80 millones de veces más pequeño que el valor de 1.2 V de una batería AAA. La magnitud del campo magné-tico de respuesta, a esa distancia de la fuente, es aproximadamente 0.0001 nT, lo cual corresponde a alrededor de 2 partes en mil millones del campo magnético terrestre.

La fuente controlada genera habitualmente ondas cuadradas o secuencias de ondas cuadradas, en las frecuencias fundamentales definidas por el usuario. El análisis de Fourier resuelve la onda cuadrada como ondas sinusoidales de muchas fre-cuencias (página anterior, abajo a la izquierda). Los componentes de más intensidad son la fre-cuencia primaria ω0 y las armónicas impares 3ω0, 5ω0 y 7ω0, cada una de las cuales posee magnitudes que se reducen en forma secuencial. La combinación de la relación entre la profundi-dad de penetración y la frecuencia y el empleo de múltiples frecuencias, significa que este proceso obtiene muestras a diversas profundidades y con diversas resoluciones.

Los datos de los receptores son recolecta-dos como datos de series de tiempo, pero para el método CSEM, deben ser sincronizados con la señal de onda cuadrada de la fuente a través de una medición precisa del tiempo. Por consi-guiente, además de la sincronización del sistema GPS de la fuente, cada receptor posee un reloj de alta precisión, que es sincronizado por GPS, en el momento del despliegue y la recupera-ción. La posición y orientación instantáneas de la fuente dipolar también deben captarse para lograr un proceso de inversión preciso. Los trans-pondedores acústicos, en diversos puntos de la antena, proveen esta información mediante la transmisión de sus posiciones a intervalos de 1 a 4 segundos. La medición precisa de la desviación o la inclinación de la antena es importante para un procesamiento correcto.

Las mediciones de los campos son datos adquiridos en el dominio del tiempo; sin embargo, habitualmente se convierten al dominio de la fre-cuencia utilizando una transformada de Fourier (izquierda). Los datos se apilan mediante la super-posición de las respuestas provenientes de series múltiples y secuenciales de ondas cuadradas—conocido como colección de trazos en el dominio del tiempo (time gather)—para mejorar la rela-ción señal-ruido. La ventana para la colección de trazos debe ser suficientemente corta para que el movimiento de la fuente no altere significativa-mente el volumen muestreado del subsuelo.

> Conversión de las mediciones en el dominio del tiempo a variación de la amplitud con el desplaza-miento. Cada receptor registra los datos para dos mediciones de los campos electromagnéticos horizontales (extremo superior ) . Una transformada de Fourier convierte estas señales del dominio del tiempo al dominio de la frecuencia. Las conversiones de Fourier de mediciones similares, en las diversas posiciones de los receptores, permiten el desarrollo de una relación de amplitud vs. desplazamiento, dependiente de la frecuencia (extremo inferior ) . Esto puede desarrollarse para cada componente medida del campo eléctrico (sólo se muestra una) y del campo magnético. La resistividad del subsuelo afecta la forma de estas curvas.

Ex

Ey

Hx

Hy

Tiempo, min. 5 10 15 20 25 30 35 40

–10

Ampl

itud

eléc

trica

esc

alad

a, V

/(A.m

2 )

Desplazamiento entre fuente y receptor, km

–16

–15

–14

–13

–12

–11

–10

–9

–8

–9 –8 –7 –6 –5 –4 –3 –2 –1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0.06250.18750.250.3150.43750.751.251.75

Frecuencia, Hz

12 Oilfield Review

Dado que el objetivo de las técnicas de prospec-ción de E&P consiste en detectar hidrocarburos, la señal de la fuente CSEM se optimiza para des-cubrir capas no conductoras delgadas (posibles formaciones con hidrocarburos) en un fondo conductor (formaciones acuíferas). En el análi-sis de la profundidad de penetración, se destacó que la detección de formaciones de poco espe-sor requiere componentes de frecuencia más alta que los disponibles con las mediciones MT. El rango de frecuencia típico de la señal CSEM oscila entre 0.05 y 5 Hz; 1 Hz es el límite superior efectivo para los estudios MT marinos.

Como una aproximación de primer orden, la señal puede tomar tres trayectos generales entre la fuente y los receptores (arriba). Cuando la distancia de desplazamiento entre la fuente y el receptor es corta, el trayecto directo a través del agua domina la señal. La intensidad de la señal se reduce rápidamente con la distancia debido a su atenuación en el agua conductiva. Una segunda contribución proviene de la onda aérea. El campo electromagnético viaja hacia la superficie del agua, donde se encuentra con el aire que es altamente resistivo. El contraste de resistencia hace que la propagación de la onda siga la interfaz exis-tente entre el aire y el agua. En aguas profundas, la señal de la onda aérea predomina solamente

con desplazamientos largos, normalmente de más de 10 km, porque a diferencia de las señales que siguen los otros dos trayectos, la señal en la inter-faz entre el aire y el agua posee poca atenuación.

La tercera porción de la señal viaja a través del subsuelo. Bajo condiciones adecuadas de fre-cuencia, profundidad del agua y conductividad del subsuelo, existe un rango de desplazamientos para los cuales el tercer trayecto domina la señal. Para este trayecto, las ondas se propagan pene-trando en el subsuelo, donde interactúan con las formaciones resistivas y generan un campo de respuesta; parte de esa energía viaja nuevamente hacia los receptores del fondo marino. Esta señal de respuesta aparece en los receptores, con dis-tancias de desplazamiento que habitualmente son mayores que la profundidad del yacimiento por debajo del fondo marino; sin embargo, con desplazamientos aún mayores, se atenúa tanto que la señal de la onda aérea la abate. Dado que las ondas se propagan más fácilmente a través de una formación resistiva que a través de una formación conductiva, la presencia de un yaci-miento mejora la señal recibida en comparación con un subsuelo uniforme que carece de una capa resistiva. Los geocientíficos pueden identificar las anomalías de resistividad y, por consiguiente, inferir la información geológica por medios ana-

