Volumen 21, no. 1

Geofísica electromagnética

Planeación en aguas profundas

Yacimientos volcánicos

Oilfield Review

09-OR-0002-S

El interés por el método de levantamiento electromagnético confuente controlada en el mar (mCSEM) surgió en la época de laguerra fría, cuando se propuso una supuesta capa de alta resistivi-dad dentro de la litosfera oceánica, como medio de comunicaciónsegura en caso de producirse una guerra nuclear. En un sentido máspráctico, el método mCSEM se hizo realidad porque las medicionesiniciales efectuadas por Charles Cox y sus colegas del Instituto Oceanográfico de Scripps en la década de 1970, indicaron que elnivel de ruido del campo eléctrico natural, con frecuencias de aproximadamente 1 Hz, es extremadamente bajo (~1 pV/m). Cox observó que los campos débiles, inducidos en el subsuelo poruna fuente dipolar eléctrica horizontal, cercana al fondo marino,podían ser detectados a muchos kilómetros de distancia. Además,interpretó que el método mCSEM era preferentemente sensible a laszonas relativamente resistivas que se encuentran por debajo dellecho marino. Por el contrario, el método magnetotelúrico, amplia-mente utilizado, detecta el material conductivo. En consecuencia, elmétodo mCSEM permitió estudiar la Tierra de una manera diferente.

Subsiguientemente, Cox y sus colegas diseñaron y construyeronun instrumento para efectuar levantamientos mCSEM en el océano profundo. Aplicado por primera vez en el año 1979, siguiósiendo utilizado durante la década de 1990. Además se desarro -llaron otros programas mCSEM en la Universidad de Toronto,Canadá, a comienzos de la década de 1980 y en la Universidad deCambridge, Reino Unido, a fines de la década de 1980. El primerose enfocó fundamentalmente en los objetivos someros de interésgeotécnico, mientras que los grupos de Scripps y Cambridge utili-zaron el método mCSEM para el estudio académico de las dorsa-les oceánicas y los rasgos relacionados con las mismas.

Me asocié con Cox, como investigador posdoctoral, en 1980. En ese momento, descubrimos que el método mCSEM poseía apli-caciones industriales potenciales en las plataformas continentales.En particular, como muchos otros, observamos que las for macionespetrolíferas eran típicamente resistivas en comparación con el sustrato, lo cual ponía de relieve los beneficios del método mCSEMsobre los enfoques magnetotelúricos para los levantamientos apli-cados a la exploración de hidrocarburos. Concomitantemente, Len Srnka de Exxon investigó el método. Luego de una breve oleadade interés, la atracción del método mCSEM a nivel industrial seaplacó a partir de mediados de la década de 1980. Esto como resul-tado de una combinación de bajos precios del petróleo, el surgi-miento de la tecnología sísmica de reflexión 3D y el foco principalpuesto en las operaciones de perforación en tirantes de agua demás de 300 m, donde el método mCSEM es problemático debido a la interferencia de un componente intenso que se propaga sobre el límite entre la superficie del mar y el aire.

El interés resurgió a fines de la década de 1990, lo que condujo a demostraciones de campo que fueron llevadas a cabo durante los años 2000–2002 en los campos productores situados frente a lascostas de Angola y África Occidental por Statoil y ExxonMobil, res-pectivamente. Las evaluaciones demostraron la viabilidad delmétodo mCSEM para la detección directa de hidrocarburos a causade su baja resistividad, y las compañías creadas para proveer losservicios mCSEM a la industria petrolera, incluyendo EMGS, OHM

Levantamientos marinos CSEM: la evolución de una tecnología

y AOA Geomarine, comenzaron a proliferar. Esta última fue adqui-rida por Schlumberger en el año 2004. Lamentablemente, el resur-gimiento del interés también precipitó la formulación de reclamosexagerados con respecto a la efectividad del método mCSEM y elplanteo, por parte de los analistas de bolsas bursátiles, de pronósti-cos arriesgados de que para el año 2009 la tecnología consumiría el 25% del presupuesto asignado por la industria a las operacionesde exploración marina. La realidad se aproxima más al 5%.

No obstante, considero que al método mCSEM le aguarda unfuturo brillante como una de las diversas herramientas que emplea-rán quienes están dedicados a la exploración petrolera marina. Más que una panacea que permite discriminar claramente lospozos descubridores productivos de los pozos secos, el métodomCSEM se está convirtiendo en un componente de un enfoque deexploración integrado que incluye la sísmica de reflexión y otrastecnologías. Esta asociación de tecnologías se volverá particular-mente importante conforme la exploración se desplace hacia aguasmás profundas, donde el costo de perforación es extremo. En conse-cuencia, las compañías petroleras que realizan gran parte del pro-ceso de análisis e interpretación de datos internamente, tales comoExxonMobil, y las compañías de servicios integrados, tales comoSchlumberger, poseerán una ventaja comercial respecto de las com-pañías de servicios especiales que proveen solamente el serviciomCSEM. Creo que la consolidación de la industria es factible.

Nada de esto habría sido posible en la década de 1980. Si bien el instrumento que utiliza actualmente la industria es en esencia el desarrollado por el sector académico hace 20 años, con la evolu-ción de la tecnología se han incorporado mejoras incrementales. La mayor diferencia es una diferencia de escala: la cantidad dereceptores que pueden ser desplegados se ha incrementado sustan-cialmente, y las fuentes son significativamente más potentes. No obstante, las mejoras técnicas más importantes han tenido lugaren el proceso de interpretación. En la década de 1980, el modelado se limitaba a las estructuras 1D, y el análisis 2D era una técnica devanguardia. Hoy, el modelado 3D se está convirtiendo en un procesode rutina y está avanzando rápidamente en cuanto a su sofisticación.El modelado 3D cuidadoso es esencial para la interpretación delmétodo mCSEM en las aplicaciones asociadas con los hidrocarburos.Sumadas a otras mediciones de exploración, las capacidades 3D enproceso de crecimiento desplazarán los servicios mCSEM hacia elnúcleo de las actividades de exploración de hidrocarburos.

Alan D. ChaveInstitución Oceanográfica de Woods Hole

Alan Chave se desempeña como científico senior en el Laboratorio de Submer-gencia Profunda de la Institución Oceanográfica de Woods Hole. Posee unalicenciatura en física del Harvey Mudd College, en Claremont, California, EUA,y un doctorado en oceanografía del Programa Conjunto MIT-WHOI, en WoodsHole, Massachusetts, EUA. Alan participó en las primeras etapas del desarro-llo del método mCSEM y tiene un grupo de investigación experimental activo,concentrado en tecnologías marinas electromagnéticas y ópticas y tecnologíasasociadas con laboratorios oceánicos.

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Schlumberger

Oilfield Review4 Sondeos electromagnéticos

para la exploración de petróleo y gas

Los levantamientos electromagnéticos de lectura profundaexaminan la resistividad del subsuelo, proveyendo informaciónque complementa a los datos sísmicos. Este artículo presentalas tecnologías magnetotelúrica y de levantamientos electro-magnéticos con fuente controlada. Entre los ejemplos marinosse incluyen algunos estudios de casos del Golfo de México, el área marina de Brasil y Groenlandia.

20 Levantamientos electromagnéticos someros

Los levantamientos electromagnéticos proveen informaciónmediante el examen de la resistividad del subsuelo. Un métodoempleado en los levantamientos terrestres utiliza un bucleinductivo para investigar la zona cercana a la superficie. Dos estudios de casos de los Emiratos Árabes Unidos ilustransu utilización. En un estudio se mapeó un acuífero para unproyecto de almacenamiento de agua. En el otro se identificóla base de la capa de baja velocidad en un área de dunas, locual ayudó a determinar cómo aplicar las correcciones estáti-cas para un levantamiento sísmico.

2

Editor ejecutivoMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

Editor senior Matt Varhaug

EditoresRick von FlaternVladislav GlyanchenkoTony SmithsonMichael James Moody

ColaboradoresRana RottenbergGlenda de Luna

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.