EM_FIGURE 11

Resistor

Conductor

Agua

Señal que se propaga en la interfaz aire-agua

Señal geológica

Señal directa

010-12

10-11

10-10

10-9

10-8

10-7

10-6

10-5

10-4

10-3

1 2 3 4 5Separación entre fuente y receptor, km

Fondo (ningunaformación resistiva)

Yacimiento

Cam

po e

léct

rico,

V/m

6 7 8 9 10

> Trayectos desde la fuente marina hasta los receptores. La energía de la señal de la fuente marina llega a los receptores siguiendo tres tipos de trayectos. Una señal directa pasa a través del agua hasta llegar al receptor; esta señal es más intensa en los receptores de desplazamiento cercano. La energía de la señal que ingresa en el subsuelo interactúa con capas de resistividad variada y genera una señal de respuesta que contiene información geológica que se propaga en forma ascendente hasta los receptores. La energía de la señal que llega hasta la interfaz aire-agua viaja a lo largo de la interfaz como una onda aérea, que también se propaga hasta los receptores. En aguas someras, o con desplazamientos largos entre fuentes y receptores en aguas profundas, la señal de la onda aérea es más intensa.

líticos comparando los datos observados con los modelos predictivos, o por medios numéricos, mediante el proceso de inversión.

A una cierta distancia de desplazamiento, la limitación del receptor en cuanto al ruido natural excede la intensidad de la señal que se originó en el transmisor fuente, planteando un límite efectivo para la profundidad de investigación del subsuelo. Esta limitación, o piso de ruido, varía con la frecuencia y depende de las carac-terísticas del receptor y su ambiente; tal como lo hace el ruido mecánico generado por las olas de agua que mueven las antenas. El piso de ruido puede reducirse a través del mejoramiento del ins-trumental, tal como la inclusión de componentes electrónicos más silenciosos o componentes mecá-nicos más estables, o a través del procesamiento de señales inteligentes para remover el ruido generado por el movimiento o el ruido coherente a través del levantamiento.

Las características de la fuente, el receptor y el ambiente pueden incorporarse en un análi-sis previo al levantamiento para determinar si es posible detectar un objetivo resistivo a una cierta profundidad (próxima página). Los carbonatos, que son resistivos, presentan un problema: puede suceder que una trampa con baja saturación de petróleo, alojada en una estructura carbonatada resistiva, posea insuficiente contraste detectable.

Los datos del receptor pueden presentarse como amplitudes y fases del campo eléctrico o magnético, que son funciones de la distancia de desplazamiento entre la fuente y el receptor. El efecto de una anomalía resistiva puede ponerse de manifiesto aplicando diversos méto-dos: métodos analíticos que utilizan sólo los datos medidos, métodos basados en modelos, derivados durante la planeación del levantamiento, y proce-sos de inversión.

Uno de los métodos analíticos normaliza la respuesta de las variaciones de amplitud con el desplazamiento de los campos eléctricos y mag-néticos a través de la anomalía, tomando como

Volumen 21, no. 1 13

referencia la respuesta de un receptor lejano que no detecta la anomalía. Un segundo método analítico compara la respuesta normalizada de la medición efectuada en la dirección paralela a la dirección de adquisición (inline) con la medi-ción efectuada en la dirección perpendicular a la dirección de adquisición (crossline), cotejando básicamente las dos componentes horizontales del campo eléctrico, Ex y Ey. La presencia de una estructura resistiva infrayacente, tal como una formación con hidrocarburos, posee un efecto mayor sobre la respuesta inline debido a la pola-rización de la señal.

Un tercer método analítico convierte los datos de campo en resistividad aparente en una seudo sección 2D o 3D, representada gráficamente como una función del desplazamiento entre fuente y receptor y de la frecuencia de la señal.17 Cuando el conjunto de datos es normalizado con res-pecto a un espacio de la sección que no contiene ninguna anomalía, los valores anómalos de resis-tividad aparente aparecen como desviaciones respecto de la unidad.

Como alternativa, es posible construir modelos previos al levantamiento cuando se dispone de datos sísmicos o datos de pozos cercanos. Habitualmente, un levantamiento de WesternGeco incluye al menos dos modelos 3D que se basan en las propiedades del objetivo y en la geometría del levantamiento. Un modelo incorpora un cuerpo resistivo; el otro utiliza un subsuelo uniforme sin un cuerpo resistivo. De los modelos 3D se extraen las curvas de respuesta para cada combinación de ubicación del receptor y cable de remolque. Una vez adquiridos los datos, es posible normalizar las observaciones con respecto a cada uno de los modelos para determinar cuál pro-porciona el mejor ajuste.

Más allá de estos métodos analíticos y sobre la base de modelos, el proceso de inversión CSEM constituye una forma poderosa de obtener el perfil de resistividad del subsuelo a partir de los datos observados. No obstante, como con la mayoría de los métodos de inversión, la solución no es única. Los códigos del modelado directo se corren iterativamente con los parámetros per-turbados del modelo hasta que el resultado se ajusta a los datos dentro de un rango aceptable. La inversión conjunta de todos los canales y fre-cuencias significativos que sea viable restringe el rango de soluciones posibles, pero a expen-sas de un tiempo de procesamiento más largo. A veces se introducen restricciones adicionales, tales como la ubicación de estructuras geológicas

conocidas. Los datos de registros y los datos sís-micos proveen un modelo inicial para ayudar a restringir el proceso de inversión.

Los datos MT también poseen un grado de resolución limitado, de modo que el paso de modelado utiliza la información basada en otros tipos de mediciones. Las interpretaciones sísmicas a menudo sirven como restricciones. Los levantamientos gravimétricos proveen una res-tricción independiente, al igual que los registros de pozos. La técnica de generación de imágenes restringidas por múltiples mediciones MMCI de WesternGeco, utiliza un enfoque iterativo con

17. Una pseudo sección utiliza coordenadas aproximadas o pseudo espaciales y constituye una forma semicuantitativa de considerar los datos espaciales.