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TraducciónAdriana RealEdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego Sánchez

Dirigir la correspondencia editorial a:Oilfield Review1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: editorOilfieldReview@slb.com

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Enlaces de interés:

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Septiembre de 2009Volumen 21

Número 1

49 Colaboradores

52 Próximamente en Oilfield Review

53 Nuevas publicaciones

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26 Un plan para exitosas operaciones en aguas profundas

Las operaciones de E&P de aguas profundas plantean desafíostecnológicos y económicos sin precedentes para el sector deexploración y producción. Para encararlos, es preciso un cam-bio fundamental en la forma en que opera la industria marinadel petróleo y el gas. Los proyectos asociados con estos ambien-tes se visualizan mejor como un esfuerzo integrado único queabarca desde la exploración hasta la producción e incluso lasetapas posteriores.

36 Evaluación de yacimientos volcánicos

Las rocas volcánicas pueden contener petróleo y gas en canti-dades comerciales, pero la evaluación de estos yacimientos noes directa. Mediante la extensión de las técnicas diseñadaspara la evaluación de los yacimientos sedimentarios, algunascompañías descubren oportunidades rentales en áreas respec-to de las cuales otras compañías sostienen que no ameritanconsideración. Algunos ejemplos de China e India demuestranla evaluación petrofísica exitosa de las formaciones volcánicasutilizando tecnología de espectroscopía de captura de neutro-nes, resonancia magnética nuclear, imágenes de resistividadde la pared del pozo y registros convencionales.

En la portada:

Especialistas de WesternGeco instalanuna baliza de navegación en el cable dela antena de transmisión durante unlevantamiento electromagnético confuente controlada. Los flotadores amari-llos proporcionan la flotabilidad paramantener el cable a una distancia deter-minada por encima del fondo marino. Laembarcación Toisa Valiant, mostrada enel inserto, está equipada para efectuarestos levantamientos electromagnéticos.

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

Dilip M. KaleONGC Energy CentreNueva Delhi, India

Roland HampWoodside Energy, Ltd.Perth, Australia

George KingConsultor independienteHouston, Texas, EUA

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Jacques Braile SaliésPetrobrasHouston, Texas, EUA

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Oilfield Review es una publicación tri-mestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera,cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicosrelacionados con la búsqueda y produc-ción de hidrocarburos. Oilfield Review sedistribuye entre los empleados y clientesde Schlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamérica.

A menos que se indique lo contrario, lassiglas que aparecen en esta publicacióncorresponden al idioma inglés.

Cuando se menciona sólo el lugar deresidencia de un colaborador, significaque forma parte del personal deSchlumberger.

© 2009 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

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

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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

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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.

20 Oilfield Review

Levantamientos electromagnéticos someros

La industria de E&P habitualmente se concentra en las formaciones profundas; sin

embargo, con frecuencia, también es necesario evaluar las capas someras. Los

levantamientos electromagnéticos terrestres aportan suficiente información acerca

de esta zona a menudo compleja. Las resistividades resultantes de la interpretación

de estas capas ayudan a mapear y definir las características para aplicaciones tan

diversas como los estudios sísmicos y la delineación de acuíferos.

Mohamed DawoudAgencia Ambiental–Abu DhabiAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Stephen HallinanMilán, Italia

Rolf HerrmannAbu Dhabi

Frank van KleefDubai Petroleum EstablishmentDubai, Emiratos Árabes Unidos

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 Marcus Ganz, Houston.

La región cercana a la superficie terrestre conlleva cierto grado de complejidad como resultado de la acción dinámica del viento, el agua y otras fuer-zas de la naturaleza. En esas primeras decenas de metros que se encuentran por debajo de la super-ficie, el material detrítico mezclado proveniente de la meteorización es sepultado gradualmente. La resistividad de las capas cercanas a la super-ficie, al igual que las que yacen por debajo, varía de acuerdo con sus composiciones mineralógicas y de los fluidos alojados en el espacio poroso. Esta variación de la resistividad posibilita la investigación de dichas capas, utilizando levan-tamientos electromagnéticos (EM).

A menudo, los levantamientos se efectúan em-pleando una fuente artificial de radiación EM, en lugar de la radiación magnetotelúrica (MT) que resulta de la interacción del viento solar con la magnetosfera de la Tierra. Existen dos métodos generales de medición electromagnética con fuente controlada (CSEM), para generar la señal y detectar la respuesta en la superficie terrestre. El método con fuente conectada a tierra requie-re que los electrodos emisores y receptores sean sepultados y queden en contacto eléctrico con la tierra. El método con fuente inductiva utiliza un circuito cerrado de corriente emitido sobre la superficie para inducir un campo magnético variable, y el mismo u otro circuito cerrado para detectar la señal de respuesta.

El método con fuente conectada a tierra es eficiente y sensible a las capas resistivas horizontales porque el campo eléctrico posee una componente vertical. Los receptores co-nectados a tierra miden el campo eléctrico de respuesta; los campos magnéticos de respues-ta también se miden para proveer un control durante el modelado. No obstante, en tierra, las condiciones someras deben ser adecuadas para crear y mantener el contacto eléctrico. Este requisito previo excluye la aplicación prác-tica de este método en dunas áridas de gran extensión, donde los granos de arena no son conductores. Pero en ciertas zonas, el contac-to puede mejorarse mediante la perforación de pozos someros para los electrodos emisores y receptores, y el humedecimiento del suelo a me-dida que se rellena el pozo. La investigación más profunda de la corteza terrestre requiere fuentes de corriente más intensas, entre otros factores, y las altas resistencias de contacto presentes en la superficie terrestre implican la necesidad de sis-temas de alto voltaje para conducir esa corriente.

El método con fuente inductiva no requiere contacto eléctrico ya que el circuito cerrado de corriente genera un campo magnético a través de una señal variable con el tiempo. Este campo genera un campo eléctrico de respuesta pero, dado que el campo eléctrico es en gran medida horizontal, el proceso no es tan eficiente para

1. El principio que describe el campo magnético cambiante es la ley de inducción de Faraday. La inclusión del signo de la corriente inducida corresponde a la ley de Lenz. El principio contrario, que incluye una corriente o un campo eléctrico cambiante, es la ley de Ampère. Estas leyes se incluyen en las ecuaciones de Maxwell.

Volumen 21, no. 1 21

representar con imágenes las capas horizontales resistivas de hidrocarburos como la inyección directa de corriente utilizando el método con fuente conectada a tierra. Nuevamente en este caso, tanto el campo de respuesta eléctrico como el campo de respuesta magnético, pueden medirse utilizando la técnica con fuente inductiva. Las bobinas para los circuitos cerrados de corriente son cuadradas y, para la investigación poco profunda oscilan entre aproximadamente 10 y 300 m [30 y 1,000 pies] de lado. Para la investiga-ción más profunda, pero de baja resolución, se han utilizado circuitos cerrados mucho más grandes.

Un artículo complementario (véase “Sondeos electromagnéticos para la exploración de petró-leo y gas,” página 4) describe la física básica de la interacción EM con la corteza terrestre y ana-liza los estudios EM marinos. Además, cubre las mediciones MT en detalle, porque los objetivos de esos estudios son similares para los ambientes terrestres y marinos. Este artículo se centra en las investigaciones que utilizan el método con circuito cerrado inductivo para la generación de imágenes de la región cercana a la superficie, que se ilustra con dos casos de WesternGeco provenientes de los Emiratos Árabes Unidos. En un estudio se mapeó un acuífero en Abu Dhabi para un proyecto de almacenamiento de agua. El segundo determinó las variaciones de resistividad cerca de la super-ficie en las dunas de arena de Dubai, proveyendo información valiosa para efectuar correcciones estáticas en un levantamiento sísmico del área.

Apilamiento de secuencias de tiempoLas ecuaciones de Maxwell describen la física básica de la interacción que existe entre los campos eléctricos y magnéticos en un circuito cerrado de corriente que cambia con el tiempo. Un circuito cerrado de corriente genera un campo magnético. Si la corriente cambia, el campo inducido también cambia. Lo opuesto también es cierto: si se cambia el flujo de un campo magné-tico dentro de un circuito cerrado se induce una corriente cambiante.1 Una forma simple de gene-rar esa corriente consiste en desplazar un imán en dirección hacia un circuito cerrado alámbrico o alejarlo de éste. El movimiento cambia el flujo que atraviesa el circuito cerrado, induciendo

LAND EM_OPENER

una corriente. Esta corriente induce un campo magnético de respuesta orientado para contra-ponerse al cambio de flujo a través del circuito cerrado, causado por el movimiento del imán.

Para que se produzca este efecto no es nece-sario un imán real. Una bobina con una corrien-te impuesta, variable con el tiempo, produce como respuesta un campo magnético variable con el tiempo. Se induce corriente en una se-gunda bobina, instalada suficientemente cerca, para experimentar el cambio de flujo. Ésta es la configuración de un transformador (izquierda). La energía pasa de un circuito a otro a través del campo magnético cambiante.

>Circuitos cerrados de inducción. Una corriente alterna que pasa a través de un conjunto de bobinas (azul) induce un campo magnético cíclico. Cuando este campo atraviesa un segundo conjunto de bobinas (rojo), induce una corriente cíclica en ese circuito. Por consiguiente, la energía pasa de un circuito a otro sin un contacto eléctrico directo. Ésta es la base para un transformador, que es un dispositivo que convierte un voltaje de entrada en un voltaje de salida diferente mediante la provisión de números de circuitos cerrados diferentes en las dos bobinas.

LAND EM_FIGURE 03

22 Oilfield Review

LAND EM_FIGURE 21

Tiem

po d

eac

tivac

ión

Tiem

po d

eac

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ión

Tiem

po d

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terru

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Tiempo

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ión

Tiem

po ti

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mpa

Tiem

po ti

po ra

mpa

Corriente de transmisión y campo magnético primario

Fuerza electromotriz inducida, en las capas conductoras cercanas

Corrientes parásitasinducidas por el cambio del campo

Corrientesparásitas en tiempos más tardíos

Campomagnéticosecundario

Prof

undi

dad

Circuito cerrado de corriente emisora

Baterías y componenteselectrónicos de la señal

Campo magnético de respuesta inducido por las corrientes parásitas

Voltaje de la bobina de recepción a partir del campo magnético de respuesta

Un método que utiliza una medición inductiva para evaluar la región cercana a la superficie es un levantamiento electromagnético en el dominio del tiempo (TDEM). Un circuito cerrado de alambre, instalado en un cuadrado de la superficie terrestre, actúa como la primera bobina y el segundo circuito cerrado se forma en las formaciones conductoras de la corteza terrestre propiamente dicha. El campo magnético primario del circuito cerrado transmi-sor genera corrientes horizontales, denominadas corrientes parásitas, inmediatamente por debajo del circuito cerrado. Estas corrientes inducen un campo de respuesta que puede ser detectado en un circuito cerrado receptor de superficie, pero este campo también viaja a mayor distancia den-tro del subsuelo, generando circuitos cerrados de corriente parásita progresivamente más débiles con radios más grandes y campos de respuesta más pequeños (abajo).2

Los circuitos cerrados de transmisión y recep-ción pueden ser la misma bobina alámbrica, si

se aplica una secuencia de tiempo adecuada de pasos de corriente, o bobinas coaxiales pero independientes en una configuración típica. En todos los levantamientos TDEM con circuitos cerrados inductivos, la secuencia de tiempo comienza activando la corriente según un valor constante de corriente continua (CC). Luego transcurre un tiempo suficiente como para que decaigan las respuestas transitorias en el subsuelo. A continuación, los componentes electrónicos interrumpen la corriente en una rampa rápida y controlada, induciendo una fuerza electromo-triz conocida en la zona inmediata del subsuelo. La fuerza electromotriz transitoria genera corrientes parásitas, produciendo un campo magnético secundario que decae con el tiempo. El campo secundario es detectado por la bobina receptora. Después de transcurrido un tiempo suficiente, la secuencia se repite con la polaridad opuesta. El apilamiento de muchas respuestas reiteradas mejora la relación señal-ruido.

Conforme las corrientes parásitas penetran cada vez más en el subsuelo, el campo de res-puesta contiene información de resistividad de las capas más profundas. Fundamentalmente, la variación de la resistividad con la profundidad determina la tasa de decaimiento de la respuesta transitoria; la conductividad más alta se traduce en un decaimiento más lento. La inversión de los datos apilados de un sondeo TDEM revela la dis-tribución de la resistividad en la región cercana a la superficie.

Las señales medidas son muy pequeñas, de manera que en los levantamientos terrestres se debe considerar, y evitar si es posible, cualquier fuente de ruido. Los trenes eléctricos, las líneas de energía eléctrica, las cercas eléctricas, los cables sepultados de servicios públicos, las líneas de conducción y las bombas de agua distorsionan la medición local; las variaciones grandes de temperatura y el viento inciden en la estabilidad; y las variaciones producidas en la humedad del suelo y la permeabilidad afectan la uniformidad.3

El método TDEM comúnmente no se utiliza en forma directa en la exploración de petróleo y gas, aunque resulta de utilidad para la evaluación de las correcciones estáticas de superficie para los estudios sísmicos. Pero sí se aplica ampliamente a las actividades de exploración de la industria minera, empleando tanto fuentes terrestres como aéreas. Además, es una herramienta para el manejo del medio ambiente y de los recursos hídricos, como se demuestra en el primero de los siguientes estudios de casos de Medio Oriente.

Sondeos para el almacenamiento de aguaUna aplicación EM terrestre reciente ayudó a localizar sitios potenciales para el almacena-miento de agua en los Emiratos Árabes Unidos.4

La Agencia Ambiental–Abu Dhabi (EAD) está dirigiendo un estudio para que el gobierno evalúe planes de almacenamiento de 30,000 millones de galones británicos (galUK) [136 millones de m3, 36,000 millones de galones estadounidenses (galEUA)] de agua dulce en el área noreste del Emirato.5 El país necesita una reserva de agua dulce para los períodos de emergencia y para satisfacer los picos de la demanda estival. El agua para este proyecto de almacenamiento y recupe-ración en acuíferos (ASR) será transportada por acueducto desde una planta de desalinización de agua situada en el Emirato de Fujairah.

La EAD contrató a Schlumberger para identi- ficar y probar un sitio ASR potencial, lo cual implicó la definición de la zona de almace-namiento subterránea y de las formaciones adyacentes, el espesor del acuífero y los paráme-tros hidráulicos relacionados.

>Método inductivo TDEM. Se coloca un circuito cerrado cuadrado grande sobre la superficie en el sitio del sondeo (extremo superior derecho). El pasaje de un pulso de corriente a través de este circuito cerrado genera el campo magnético primario. Este campo induce un circuito cerrado de corriente parásita secundaria en el terreno, como describe la ley de Faraday (centro, a la derecha). Esta corriente secundaria induce un campo magnético de respuesta, que puede ser registrado por un circuito cerrado receptor en la superficie. En este caso, el mismo circuito cerrado se utiliza como fuente y como receptor. El campo primario decae con la profundidad de penetración en el terreno, generando campos de respuesta a cada profundidad subsiguiente (extremo inferior derecho). También se muestra la sincronización de las señales y de los campos de respuesta (izquierda).

Volumen 21, no. 1 23

Schlumberger seleccionó un sitio preferido y construyó tres pozos piloto que fueron probados para determinar el potencial del acuífero.

Los estudios geológicos del área indicaron que las fallas profundas habían sido reactivadas en el período Terciario Tardío por el desplaza-miento de la Península Arábiga, en dirección hacia el noreste, generando una serie de fallas intensamente plegadas. La capa suprayacente de sedimentos del Período Cuaternario, con-sistente de arenas eólicas y tierra de aluviones, fue depositada principalmente a lo largo de las fallas reactivadas y en los sinclinales que se encuentran entre dichas fallas, transmitiendo un sesgo direccional al espesor sedimentario. La direccionalidad puede incidir en el flujo de agua subterránea, creando para el flujo un tra-yecto preferencial paralelo a la estructura.