>Modelado previo al levantamiento. Para optimizar los parámetros de adquisición CSEM, el subsuelo se modela como una serie de capas resistivas (izquierda). Se comparan dos modelos que poseen geo-metrías idénticas. Un modelo incorpora una capa de basalto altamente resistivo (amarillo y marrón); el otro modelo le asigna a esa capa un valor de resistividad más bajo (amarillo solamente). Los dos modelos poseen respuestas de fase y amplitud diferentes ante un impulso CSEM simulado. La relación de amplitud entre los modelos (extremo superior derecho) muestra un valor máximo (rojo) con un desplazamiento—distancia entre la fuente y el receptor—de aproximadamente 7,000 m y una frecuencia de alrededor de 0.7 Hz. La diferencia de fase (extremo inferior derecho) exhibe un valor máximo (rojo) con 8,500 m aproximadamente y una frecuencia de menos de 0.1 Hz, y otro valor máximo (violeta) con un desplazamiento largo y una frecuencia alta. En base a la información que figura en ambas gráficas, los geocientíficos determinaron que el desplazamiento óptimo para maximizar la posibilidad de detectar esta anomalía es de aproximadamente 8,000 m, con frecuencias de 0.5 y 0.125 Hz. Las líneas de contorno indican diversos niveles de pisos de ruido de los receptores (indicados por la potencia de 10), que dependen de los sensores, los componentes electrónicos y el ambiente. Si bien en ciertos ambientes el piso de ruido puede ser de tan sólo 10-14, estas gráficas se extienden hasta un piso de ruido de 10-15, que usualmente puede lograrse.

EM_FIGURE 05a

Resistividad, ohm.m Desplazamiento entre transmisor y receptor, mFr

ecue

ncia

, Hz

Basalto

Agua de mar

1 0

0.20.30.40.50.60.70.8

Frec

uenc

ia, H

z

0.91.01.11.21.31.41.5

0.20.30.40.50.60.70.80.91.01.11.21.31.41.5

2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000

Diferenciade fase, °

Amplitud

Desplazamiento entre transmisor y receptor, m0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000

10 100–40

1

2

3

4

5

6

–30–20–10

010203040

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

6,500

5,500

4,500

3,500

Prof

undi

dad,

m

2,500

1,500

500

0

datos gravimétricos, MT y sísmicos, para mejorar los resultados de la inversión. Esto se traduce en una imagen final más restringida en escala de profundidad.

Si bien los receptores MT y CSEM marinos han sido utilizados en diversos estudios desde la década de 1990, el interés de la industria ha crecido rápidamente en los últimos años, promo-viendo un rápido incremento del total de sitios evaluados. Un gran estudio de múltiples fases, efectuado recientemente en el Golfo de México, incluyó más receptores MT marinos que el total desplegado en todo el mundo hasta esa fecha.

14 Oilfield Review

El hallazgo de la base de la intrusión salinaEn el año 2006, WesternGeco puso en marcha una prueba del concepto MMCI en la zona Garden Banks del Golfo de México, en el área marina de Luisiana, EUA.18 Las compañías de exploración han manifestado interés en evaluar el potencial de las formaciones subsalinas de contener hidrocarburos. Los datos sísmicos disponibles en ese momento, un levantamiento convencional denominado E-Cat, habían sido reprocesados recientemente en Garden Banks; sin embargo, poseían un grado de resolu-ción insuficiente para determinar la base de una intrusión salina de manera confiable. El objetivo del nuevo estudio consistía en integrar las medi-ciones MT marinas, las mediciones gravimétricas obtenidas con métodos de tensores completos y las mediciones símicas, utilizando una evaluación MMCI para mejorar la interpretación de la base de la intrusión salina.

El estudio de Garden Banks incluyó 171 re-ceptores de fondo marino, más que cualquier otro levantamiento MT marino previo, si bien los levantamientos con esta densidad son más comu-nes hoy en día. En el levantamiento se utilizaron cinco líneas paralelas de receptores, en dirección norte-sur, separados entre sí por una distancia de aproximadamente 2.5 km [1.6 mi], y una línea en dirección este-oeste (derecha). Los receptores adicionales colocados entre estas líneas, propor-

18. Sandberg SK, Roper T y Campbell T: “Marine Magnetotelluric (MMT) Data Interpretation in the Gulf of Mexico for Subsalt Imaging,” artículo OTC 19659, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de 2008.

19. Para obtener más información sobre levantamientos WAZ, consulte: Camara Alfaro J, Corcoran C, Davies K, González Pineda F, Hampson G, Hill D, Howard M, Kapoor J, Moldoveanu N y Kragh E: “Reducción del riesgo exploratorio,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 26–43.

20. Una formación autóctona es aquella formación que fue depositada en su localización actual. Esta sal sería el origen de los cuerpos salinos más someros, que se desplazaron hasta ocupar su posición actual debido a la diferencia de densidad y a la plasticidad de la sal.

> Levantamiento MT en el área de Garden Banks. Los receptores MT (inserto) se colocaron en cinco líneas de orientación norte-sur y una línea de orien-tación este-oeste. Los receptores adicionales se colocaron en el área central, cerca del Pozo Tamara. La codificación en color indica la profundidad del agua de mar derivada de los datos batimétricos.

EM_FIGURE 13

750

Profundidaddel fondomarino, m

975

1,200

1,425

1,650

1,875

2,100

Líne

a 1

Líne

a 2

Líne

a 3

Líne

a 4

Líne

a 5

Pozo Tamara

Línea 6

N

0 10km

0 10millas

cionaron una cobertura más densa cerca del centro del área del levantamiento. Los datos bati-métricos indicaron las expresiones de los domos salinos infrayacentes en el fondo marino.