Schlumberger evaluó esta estructura geo-lógica en el año 2006, durante los períodos de perforación, adquisición de registros y ejecución de pruebas. Los registros de los pozos piloto indicaron la existencia de un contraste de resis-tividad entre el acuífero de arena y grava, al que se apuntaba como objetivo, y la capa infra-yacente rica en contenido de arcilla. Dado que los datos TDEM resultan útiles para la caracte-rización de acuíferos, la evaluación del sitio ASR incluyó un levantamiento para definir el alcance lateral del acuífero; necesario para computar el volumen potencial de almacenamiento de agua. En un levantamiento en el dominio del tiempo, la resistividad aparente de las formaciones infraya-centes se determina por la variación en el tiempo de los campos eléctricos y magnéticos de res-puesta. Para el estudio ASR, se utilizó el mismo conjunto de bobinas colocadas en la superficie tanto para los circuitos cerrados de corriente como para los circuitos cerrados receptores. El levantamiento cubrió un área de 6 por 7 km [3.7 por 4.4 mi].

Mediante un proceso de inversión Occam 1D, en cada receptor, se obtuvo información de resis-tividad para la construcción de un modelo 3D.6 La profundidad máxima derivada del proceso

> Comparación de los sondeos TDEM con los perfiles de resistividad de los pozos registrados. Las mediciones de resistividad TDEM, obtenidas de los sondeos, se correlacionan en forma estrecha con los registros de resistividad de los pozos adyacentes. Los sondeos S049 y S013, muestran una correlación razonable para el contacto entre el acuífero y el intervalo rico en contenido de arcilla que se encuentra debajo (violeta). Esto sucede con la mayor parte de los otros sondeos de la porción este del área investigada. El contraste no es tan claro en S071, donde el intervalo inferior más resistivo no provee suficiente contraste para la medición TDEM. Esta tendencia se mantiene para la mayoría de los sondeos efectuados en la porción oeste del levantamiento. El tope de la capa freática (línea azul de guiones) fue determinado de un mapa de la profundidad del agua, mediante un proceso de interpolación entre los pozos del área.

LAND EM_FIGURE 23

Prof., m

–280

–270

–260

–250

–240

–230

–220

–210

–200

–190

Sondeo S049 Pozo SWS17 Sondeo S071 Pozo SWS15

Resistividad TDEMohm.m

Resistividad TDEMohm.m

Resistividad TDEMohm.m1 1100 100 1 100 1 100 1 100 1 100

Resistividadobtenida

del registroohm.m

Resistividadobtenida

del registroohm.m

Sondeo S013

–280

–270

–260

–250

–240

–230

–220

–210

–200

–190

Pozo SWS16

Depth, m

Resistividadobtenida

del registroohm.m

Capa freática Capa freática

Base del acuífero

Base del acuífero

Capa freática

Base del acuífero

2. Nabighian MS: “Quasi-Static Transient Response of a Conducting Half-Space—An Approximate Representation,” Geophysics 44, no. 10 (Octubre de 1979): 1700–1705.

3. 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.

4. Para obtener más información sobre operaciones de almacenamiento de agua, consulte: Black B, Dawoud M, Herrmann R, Largeau D, Maliva R y Will B: “El manejo de un recurso precioso,” Oilfield Review 20, no. 2 (Otoño de 2008): 18–33.

5. Un galón imperial o inglés equivale a 1 galUK.6. Una inversión de Occam es una inversión suave que no

predefine el número de capas.

de inversión fue alrededor de 250 m [820 pies]. Los registros de resistividad de los tres pozos se com-pararon con los resultados del proceso de inversión en las localizaciones de sondeo adyacentes (abajo).

El tope del intervalo arcilloso infrayacente es claro en la porción este del área del levantamiento; sin embargo, resulta menos obvio en la porción oeste.

24 Oilfield Review

Los datos TDEM muestran claramente una discontinuidad en la distribución de la resistivi-dad en el intervalo arcilloso (arriba). También se observa una diferencia en la resistividad, entre los compartimentos este y oeste; la porción oeste exhibe una resistividad significativamente mayor a una profundidad dada. La anomalía se alinea con una falla de cabalgamiento mapeada con datos sísmicos.7 La interpretación sísmica se basó en un levantamiento ejecutado a comienzos de la década de 1980 y fue reprocesado en 1992 para destacar las estructuras someras.

Se prevé que los intervalos someros, ubica-dos por encima de la anomalía, mostrarán cierta complejidad estructural. Estos intervalos exhi-ben variaciones rápidas en el espesor saturado y posible falta de espesor saturado en ciertas áreas. En el lado este de la discontinuidad, el alcance horizontal del espesor saturado se adecua para la implementación de una unidad ASR. La parte oeste de la discontinuidad muestra cierto poten-cial; sin embargo, el riesgo que plantea es mayor: la interpretación en dicha área posee un grado mayor de incertidumbre debido al pobre con-traste de resistividad entre las arenas saturadas y la arcilla infrayacente. La discontinuidad de la formación arcillosa no debería considerarse como una barrera hidráulica completa en la capa del acuífero más somero. Se considera que los paleocanales o las fallas por desgarramiento—aquellas fallas cuyo rumbo es perpendicular a la

> Terreno desértico en el sitio ASR. El cable azul forma parte de un circuito cerrado del sondeo TDEM. La construcción aloja una bomba sumergible y un tanque de agua para los pozos cercanos (casquetes azules) del proyecto ASR.

> Discontinuidad en la resistividad en la base de un acuífero. La discontinuidad es una banda con una resistividad que varía entre 15 y 20 ohm.m (amarillo y verde), que contrasta con la resistividad de 1 a 10 ohm.m (azul y violeta) presente en otras partes del cubo de resistividad. La resistividad de la arcilla, en la base del acuífero (violeta) al este de la discontinuidad, es menor que la del oeste. Esta discontinuidad se alinea aproximadamente con una falla de cabalgamiento (tostado), que fue identificada a unos 3,000 m [9,800 pies] mediante una interpretación sísmica. Los estudios de afloramientos efectuados al sur del área del levantamiento (que no muestra aquí) sustentan la expresión superficial de la falla que se encuentra levemente al oeste de la interpretación sísmica más profunda, y esas observaciones son consistentes con la localización de la discontinuidad en la resistividad en la zona cercana a la superficie. Se muestran además el eje del sinclinal (azul), obtenido de la interpretación sísmica, otra falla de cabalgamiento (púrpura) y algunos pozos. (Líneas sísmicas adaptadas de Woodward y Al-Jeelani, referencia 7.)

LAND EM_FIGURE 24

2 km 2 km

80 m

N

7. Woodward DG y Al-Jeelani AH: “Application of Reprocessed Seismic Sections from Petroleum Exploration Surveys for Groundwater Studies, Eastern Abu Dhabi, UAE,” artículo SPE 25538, presentado en la Conferencia del Petróleo de Medio Oriente, Bahrain, 3 al 6 de abril de 1993.

8. Un uphole es un pozo somero utilizado con el fin de determinar las velocidades de superficie para un levantamiento sísmico.

9. Colombo D, Cogan M, Hallinan S, Mantovani M, Vergilio M y Soyer W: “Near-Surface P-Velocity Modelling by Integrated Seismic, EM, and Gravity Data: Examples from the Middle East,” First Break 26 (Octubre de 2008): 91–102.

falla de sobrecabalgamiento—constituyen tra-yectos preferenciales de flujo de este a oeste, a lo largo de la línea de la discontinuidad.

Este estudio TDEM indica que en este sitio se pueden almacenar unos 4,000 millones de galUK [18 millones de m3, 4,800 millones de galEUA] de agua, lo cual le confiere una capacidad de pro-ducción diaria de más de 20 millones de galUK [91,000 m3, 24 millones de galEUA] durante 200 días continuos.

Mapeo de las dunasDentro del mismo ambiente regional que el del sitio destinado al almacenamiento de agua, se efectuó un levantamiento sísmico 2D para Dubai Petroleum Establishment (DPE). En esta zona se encuentra la misma capa de arcilla que forma la base del acuífero del sitio destinado al almacena-miento; esta capa constituye un marcador para la base de la capa superficial meteorizada. La profundidad de la arcilla varía a través del área del levantamiento, y las líneas de dunas agregan cierto grado de variación local a la profundidad de la capa meteorizada. Las dunas de arena gene-ralmente exhiben una baja velocidad sísmica, y la definición de la variación de la velocidad y del espesor de la capa superficial es crucial para la obtención de una corrección estática de longitud de onda larga para los datos sísmicos.

La brigada sísmica perforó varios pozos someros (upholes) para registrar la velocidad de superficie y de la capa de arcilla infrayacente.8

Los pozos someros se posicionaron típicamente en las intersecciones de las líneas sísmicas y, por razones prácticas, lejos de las crestas de las dunas más altas. No obstante, esta configuración a menudo no muestrea las variaciones cercanas a la superficie observadas en las zonas con dunas de arena, por lo que era conveniente un muestreo más detallado. DPE optó por utilizar un levanta-miento de resistividad TDEM para mapear el área, puesto que resultaría económicamente más efectivo que la perforación de más pozos someros e impediría la ejecución de operaciones de perforación adicionales en las dunas que son ambientalmente sensibles.

Volumen 21, no. 1 25

>Sondeos a lo largo de una línea sísmica. El proceso de interpolación entre los puntos de sondeo arroja un modelo 2D detallado de resistividad a lo largo de una línea sísmica. El modelo abruptamente estratificado, en cada punto de sondeo (recuadro negro relleno), se muestra como una columna estrecha (extremo superior). Los sitios de los pozos someros (UH-09, -06, -08) contienen dominios de velocidad constante en la capa meteorizada (punteado amarillo) de aproximadamente 1,400 m/s [4,600 pies/s] y, en la arcilla y la caliza infrayacentes (punteado gris), de más de 2,000 m/s [6,560 pies/s]. La variación de las propiedades, tanto dentro de las dunas como en la capa inferior, es evidente a lo largo de toda la línea sísmica (extremo inferior). La resistividad más alta de la capa inferior (extremo sur de la línea sísmica) indica la presencia de una región relativamente pobre en contenido de arcilla.

150.0

Resistividad,ohm.m

92.8

57.5

35.6

22.0

13.6

8.4

5.2

3.2

2.00

40

80

120

Elev

ació

n, m

Distancia, km

UH-09

Norte Sur

UH-06

UH-08

4 5 6 7 8 9 10 11

160

200

240

LAND EM_FIGURE MARGHAM

El levantamiento comprendió 505 sitios de sondeo utilizando circuitos cerrados cuadrados de 50 m [164 pies] de lado, salvo en el caso de algunos sitios en los que se utilizaron circuitos cerrados cuadrados de 75 m [246 pies] de lado para lograr una penetración más profunda.9 El espaciamiento entre los puntos de sondeo fue, en general, alrededor de 1,000 m [3,280 pies]; se utilizó el sistema GPS para posicionar los sitios. El tiempo efectivo para el decaimiento osciló entre 0.01 y 10 ms; la tasa de repetición de pulsos fue de 6.3 Hz.

Dada la naturaleza subhorizontal de la zona de investigación, y su profundidad somera en comparación con el espaciamiento entre las estaciones TDEM, se optó por el modelado de inversión de los datos de resistividad en

una sola dimensión (1D) para el análisis. Se aplicaron dos métodos 1D de inversión de los datos de resistividad. El primero incorporó aproximadamente 15 capas, que se extendían hasta una profundidad de 200 m [650 pies]. El espesor de las capas se incrementaba logarít-micamente con la profundidad. La resistividad fue un parámetro libre, y esta inversión dio como resultado una variación suave y detallada de la resistividad.

El ajuste detallado proporcionó un punto de partida para el segundo proceso de inversión, de-nominado ajuste estratificado. Éste utilizó el nú-mero mínimo de capas requerido para ajustar los datos con un error cuadrático medio menor al 5%. El número de capas oscilaba habitualmente entre dos y cinco. Los analistas seleccionaron

la definición inicial de estas capas a partir del ajuste detallado. El modelo estratificado generó contrastes de resistividad más intensos que el detallado.

Los intérpretes crearon un modelo 2D con cuadrículas de 200 m de ancho por 5 m [16 pies] de profundidad, a lo largo de una línea sísmica. Y utilizaron los sitios de sondeo a lo largo de la línea sísmica para evaluar la estratificación de superficie. Los valores de resistividad del modelo se obtuvieron mediante un proceso de interpola-ción entre las inversiones suaves 1D en esos sitios de sondeo (izquierda). El resultado es una des-cripción detallada de la localización de la capa arcillosa de discontinuidad en la base de la zona de baja velocidad. Los datos de resistividad no se calibraron con las velocidades sísmicas.

El equipo a cargo del procesamiento sísmico utilizó estos mapas durante la estimación de las correcciones estáticas de superficie. Las veloci-dades para la zona superficial fueron interpoladas de las mediciones de velocidad obtenidas en los pozos someros. El enfoque TDEM proporcionó a los intérpretes sísmicos una forma geológica-mente consistente de remover los efectos de las velocidades de la arena lateralmente variables. El análisis de resistividad destacó además las variaciones existentes dentro y debajo de la capa meteorizada de baja velocidad.

Sondeos a mayor profundidadEn ambos estudios de casos se utilizaron los méto-dos TDEM para examinar los rasgos cercanos a la superficie. No obstante, dado que la aplicación de técnicas con fuentes inductivas es ineficaz para la definición de objetivos profundos, el método no constituye la herramienta de exploración elegida para examinar las estructuras más profundas. La industria está mejorando las técnicas para uti-lizar el método alternativo, con fuente conectada a tierra, para inyectar corriente en el subsuelo.

La fuente para el método conectado a tierra debe ser capaz de inyectar una corriente grande con un voltaje que sea suficiente para superar la resistencia de contacto en las zonas donde el suelo está seco. Esta combinación ha resultado difícil de lograr. El método que utiliza la inyec-ción directa de corriente es más sensible a los objetivos resistivos, lo cual lo hace más verosímil que la opción con circuito cerrado inductivo para proveer una indicación directa de la presencia de hidrocarburos. —MAA

Cargar e interpretarlos datos LWD durante

la perforación.

Planificar los pasosdel proceso de seguimiento

(terminación, próximo pozo) conlas visualizaciones del subsuelo

más recientes disponibles.

Planificar un pozonuevo sobre la base de

un modelo de yacimiento3D actualizado.

Efectuar actualizacionesactivas del modelo 3Dcon los datos nuevos.

26 Oilfield Review

Un plan para exitosas operaciones en aguas profundas

Adwait ChawatheUmut OzdoganChevron CorporationHouston, Texas, EUA

Karen Sullivan GlaserHouston, Texas

Younes JalaliBeijing, China

Mark RidingGatwick, Inglaterra

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Spring 2009: 21, no. 1. Copyright © 2009 Schlumberger.Petrel y SMC son marcas de Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Robert Clyde, Debra Grooms, Scott Scheid yDrew Wharton, Houston; Nils A. Solvik, Framo Engineering,Bergen, Noruega; Merrick Walford, Pau, Francia; y JeremyWalker, Rosharon, Texas.

El petróleo y el gas de aguas profundas son recursos convencionales que se

encuentran en un ambiente no convencional; las operaciones se destacan

principalmente por su alto grado de riesgo y recompensas. Dado el alcance y

complejidad de los proyectos que trascienden las plataformas continentales, la

diferencia entre el éxito y el fracaso a menudo depende de una buena planeación.