Durante el curso del proyecto, dos eventos proporcionaron datos adicionales para esta in-vestigación. En octubre y noviembre de 2007, WesternGeco ejecutó, en el área, un levantamien-to sísmico con cobertura azimutal amplia (WAZ) para múltiples clientes, el cual proporcionó un grado de resolución significativamente mejor para la base de la intrusión salina que el del le-vantamiento E-Cat previo con cobertura azimutal

estrecha. No obstante, aún con la iluminación del levantamiento WAZ, la base de la intrusión salina se resolvió en forma deficiente en algunas áreas.19

El segundo evento tuvo lugar cerca de fines del año 2007, cuando BP dio a conocer los datos de registros de su Pozo Tamara, ubicado en el Bloque Garden Banks 873. Este pozo fue perforado a través de la porción central del área del levantamiento. El registro de rayos gamma que indicaba la base de la intrusión salina estuvo disponible luego de concluida la mayor parte de la interpretación MT, lo cual proporcionó un punto de comparación fundamental.

Volumen 21, no. 1 15

Un enfoque que combina modelos unidimen-sionales (1D) para cada estación de receptores, detectó el cuerpo salino, pero los detalles de la estructura resultaron incorrectos debido a la complejidad de su geometría. Además se utili-zaron diversos enfoques 2D, pero los resultados de todas las inversiones 2D indicaron la presen-cia de cuerpos salinos de menor espesor que los indicados por los datos del Pozo Tamara. La natu-raleza tridimensional del cuerpo dictaminó la aplicación de un procedimiento de modelado 3D.

El primer enfoque 3D adoptado por el equipo de estudio consistió en ajustar los datos MT en forma independiente de los datos sísmicos y gra-vimétricos. El modelo comenzó con un valor de resistividad homogénea e isotrópica por debajo del fondo marino. Durante las iteraciones, se permitió que cada resistividad de celda se modi-ficara para que se ajustara a las mediciones de fase y resistividad aparente. El empleo de un algoritmo de inversión suavizada, aseguró que la resistividad cambiara lo más suavemente posible entre celda y celda.

La concordancia por encima del cuerpo salino principal fue buena entre el resultado sísmico del levantamiento WAZ, el ajuste MT y el modelo gra-vimétrico. Además, la base de la intrusión salina resultante de la interpretación, exhibe una dife-rencia de algunos cientos de pies con respecto a la base de la intrusión salina derivada de los registros del Pozo Tamara, lo cual constituye un buen ajuste. No obstante, el modelo gravimétrico requirió algunos ajustes para adaptar los datos gravimétricos medidos. Es posible obtener resul-tados de mediciones gravimétricas similares para configuraciones diferentes (arriba, a la derecha). En este caso, podría agregarse sal a la capa salina dentro del espacio del modelo, o bien a la sal autóctona—que se encontraba en su mayor parte por debajo de la profundidad máxima del volumen de velocidad sísmica—o podrían modi-ficarse las densidades de la formación subsalina para ajustarse al resultado.20

Un segundo enfoque utilizó el levantamiento sísmico interpretado para proporcionar un punto de partida relacionado con la forma del cuerpo salino. La resistividad para este modelo a priori se fijó ini-cialmente en 50 ohm.m, dentro del cuerpo salino, y en 1.2 ohm.m en los sedimentos adyacentes. El proceso de inversión cambia los valores de la resistividad en los bloques de la cuadrícula para ajustar los datos de las mediciones, a la vez que preserva el modelo inicial en la mayor medida posible.

La mejor interpretación resultó de utilizar los procedimientos MMCI, incorporando toda la información disponible e incluyendo los datos MT,

gravimétricos y sísmicos WAZ. Las porosidades se computaron a partir del campo de velocidad WAZ, utilizando el conocimiento local de la rela-ción arenisca-lutita de la sección sedimentaria, y las densidades se computaron a partir de las den-sidades matriciales de la arenisca y la lutita, la densidad del agua de mar y la porosidad derivada de la velocidad. La densidad en la sal se asumió como un valor constante de 2.16 g/cm3.

El resultado del modelo 3D en el área de Garden Banks, proveyó una interpretación mejorada de la base de la intrusión salina en comparación con el resultado obtenido sobre la base de los datos sísmicos solamente (abajo). Los datos de resisti-vidad indicaron que un lóbulo de gran extensión,

sugerido por la interpretación sísmica, no forma parte de la sal sino que pertenece a una forma-ción infrayacente.

El éxito de este estudio, de tipo prueba de con-cepto, constituyó el impulso para un proyecto MT de gran escala, consistente en múltiples levanta-mientos, implementados desde mayo de 2007 en otras áreas clave del Golfo de México. Por ejemplo, en el área de Keathley Canyon, la determina-ción de la base de la intrusión salina basada en los datos sísmicos solamente era difícil. Los datos gravimétricos proporcionaron cierto grado de mejo-ramiento; sin embargo, no fue posible distinguir diversas interpretaciones alternativas. Mediante la incorporación de los datos MT y la combinación de

> Carácter no singular del levantamiento gravimétrico. Un levantamiento gra-vimétrico responde a la masa de una anomalía. Una solución puede proponer uno o varios objetos, o poseer diferente densidad y tamaño, siempre que la masa y la localización del centro de la masa en relación con la anomalía sean las mismas. En este ejemplo, las tres lecturas miden la misma masa.

EM_FIGURE 16

Respuesta del levantamiento gravimétrico

Densidad2.1 kg/m3

2.7 kg/m3 Volumen = 3,600 m3 3,600 m3 2,800 m3

> Confirmación mediante la perforación. Las mediciones MT detectaron una intrusión salina de alta resistividad (rosa). El Pozo Tamara, perforado cerca de la Línea de recepción MT 3, constituye un punto de referencia para las interpretaciones de la base de la intrusión salina. La interpretación de la base de la intrusión salina (gris), según los mejores datos WAZ disponibles, muestra un lóbulo al sudeste, que no es sustentado con los datos de resistividad MT; la zona de resistividad de 35 a 50 ohm.m (rosa) excluye ese lóbulo de la sal. La interpretación MMCI 3D de los datos sísmicos, gravimétricos y MT, indica la presencia de una base de sal (blanco) a algunos cientos de pies verticales de la base deter-minada a partir del registro de rayos gamma del pozo (turquesa). En la base de la estructura salina, la resistividad del registro del pozo (naranja) se reduce significativamente. Las localizaciones de los receptores MT se muestran sobre el fondo marino (cuadrados blancos).