En el año 2001, durante la construcción de su pla-taforma masiva Mars de cables tensados paraaguas profundas, Shell llegó a la conclusión deque los planes para la instalación requerían ajus-tes importantes. Los cambios eran necesariospara aprovechar los avances recién introducidosen la tecnología de terminación de pozos, los cua-les incrementarían la producción más allá de loindicado por el diseño original de un máximo de1,750 m3/d [11,000 bbl/d] de petróleo por pozo.Afortunadamente, dado que se encontraba inte-grado por especialistas de muchas disciplinas delproyecto, el equipo de la plataforma Mars estabaal tanto de las variables generales del proyecto, yShell pudo implementar los cambios necesariosen la planta de construcción antes de que la gi-gante plataforma flotante zarpara.1

Esta experiencia de Shell demuestra clara-mente los fundamentos para la adopción de prác-ticas de planeación que consideren el proceso dedesarrollo como un todo; desde el modelado delsubsuelo hasta las estrategias de terminación depozos e incluso hasta la primera producción depetróleo y las etapas posteriores. Si se considera

cada uno de los aspectos del desarrollo en la etapade planeación, es más probable que los operado-res descubran que aún poseen opciones viablesantes o durante la fase operacional y la fase dedespliegue.

Dicha flexibilidad puede volverse crucial a me-dida que la llegada de nueva información sobre unyacimiento, la tecnología disponible o cualquier nú-mero de parámetros relacionados, se ponga de ma-nifiesto durante las etapas de puesta en marcha del

1. Curole MA y Turley AJ Jr: “Mars DebottleneckingProject,” artículo SPE 69199, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre de 1998.

2. Wetzel RJ Jr, Mathis S, Ratterman G y Cade R:“Completion Selection Methodology for OptimumReservoir Performance and Project Economics inDeepwater Applications,” artículo SPE 56716, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de 1999.Amin A, Riding M, Shepler R, Smedstad E y Ratulowski J:“Desarrollo submarino desde el espacio poroso hasta elproceso,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 4–19.

>Procesos iterativos. Los planes de proyectos se ajustan constantemente a medida que se desarrolla un campo petrolero. Partiendo de un modelo deyacimiento 3D, los especialistas en perforación seleccionan las localizacio -nes de perforación, las zonas objetivo y las trayectorias de los pozos. Las actualizaciones del modelo se efectúan a medida que se obtienen medi -ciones con cable y LWD, lo cual posibilita la implementación de cambios quereflejan la información más reciente. Este proceso se reitera durante todo elprograma de perforación de pozos de desarrollo.

proyecto y la perforación, terminación o producciónde pozos. El aspecto punible de una planeación ine-ficiente o incompleta podría ser la incapacidad paramodificar los diseños o aceptar concesiones res-pecto de los elementos críticos, tales como la ubica-ción del pozo, el tipo de terminación, el tamaño delpozo o la configuración del campo una vez iniciadaslas operaciones. El resultado podría ser un desarro-llo menos que óptimo, lo que casi siempre se tra-duce en consecuencias negativas, tales como

Volumen 21, no. 1 27

reducción de la recuperación final, tasas de pro-ductividad más bajas, y erogaciones de capital ycostos operativos significativamente más elevados.

La adopción de prácticas adecuadas de plane-ación de proyectos de aguas profundas probable-mente requerirá un cambio cultural más que unproceso de innovación tecnológica. Esto se debe aque la industria de exploración y producción(E&P) tradicionalmente ha tratado a las diversasoperaciones que componen la fase de desarrollode campos petroleros como tareas separadas, eje-cutadas en serie por especialistas que trabajan demanera independiente. Más importante aún es elhecho de que los operadores, contratistas y com-pañías de servicios relacionados con la industriadel petróleo y el gas se han caracterizado por tra-bajar sobre la base de planes desactualizados oplanes demasiado generales para resultar de uti-lidad. Este modo de trabajo los obligó a encararlos problemas individuales de manera reacciona-ria en lugar de efectuar una planeación antici-pada por los problemas potenciales y las posiblessoluciones. En aguas profundas, donde las inver-siones son altas y el tiempo transcurrido entre lafase conceptual y la primera producción de petró-leo puede llegar a una década, el deslinde de res-ponsabilidades y el empleo de planes estáticosque no pueden responder a circunstancias cam-biantes, han dejado de ser opciones viables. Porconsiguiente, es esencial que los especialistas detodas las disciplinas adopten una visión más am-plia y más integrada.

Por ejemplo, usualmente es convenienteponer en marcha un programa de perforación con-siderando el tipo de terminación requerida paraexplotar mejor el yacimiento. Si bien este enfoquecontrolado por el yacimiento es común, el objetivofinal de un plan elaborado es la rentabilidad delproyecto integral. De este modo, la productividaddel pozo se convierte sólo en un factor más en laselección del tipo de terminación.2 Otras conside-raciones incluyen los factores económicamentesensibles y los riesgos asociados con la inversiónglobal del proyecto, las intervenciones, la longe-vidad de los pozos, la producción de arena y el ase-guramiento del flujo.

En los últimos años, muchos ingenieros deperforación y terminación de pozos han logradoavances en la adopción de un enfoque más inte-grado. Pero la planeación de los proyectos deaguas profundas requiere la extensión de esapráctica más allá de la construcción de pozos paraconectar la totalidad del emprendimiento—desdelos primeros momentos de la fase de exploraciónhasta la producción final—utilizando cada pasointermedio para refinar el proceso.

Por lo tanto, un plan de proyecto de aguas pro-fundas típico no sólo incluye cada uno de los ele-

mentos siguientes, sino que además considera lainfluencia de unos sobre otros: • modelo de yacimiento del subsuelo• estrategia de drenaje y localizaciones de fondo

de pozo• plan de desarrollo de campos petroleros• ingeniería y tecnología de diseño de pozos• metodología de intervención de pozos• diseño e instalación de líneas de conducción y

plataformas.Desde un punto de vista práctico, la planea-

ción comienza en la etapa de exploración. Una vez

caracterizado el yacimiento mediante la inter -pretación de los datos sísmicos, la informaciónpetrofísica de la formación objetivo se recolectadu rante el proceso de perforación utilizando he-rramientas tales como registros adquiridos concable, operaciones LWD y pruebas dinámicas(página anterior). La combinación consiguientede datos referidos a la matriz del yacimiento, pro-piedades de los fluidos y producibilidad, sirvecomo base para las numerosas decisiones que setomarán acerca del campo durante toda su vidaproductiva.

Una de esas decisiones técnicas es la trayecto-ria del pozo dentro de un yacimiento. Dado que eldrenaje eficiente del yacimiento—la utilizaciónde la menor cantidad posible de pozos para alcan-zar y producir el volumen máximo de petróleo ygas con la tasa de flujo más ventajosa—es clavepara la rentabilidad, en la planeación de los pro-yectos de aguas profundas el ángulo y el alcancedel pozo se deciden en las primeras etapas delproceso. No obstante, en un enfoque holístico,estos cálculos deben incluir algo más que la expo-sición máxima del yacimiento; el impulsor máscomún para el empleo de pozos de alcance exten-dido. Los diseños de las terminaciones para estospozos de aguas profundas, además deben conside-rar la tasa de flujo óptima en el largo plazo, lo cualexige un equilibrio entre la maximización de la re-cuperación final mediante el uso de prácticas deproducción prudentes y la maximización de los re-tornos inmediatos mediante tasas de flujo altas.

Estas decisiones rigen y son regidas por lastecnologías de perforación disponibles y las confi-guraciones de terminación de pozos asociadas.Los operadores pueden optar por desarrollar suscampos mediante algunos pozos de alcance exten-dido, numerosos pozos verticales, pozos multila-terales, pozos inteligentes o alguna combinación

de éstos y otros escenarios. A través de todas lasoperaciones de perforación de exploración, eva-luación y desarrollo, virtualmente todos los pará-metros de desarrollo—tales como la ubicación delpozo, el tipo de terminación y las tasas de flujo—se pueden modificar a medida que se refina el mo-delo de yacimiento con la información obtenidaen los pozos nuevos.