2,500

NW SE

–80 –40 0 40

Distancia, km

Prof

undi

dad,

m

80 120

10

15,000

7,500

10,000

Resi

stiv

idad

, ohm

.m

16 Oilfield Review

toda la información a través del enfoque MMCI, el equipo de análisis obtuvo una interpretación consistente de la estructura, incluyendo la base de la intrusión salina (arriba). En ciertas porcio-nes del área del levantamiento, la diferencia en la interpretación de la base de la intrusión salina fue de casi 3,000 m [9,700 pies].

Estudios EM en el área marina de Brasil Los levantamientos MT marinos también han mejorado la obtención de imágenes en escala de profundidad en otros lugares del mundo. La Cuenca de Santos, en el área marina de Brasil, contiene descubrimientos subsalinos recientes realizados por Petrobras. Con procesos de gene-ración de imágenes sísmicas de alta resolución, se ha mapeado la estratigrafía de los yacimientos turbidíticos productores de hidrocarburos y las geometrías de las estructuras salinas, incluyendo una secuencia sedimentaria de gran espesor en una estructura de synrift ubicada por debajo de la formación salina.21 La litología de esta secuen-cia fue definida por el primer pozo descubridor del área de Tupi. Un levantamiento MT, llevado a cabo al noroeste del área de Tupi, confirmó la compleja estructura y demostró la utilidad de los levantamientos MT marinos para Petrobras.22

Al este del levantamiento MT de la Cuenca de Santos descrito precedentemente, Petrobras y WesternGeco efectuaron un levantamiento CSEM marino en el bloque Tambuata de la cuenca, como parte de un proyecto de colaboración (próxima página, arriba).23 El levantamiento se llevó a cabo a unos 170 km [106 mi] al sur de Río de Janeiro. La profundidad del lecho marino fue tomada de los datos batimétricos, y en el procesamiento se incluyó además la variación de la resistividad del agua de mar en función de la profundidad.

El levantamiento utilizó 180 receptores con un espaciamiento de aproximadamente 1 km [0.6 mi] entre sí, desplegados sobre el fondo marino a través de los yacimientos conocidos. Una embarcación remolcó la fuente sobre las líneas de recepción. Para la adquisición de los datos se utilizaron se-ñales de ondas cuadradas de 0.25 y 0.0625 Hz, que además son ricas en contenido de armónicas impares de estas frecuencias.24

Los analistas procesaron las respuestas de los campos eléctricos y magnéticos de componentes múltiples para todas las frecuencias del levanta-miento, utilizando un flujo de trabajo avanzado sobre la base de medidas instantáneas de la longi-tud, momento y altura dipolares, el ángulo de desvia- ción y el echado. La interpretación de los datos se efectuó en etapas, comenzando con la generación de un modelo base para comparar con las medicio-nes procesadas.

Las mediciones de pozos proporcionaron información sobre las resistividades iniciales, pero los datos de los registros poseen un grado de detalle mayor que el que las mediciones CSEM pueden diferenciar. Por consiguiente, los analis-tas redujeron el número de capas del modelo de resistividad para reflejar el poder de resolución de las mediciones CSEM, pero se aseguraron de que los registros de pozos remuestreados conser-varan la misma respuesta CSEM que tendría la estratificación detallada sobre la base de regis-tros. Para determinar dónde ubicar los bordes, tanto la resistencia acumulativa como la con-ductancia acumulativa fueron calculadas a partir de los registros de pozos y se combinaron con la estratigrafía. Esto no sólo permitió esclarecer las localizaciones de las interfaces de las capas sino que además permitió determinar sus resistivida-des y la anisotropía causada por la alternancia de

las capas de baja y alta resistividad. Los analistas efectuaron un proceso de modelado 3D deta-llado, sobre la base de las resistividades de los registros de pozos con trazos rectilíneos (blocked well logs) y de las geometrías de los modelos, derivadas de las secciones sísmicas, sin incorpo-rar ningún yacimiento. Los modelos resultantes generaron campos básicos de referencia, los cua-les constituyeron una base para normalizar los datos de campo procesados de componentes múl-tiples a cada posición de los receptores.

Las líneas de remolque seleccionadas fueron interpretadas utilizando un proceso de inversión 2.5D. El análisis 2.5D incorpora un modelo geológico 2D y resuelve múltiples posiciones de transmisores simultáneamente, pero las fuentes y receptores no son confinados al plano del modelo geológico. En consecuencia, es posible simular geometrías de adquisición realistas (próxima pagina, abajo). El yacimiento conocido, que subyace al área del levantamiento, apareció en la respuesta EM como una zona de mayor resistividad que las for-maciones adyacentes.

Como sucede con el proyecto MT implemen-tado más hacia el oeste, en la Cuenca de Santos, el proyecto CSEM también ofrece esperanzas para agregar un valor considerable en las aplicaciones del sector petrolero de exploración y producción. Ambos proyectos acentúan la necesidad de dis-poner de una interpretación integrada avanzada para mejorar el resultado con respecto a las medi-ciones sísmicas, electromagnéticas y de registros de pozos individuales. Además, anticipan el argumento para que la industria incluya estos novedosos para-digmas de integración en las aplicaciones estándar. Petrobras posee un acuerdo de colaboración téc-nica con Schlumberger destinado a desarrollar tecnología que integre las mediciones EM marinas

> Interpretación del área de Keathley Canyon. La base de la estructura salina es difícil de ubicar en la sección sísmica WAZ (izquierda) . El mejor picado, basado en los datos sísmicos, mostró una sección de gran espesor a la derecha del centro (contorno blanco, derecha) . Los datos de resistividad MT (colores) agregan significativa información nueva. La combinación de datos sísmicos, MT y gravimétricos en la evaluación MMCI mejora las interpretaciones previas de la base de la estructura salina y proporciona a los intérpretes más confiabilidad en su resultado (línea amarilla de guiones).