Los datos disponibles en tiempo real y las ac-ciones adoptadas en respuesta a la confirmación olos cambios de los supuestos planteados acerca deun yacimiento, son utilizadas durante toda la vidaproductiva del campo. Por ejemplo, el conoci-miento mejorado acerca de los esfuerzos ejercidossobre las rocas incide en detalles vitales como ladensidad y los ángulos de fase de los disparos, y laelección del sistema de control de la producciónde arena.3 Los modelos actualizados de porosidad,permeabilidad y características de fluidos no sólose remiten a conformar el programa de perfora-ción y terminación de pozos sino que además cons-tituyen datos de entrada fundamentales paratomar decisiones clave acerca del aseguramientodel flujo y el diseño de las instalaciones. El mode-lado de los parámetros de los fluidos durante lavida de un proyecto de aguas profundas, es en síuna tarea mucho más compleja que en el caso delos campos de tierra firme o de aguas someras. Enaguas profundas, los aspectos económicos obligana que múltiples yacimientos—a menudo con ca-racterísticas diferentes y cambiantes—compartaninstalaciones, líneas de conducción y demás ele-mentos de la infraestructura.

Debido al riesgo generado por la complejidady el gran potencial de reservas en juego, los desa-rrollos de aguas profundas son económicamentemás sensibles que la mayoría de los demás em-prendimientos de E&P. Según un análisis de losdatos de concesiones del Golfo de México, efec-tuado por el Servicio de Administración de Mine-rales de EUA, tanto el riesgo como la recompensase incrementan significativamente con el aumentodel tirante de agua (profundidad del lecho ma-rino).4 Dada esa relación, resulta claro que lasoperaciones planificadas en tirantes de aguas demás de 3,050 m [10,000 pies], han incrementadolas apuestas hasta un nivel tal que hasta los des-lices aparentemente insignificantes pueden cons-pirar para abrumar rápidamente la rentabilidaddel proyecto.

Los costos extremos, asociados actualmentecon aguas profundas, tienen su origen en dos inver-siones principales: los costos de las instalaciones,las líneas de conducción y demás infraestructura ylas altas tarifas de arrendamiento—tarifas dia-rias—que deben aplicar los contratistas para ob-tener un retorno razonable de sus inversiones enequipos de perforación. En el caso de un equipo

de perforación con capacidad para operar enaguas ultraprofundas, esa inversión asciende aunos US$ 500 millones en costos de construcciónsolamente (izquierda).5 En consecuencia, el costototal—la tarifa diaria además de todos los otrosequipos y servicios requeridos para cualquier ope-ración dada—para este tipo de embarcación deperforación es de aproximadamente US$ 1 millónpor día, o casi US$ 42,000 por hora. En aguas pro-fundas, la construcción de pozos habitualmenterepresenta entre un 50 y un 60% de los costos de ex-tracción totales, divididos en forma equitativa entrelas operaciones de perforación y termi nación.6 La in-fraestructura de un campo a menudo requiere unainversión de capital de más de US$ 1,000 millones.7

Si bien estos costos absolutos son significativos,los costos de construcción de pozos habitualmenteincluyen entre un 24 y un 27% de tiempo no pro-ductivo (NPT); una pérdida de tiempo que es agra-vada por el hecho de trabajar en un modo reactivo.La arquitectura submarina y el desarrollo de lasinstalaciones de producción implican como rutinaentre un 30 y un 35% de NPT. Dadas las inversionesnecesarias para estas operaciones, estos porcenta-jes representan claramente una cantidad significa-tiva de dinero y explican porqué minimizar el NPTes una de las metas clave de los operadores.

Este artículo contempla los diversos pa rá -metros obvios y no tan obvios considerados en laplaneación de proyectos de aguas profundas.

28 Oilfield Review

3. La densidad de disparos es el número de orificios por pielineal de pozo, expresados como cantidad de disparospor pie (dpp). La fase de los disparos es el ángulo conque los disparos se encuentran desplazados respectodel eje de la sarta de herramientas. De este modo, en un ángulo de fase de 30°, cada disparo posee unaseparación de 30°.

4. Iledare OO: “Profitability of Deepwater PetroleumLeases: Empirical Evidence from the US Gulf of MexicoOffshore Region,” artículo SPE 116602, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Denver, 21 al 24 de septiembre de 2008.

5. Mouawad J y Fackler M: “Dearth of Ships Delays Drillingof Offshore Oil,” http://www.nytimes.com/2008/06/19/business/19drillship.html (Se accedió el 11 de diciembrede 2008).La industria considera aguas ultraprofundas a aquéllasque presentan tirante de agua superior a 1,800 m [6,000 pies] de profundidad.

6. El costo de extracción es el desembolso económico totalque efectúa el operador para llevar el petróleo y el gas ala superficie y, en general, se calcula en US$ por barrilde petróleo equivalente.

7. Cullick AS, Cude R y Tarman M: “Optimizing FieldDevelopment Concepts for Complex Offshore ProductionSystems,” artículo SPE 108562, presentado en laConferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas del ÁreaMarina de Europa de la SPE, Aberdeen, 4 al 7 deseptiembre de 2007.

8. Para obtener más información sobre el proceso deinversión 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, González Pineda F, Herwanger J, VolterraniS, Murineddu A, Rasmussen A y Roberts R: “Inversiónsísmica: Lectura entre líneas,” Oilfield Review 20, no. 1(Verano de 2008): 44–66.

> Unidades de perforación de aguas profundas.Las unidades complejas, posi cio nadas dinámica -mente, con capacidad para perforar en tirantes de agua extremos son relativamente raras. Se han reportado costos de construcción yequipamiento de hasta US$ 750 millones y, a pesarde una ola reciente de nue vas construcciones, lademanda supera a la oferta. La inversión necesariapara perforar en tirantes de agua (profundidad dellecho marino) de más de 1,800 m [6,000 pies] serefleja en la tarifa de arrendamiento que suele serde US$ 1 millón de por día. (Fotografía, cortesía deTransocean Ltd.)

Volumen 21, no. 1 29

En ciertos casos, el proyecto comprende todo elemprendimiento, desde el levantamiento sísmicohasta el abandono del campo. En otros, el proyectoes más específico y abarca los procesos de pruebas,ce mentación o algún otro componente principal deuna operación mayor. Algunos casos reales de lasáreas de aguas profundas del Golfo de México,África Occidental y el Mar del Norte demuestranporqué y cómo los operadores de aguas profundasy las compañías proveedoras de servicios deben po-seer una visión integrada y de largo plazo en esteambiente desafiante.

Análisis de abajo hacia arribaLa estrategia de drenaje del yacimiento dirigebásicamente los proyectos de aguas profundas. Los ingenieros deben conocer exhaustivamente elyacimiento para poder optimizar el posiciona-miento de los pozos y tomar decisiones informadasacerca del tamaño de los mismos, el control de laproducción de arena, los sistemas de extracción ar-tificial, los disparos y todos los demás aspectos deun programa de perforación, terminación y produc-ción. Además, deben tomar decisiones respecto deltipo de cabezal del pozo, la configuración de las lí-neas de conducción y del colector múltiple, y el tipode plataforma principal a utilizar.

Como sucede con todos los sistemas de mode-lado, un primer paso erróneo en la planeación deun proyecto de aguas profundas pone en peligrotodas las decisiones que siguen. En el caso de losdesarrollos de campos de aguas profundas, lospasos iniciales de la planeación tienen lugar en laetapa que abarca desde la interpretación sísmicahasta la simulación dinámica del yacimiento.

El mercado ofrece buenos simuladores de yaci-mientos desde hace más de 20 años; sin embargo,durante gran parte de ese tiempo la preparación delos datos de entrada y el análisis de los resultadosde los procesos de simulación eran tareas difíciles.La falta de integración entre las herramientas depre- y post-procesamiento, y la necesidad de efec-tuar numerosas transferencias manuales y lentasde datos y muchos pasos de formateo, con frecuen-cia obligaban a los operadores a evitar las tareas desimulación, a menudo difíciles, incluso a la hora detomar decisiones de negocios críticas sobre sus de-sarrollos.