Prof

undi

dad,

m

2,500NO

128 136 144 152 160

SE

5,000

7,500

10,000

12,500

Prof

undi

dad,

m

2,500NO

128 136 144 152 160

SE

5,000

7,500

10,000

12,500

Distancia, kmDistancia, km

Base de la salsegún datos MMCI

Base de la salsegún datos sísmicos

10

1

Resi

stiv

idad

, ohm

.m

Volumen 21, no. 1 17

con otras tecnologías, para el mejoramiento de la obtención de imágenes en escala de profundidad y de la caracterización de yacimientos.

Aventurándose en las áreas prospectivas de la frontera del ÁrticoA medida que los operadores se desplazan hacia ambientes cada vez más difíciles, el Ártico se pre-senta como una de las últimas fronteras más inex-plotadas. En el año 2008, el Servicio Geológico de EUA (USGS) estimó los recursos sin descubrir al norte del Círculo Ártico en 14,000 millones de m3 [90,000 millones de bbl] de petróleo y 47.8 tri-llones de m3 [1,669 Tpc] de gas. De ese total, la provincia situada al oeste de Groenlandia y al este de Canadá alojaba un volumen estimado en 1,100 millones de m3 [7,000 millones de bbl] de petróleo y 1.5 trillones de m3 [52 Tpc] de gas.25

EnCana Corporation y sus socios en la em-presa conjunta (Joint Venture, JV), Nunaoil A/S y Cairn Energy, poseen áreas prospectivas de exploración en dos bloques de la cuenca de fron-tera, situada en el área marina de Groenlandia, a unos 120 a 200 km [75 a 124 mi] al oeste de Nuuk, la capital. La profundidad del océano en las áreas prospectivas oscila entre 250 y 1,800 m [820 y 5,900 pies]. Los geólogos creen que la historia del evento de rifting y del relleno sedimentario de esta área es similar a la de las cuencas productivas del Mar del Norte. No obstante, el pozo control más cercano se encuentra a más de 120 km de distancia y no existe ningún sistema petrolero comprobado en las cuencas. La JV necesitaba hallar una forma de reducir el riesgo de perforar pozos secos, por lo

> Levantamientos MT y CSEM marinos en el área marina de Brasil. Tres líneas de receptores para el levantamiento MT (rojo) se extendieron hacia el sudeste en el área marina, adentrándose en aguas más profundas. La línea principal poseía una longitud de aproximadamente 148 km [93 mi], comenzando a unos 42 km [26 mi] en el área marina, y la longitud de cada una de las dos líneas adyacentes era de unos 54 km [34 mi]. Las líneas del levantamiento CSEM (blanco), al este del levantamiento MT, cubrieron el Bloque Tambuatá (rojo). Este mapa muestra la elevación de la tierra y la profundidad del océano.

EM_FIGURE 17

Bahía de Santos

Áreas de levantamientoSan Pablo

–48° –46° –44° –42°

–48°

–26°

–22°

–24°

–26°

–46° –44° –42°

Río de Janeiro

MT

Área de Tupi

CSEM

N

0

1,365

662

–135

–2,286

–3,784

Altitud, m

Profundidaddel océano, m

0 100km

0 100millas

21. El término synrift se refiere a los eventos que tienen lugar al mismo tiempo que el proceso de rifting. Una cuenca de synrift se forma junto con el proceso de rifting y como consecuencia de dicho proceso. En la Cuenca de Santos, el proceso de rifting alude a las primeras etapas de la separación entre el continente Sudamericano y el Africano.

22. de Lugao PP, Fontes SL, La Terra EF, Zerilli A, Labruzzo T y Buonora MP: “First Application of Marine Magnetotellurics Improves Depth Imaging in the Santos Basin–Brazil,” artículo P192, presentado en la 70a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.

23. Buonora MP, Zerilli A, Labruzzo T y Rodrigues LF: “Advancing Marine Controlled Source Electromagnetics in the Santos Basin, Brazil,” artículo G008, presentado en la 70a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.

24. Las armónicas más intensas corresponden a valores de 0.75, 1.25 y 1.75 Hz, para la señal de 0.25 Hz, y a valores de 0.1875, 0.3125 y 0.4375 Hz para la señal de 0.0625 Hz.

25. Bird KJ, Charpentier RR, Gautier DL, Houseknecht DW, Klett TR, Pitman JK, Moore TE, Schenk CJ, Tennyson ME y Wandrey CJ: “Circum-Arctic Resource Appraisal: Estimates of Undiscovered Oil and Gas North of the Arctic Circle,” Hoja Informativa del Servicio Geológico de EUA 2008-3049 (2008), http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3049/ (Se accedió el 31 de marzo de 2009).

> Análisis combinado para el Bloque Tambuatá. Los yacimientos (contornos verde y rosado, extremo superior ) identificados mediante la interpretación sísmica fueron los objetivos de un estudio CSEM y MT. Los receptores (triángulos blancos) se colocaron en conjuntos ortogonales, y la fuente CSEM se remolcó a lo largo de las mismas líneas (negro). Un proceso de inversión MMCI 2.5D, basado en datos EM y sísmicos, se tradujo en una sección codificada en color para indicar la resistividad, mientras que los datos sísmicos proveen la textura (extremo inferior). A lo largo de la línea de remolque LTAM10 N, una anomalía resistiva de 20 ohm.m (rojo) se distingue claramente del fondo más conductivo, de aproximadamente 1.2 ohm.m (verde). Los resultados sísmicos restringieron la forma de la anomalía— por los puntos de control definidos (círculos blancos, extremo inferior )—para la inversión de los datos.

N

Resistividad,ohm.m

40

10

1

0.4

LTAM10 N

0 km 10

0 millas 10

18 Oilfield Review

que se llevó a cabo un levantamiento CSEM para ayudar a identificar los rasgos de potenciales acu-mulaciones de hidrocarburos.26

El relleno sedimentario de la cuenca, luego del evento de rifting, generó una geología bastante simple en la que la complicación prin-cipal provino de la actividad volcánica de edad Paleoceno. Los flujos volcánicos son fáciles de identificar geológica, sísmica y magnéticamente. Estas rocas volcánicas constituyen las únicas uni-dades litológicas resistivas conocidas en el área del levantamiento, presentes por encima del basa-mento, y están bien separadas de los objetivos de exploración de edad Cretácico. Para obtener más información sobre las formaciones volcánicas, véase “Evaluación de yacimientos volcánicos,” página 36.

Antes de llevar a cabo el levantamiento CSEM, WesternGeco efectuó un modelado extensivo 3D de la resistividad en cada área prospectiva. Este paso confirmó que el levantamiento podía ayudar a defi-nir la presencia de yacimientos de hidrocarburos a una profundidad de hasta 3,000 m por debajo del fondo marino. En los métodos de modelado directo e inversión se utilizaron datos sintéticos.

Sobre la base de los datos de registros de pozos vecinos clave, situados a gran distancia, se creó un modelo inicial simplificado que incluyó una sección sedimentaria clástica con una resistivi-dad de 1.5 ohm.m, razonablemente uniforme, que abarcaba desde el fondo marino hasta la profun-didad objetivo, una capa más profunda con una resistividad de 4 ohm.m que se extendía hasta el basamento, y una formación de basamento de 60 ohm.m.

Como parte de este análisis previo al levanta-miento, los geocientíficos optimizaron el diseño para determinar la sensibilidad del objetivo, la presencia de cubierta volcánica, la proximidad del yacimiento con respecto al basamento, y la forma de onda de la señal, como algunos ejem-plos de parámetros. Esta optimización ayudó a EnCana a planificar un levantamiento económi-camente efectivo que cubriera la extensa área.

La disposición del levantamiento, sobre la base de este análisis, comprendió 24 líneas de transmisión y 182 receptores. La geometría de la línea de remolque generó datos desde múltiples ángulos en los receptores. Se diseñó la resolución

vertical resultante de modo de alcanzar 50 m [164 pies] para los objetivos Cretácicos, a profun-didades de 3,500 m [11,500 pies] por debajo del fondo marino.

En el verano de 2008, se obtuvo un conjunto de datos CSEM de alta calidad. El procesamiento de las mediciones de los campos eléctricos y magnéti-cos proporcionó las respuestas de amplitud y fase en cada receptor. Comenzando con las respuestas del campo eléctrico, los geocientíficos analizaron estos datos utilizando un modelo 3D complejo con anisotropía de resistividad. En la geometría ini-cial, se utilizó la información de resistividad de los registros de pozos y la interpretación sísmica de la JV, pero no se incluyó ningún yacimiento potencial. Las inversiones 3D requirieron un grado considerable de tiempo de computación y datos de entrada del intérprete.27 Los resultados fueron numéricamente estables, con modelos eléctricos geológicamente consistentes.

El proceso de inversión ayudó a identificar anomalías resistivas a través de 8 a 14 áreas pros-pectivas. El equipo utilizó el software Petrel que abarca desde la interpretación sísmica hasta la simulación para visualizar los datos de volúmenes de resistividad para estas ocho anomalías con datos geológicos, sísmicos, gravimétricos, mag-néticos y MT marinos (izquierda). Los resultados fueron insensibles a las variaciones razonables del modelo inicial, convergiendo cada variación en una solución de resistividad similar.

Las rocas volcánicas conocidas, de edad Pa-leoceno, proporcionaron otra indicación de que los procesos de inversión eran geológicamente robustos y significativos. Si bien los rasgos vol-cánicos aislados no se incluyeron en los modelos iniciales para las inversiones, el procedimiento de inversión los localizó correctamente.

El objetivo para la obtención del estudio CSEM, que perseguía la JV de EnCana, consis-tía en mejorar la evaluación de la probabilidad de que las estructuras estuvieran cargadas con hidrocarburos. Debido a la falta de datos firmes previos al estudio, la probabilidad de carga de hidrocarburos era imprecisa y la JV le asignó un valor inicial del 50% para cada una de las ocho áreas prospectivas. El análisis del equipo incre-mentó la probabilidad de carga de hidrocarburos para varios rasgos y la redujo para otros.

El área prospectiva con mayor probabilidad de carga de hidrocarburos exhibe muchas de las características que los geocientíficos buscaban en el análisis. Su anomalía de resistividad se adecua bien al intervalo objetivo. La resistividad de la inver-sión CSEM, dentro de la anomalía, se incrementa en forma ascendente pasando de 10 ohm.m, en la base de la estructura, a 35 ohm.m en la cresta.

> Áreas prospectivas con anomalías resistivas. Diversas áreas prospectivas de un bloque al oeste de Groenlandia fueron interpretadas a partir de datos sísmicos (contornos verdes). El diseño del levantamiento colocó las líneas de receptores CSEM (íconos blancos) a lo largo de las líneas de remolque de la fuente (líneas blancas), por encima de las áreas prospectivas determinadas sísmicamente. El estudio CSEM permitió distinguir las estructuras con ano-malías resistivas verticales (naranjas y amarillos) de las estructuras sin ninguna anomalía (localizaciones representativas indicadas). Los flujos volcánicos por encima de la formación objetivo también son identificados a lo largo de las líneas. En esta vista, las resistividades de menos de 10 ohm.m no se muestran. Las líneas de contorno indican la profundidad del horizonte sísmico del objetivo; cada línea de contorno representa una diferencia de profundidad de 100 m [328 pies] (representada también como la secuencia de color del fondo).

EM_FIGURE 26

Flujosvolcánicos

Área prospectivasin anomalías resistivas

Áreas prospectivascon anomalías resistivas

2468101214161820

Flujosvolcánicos

Resistividad,ohm.m

N

Volumen 21, no. 1 19

Finalmente, la base de la anomalía es plana, lo cual podría sugerir la presencia de un contacto agua-hidrocarburo.

EnCana y sus socios ahora están clasificando sus áreas prospectivas en orden de prioridad para identificar las áreas candidatas a perforación más prospectivas sobre la base de la geología, el mapeo geofísico y los resultados del proceso de inversión del modelo CSEM 3D. El riesgo de exploración en esta cuenca de frontera del Ártico sigue siendo grande, pero la tecnología CSEM ofrece un poten-cial promisorio para la reducción de pozos secos.

Sondeos para la próxima generaciónSi bien los levantamientos MT y CSEM se llevan a cabo desde hace muchos años, el uso comercial de la tecnología marina en la industria de E&P es relativamente nuevo. La industria aún está en sus comienzos en cuanto a la interpretación de estos datos de levantamientos electromagnéticos y con respecto a la combinación de esa información con la información de los levantamientos sísmicos.

Los receptores de fondo marino utilizados por WesternGeco siguen el diseño básico desarrollado por el Instituto Oceanográfico de Scripps, pero los dispositivos y las metodologías son mejorados con-tinuamente para incrementar la eficiencia y la confiabilidad de los instrumentos. Además de los cambios producidos en los materiales utilizados en la fabricación de los dipolos y los magnetóme-tros, y en su embalaje, se han agregado nuevos equipos al paquete de receptores, tales como una brújula de alta precisión.

La fuente dipolar para las mediciones CSEM también está siendo mejorada por la industria. Los proveedores de equipos han trabajado para refinar la sincronización del tiempo de la forma de onda de la fuente y el posicionamiento preciso de la antena de la fuente.

Los obstáculos principales para la eficiencia EM marina son el costo y el tiempo incluidos en la recolección de los datos. Las mediciones

sísmicas, obtenidas a través de áreas 3D de gran extensión, son eficientes porque las embarcaciones remolcan múltiples cables receptores y arreglos de cañones como fuentes. Por el contrario, los levan-tamientos CSEM cubren un área menos extensa porque las fuentes o bien los receptores, o ambos, se despliegan en forma individual, y los receptores permanecen fijos durante el levantamiento para su posterior recuperación (arriba). Es probable que en las actividades de Investigación y Desarrollo que lle-van a cabo muchas compañías geofísicas se incluya el desarrollo de un sistema EM de lectura profunda, remolcado en la superficie.

Los problemas que se plantean son el ruido inherente al movimiento de los sensores a través del agua y la atenuación de las señales en el agua de mar, lo cual reduce asombrosamente el aco-plamiento de la fuente con el fondo marino y la amplitud del campo de respuesta. Las antenas dipolares son largas y, aún con la configuración actual del fondo marino, las corrientes pueden moverlas y afectar la calidad de los datos.

El Consejo Nacional del Petróleo (NPC), un organismo industrial que brinda asesoramiento al gobierno de EUA, estudió diversos avances rela- cionados con el método CSEM, clasificándolos como altamente significativos para las actividades de exploración.28 Con miras a asegurar los recursos energéticos del futuro, este grupo de especialis-tas identificó dos mejoras en las tecnologías CSEM que es preciso implementar en el corto plazo. El desarrollo de procesos rápidos de inversión y mode-lado 3D CSEM, podría reducir el número de falsos

positivos o anomalías resistivas que actualmente pueden ser interpretadas erróneamente como una respuesta de petróleo comercial. Estas anoma-lías incluyen hidratos, cuerpos salinos y litologías volcánicas. El segundo objetivo a corto plazo es la integración de las mediciones CSEM con la infor-mación estructural obtenida de los levantamientos sísmicos para mejorar la resolución de los datos EM. Como se analizó en los estudios de casos de este artículo, este trabajo ya está en marcha a tra-vés de esfuerzos tales como el método MMCI.29

En un plazo más largo, los especialistas del NPC también consideraron altamente significativo el hecho de extender el alcance de los estudios CSEM al ámbito de aguas someras, tierra firme y formaciones más profundas. Las señales en aguas someras y tierra firme son mucho más ruidosas que en aguas profundas debido a la onda aérea. La intensidad de la señal ahora limita la profun-didad de los levantamientos CSEM, pero el grupo del NPC observó que los desarrollos conducentes a la evaluación de formaciones más profundas per-mitirían llevar la aplicación a nuevas cuencas. Las geometrías de adquisición alternativas podrían desempeñar un rol importante en los yacimientos ultraprofundos.

El término “sondeo electromagnético” aún no es muy común en la industria de E&P, pero los resulta-dos impresionantes obtenidos con esta generación de herramientas y métodos de interpretación ya han enviado un mensaje claro. El éxito comercial traerá aparejados avances adicionales en la tecno-logía y una mayor variedad de aplicaciones. —MAA

> Despliegue del receptor CSEM. Cada receptor se ensambla en la cubierta utilizando protocolos de despliegue definidos. Luego, el receptor se levanta mediante un aparejo y se deja caer en un lugar especificado.

26. Umbach KE, Ferster A, Lovatini A y Watts D: “Hydrocarbon Charge Risk Assessment Using 3D CSEM Inversion Derived Resistivity in a Frontier Basin, Offshore West Greenland,” Convención CSPG CSEG CWLS, Calgary, 4 al 8 de mayo de 2009.

27. Mackie R, Watts D y Rodi W: “Joint 3D Inversion of Marine CSEM and MT Data,” Resúmenes Expandidos de la SEG 26, no. 1 (2007): 574–578.

28. Consejo Nacional del Petróleo (editores): Hard Truths: Facing the Hard Truths about Energy. Washington, DC: Consejo Nacional del Petróleo, 2007. También disponible en línea, en http://www.npchardtruthsreport.org/ (Se accedió el 5 de mayo de 2009).

29. WesternGeco efectúa estudios de modelado 3D en forma regular y ofrece servicios de inversión CSEM 3D, incluyendo la utilización de algoritmos en los cuales los datos MT son invertidos en forma conjunta para ayudar a restringir la inversión CSEM.