El software actual ha superado este obstáculopara la adopción de las mejores prácticas me-diante el esclarecimiento de las intersecciones delos datos sísmicos y el modelado de yacimientos.Los geocientíficos ahora interpretan y cuantificanlas propiedades de los yacimientos utilizando pro-cesos que integran los datos sísmicos con todoslos datos petrofísicos disponibles, mediante pro-cesos de inversión sísmica y modelado de yaci-mientos. Un prerrequisito importante para este

proceso, es el acondicionamiento tanto de losdatos sísmicos como de los datos de yacimientospara la inversión sísmica y la integración en unflujo de trabajo de caracterización de yacimien-tos. Los registros de pozos y los perfiles sísmicosverticales proporcionan propiedades calibradasdel subsuelo que posibilitan el procesamiento delos datos para ajustarlos con los pozos y verificarlos modelos de inversión sísmica.8

El objetivo de este ejercicio consiste en carac-terizar el yacimiento y obtener estimaciones de sulitología y las distribuciones de fluidos mediantela estimación de las propiedades de las rocas,tales como porosidad, volúmenes de areniscas ylutitas, densidad y saturación de agua (arriba). En el Golfo de México, un operador perforó trespozos de aguas profundas con resultados mixtos

antes de recurrir a Schlumberger para que mane-jara el riesgo y el costo de perforar los pozos sub-siguientes. Si bien algunos pozos resultaronexitosos, otros perforados en formaciones prome-tedoras sólo encontraron gas residual en lugar deacumulaciones comercialmente viables; una dis-tinción difícil de efectuar con los datos de ampli-tud sísmica solamente.

La solución consistió en calcular la densidad através de un proceso de variación de la amplitudcon el desplazamiento (AVO). Para determinar elporcentaje de gas acumulado en un yacimiento,en primer lugar, un geocientífico debe modelar lasdensidades tanto de la roca como de los fluidos. Esto requiere la capacidad para observar la varia-ción de los ángulos lejanos de las colecciones detrazas sísmicas. A su vez, esta información per-

> Flujo de trabajo integrado de caracterización de yacimientos. Schlumberger utiliza un equipo multi -disciplinario con conocimientos técnicos especializados en petrofísica, geología, geofísica, inversiónsísmica y física de las rocas para evaluar los yacimientos nuevos. A través del análisis de atributos yla inversión de las trazas sísmicas y los datos de registros, el equipo obtiene los parámetros acústi -cos y elásticos requeridos para detectar la presencia de hidrocarburos, estimar las propiedades delas rocas y caracterizar los sistemas de fracturas. La colaboración con los especialistas engeomecánica y planeación del desarrollo de campos petroleros conduce a una evaluación sísmicade los riesgos de perforación, previa a las operaciones de perforación, y al cálculo de un cubo depresión de poro mediante la utilización de mejores velocidades sísmicas de superficie. A medida quelos datos de pozos son recolectados mediante registros, mediciones de perforación y operaciones deservicios al pozo, éstos son utilizados para refinar las características iniciales de los yacimientos.

Especialistas en procesosde inversión sísmica

Ingenieros de yacimientos

Petrofísicos

Geofísicos

Geólogos

Especialistas enfísica de rocas

Caracterización de yacimientos

Caracterizaciónde fracturas

Optimización de datos

Pronóstico de la presión de poro

Riesgos geológicos

Registros

• Sónico dipolar• Densidad• Geología, yacimiento• Sísmica de pozo

Mediciones de perforación

• Datos sísmicos obtenidos durante la perforación• Levantamientos sónicos

Servicios al pozo

• Diseño de fracturas• Microsísmica

Sísmica de superficie

• Cubo sísmico, línea sísmica• Colecciones de trazas sísmicas• Velocidades sísmicas

Operaciones de yacimientos

• Planeación del desarrollo de campos• Modelado de yacimientos• Modelado mecánico del subsuelo• Estabilidad y planeación de pozos• Mejoramiento de la producción

Operacionesde perforación

Realversus

planeado

Informefinal del

pozo

Leccionesaprendidas

Riesgoasociado

con elalcancede los

trabajos

Informaciónhistórica clave

Re-planeación

Profundidadtotal(TD)

EvaluaciónModelo compartido

del subsuelo PlaneaciónEjecución, monitoreo en tiempo

real, re-planeación

G&G,RE, PE

Pozosvecinos

Ingenieríadetallada

mite que los intérpretes efectúen un cálculo de in-versión AVO de tres términos que incluye la densi-dad. Las salidas del proceso de inversión de trestérminos incluyen la impedancia acústica relativa,la impedancia de corte y los volúmenes de densidad.

La litología y los tipos de fluidos que se obtie-nen utilizando las propiedades derivadas de lasmediciones de registros de pozos cercanos juntocon los porcentajes variables de gas, se modelanpara visualizar los efectos sobre la respuesta sís-mica AVO. El proceso siguiente del flujo de trabajoconsiste en comparar los resultados del modeladocon los volúmenes sísmicos invertidos—impedan-cia acústica, impedancia de corte, volúmenes dedensidad y relación de Poisson—y los resultadosconstituyen la base para la generación de volúme-nes de predicción de las litofacies y la saturaciónde fluidos. Utilizando estos volúmenes probabilís-

ticos, con las incertidumbres estadísticas corres-pondientes, los geocientíficos pueden proporcionarmejores pronósticos de la calidad y distribuciónde los yacimientos.

Estos cálculos requieren datos con un rango deángulos bastante altos en las colecciones de trazassísmicas. En este caso en particular, el equipo deSchlumberger logró extender el ángulo sísmico uti-lizable de 30 a 54°, posibilitando así determinacio-nes precisas de la densidad (arriba). La calibraciónde las propiedades de porosidad y saturación de hi-drocarburos del yacimiento—obtenidas por méto-dos sísmicos—con las mediciones en un pozoexistente permitió validar las predicciones de las fa-cies sísmicas.

Con esta información que no podría haberseobtenido de otro modo, el operador logró determi-nar, sin tener que perforar primero el pozo, que el

área prospectiva no proporcionaría producción.Por otro lado, la compañía está utilizando las me-diciones de yacimientos obtenidas por métodossísmicos para evaluar otras áreas prospectivas delcampo y manejar el desarrollo mediante la clasi-ficación de las localizaciones de perforación deacuerdo con el riesgo y la probabilidad de éxitocomercial.

Una vez utilizados los datos sísmicos para ca-racterizar el yacimiento, el proceso de modeladode yacimientos integra la geofísica, la geología y laingeniería de yacimientos para obtener un modelodel subsuelo. Los ingenieros de yacimientos utili-zan este modelo para pronosticar los esquemas dedrenaje y diseñar las estrategias de inyección. Los ingenieros de perforación y producción lo em-plean para planear las trayectorias de los pozos.9

Las versiones más recientes de estas herra-mientas, tales como el software Petrel que abarcadesde la interpretación sísmica hasta la simula-ción dinámica de yacimientos, permiten que lasdisciplinas centradas en la sísmica y en la geome-cánica construyan modelos compartidos del sub-suelo, los cuales ofrecen una imagen más precisadel subsuelo que la creada mediante el trabajo in-dependiente de alguna de dichas disciplinas. Los cambios introducidos en la interpretación sís-mica o en el modelo geológico se disponen fácil-mente en cascada hasta el modelo de simulaciónde yacimientos, ida y vuelta. Los flujos de trabajosobre los que se construyen estos paquetes desoftware están incrementando el rol de los datossísmicos en la comprensión de la dinámica de losyacimientos (abajo, a la izquierda).

Trabajo en superficie Cuanto mejor se conoce el yacimiento objetivo,menos son las posibilidades de sorpresas talescomo el descubrimiento de volúmenes no comer-ciales de hidrocarburos, problemas de asegura-miento del flujo, irrupción prematura de agua,producción de arena y cambios en la composiciónde los fluidos. De un modo similar, una estrategiaintegral, bien planificada, de desarrollo de cam-pos—configuraciones de las terminaciones, lo -calizaciones de pozos, tipos y tamaños de lasinstalaciones de procesamiento, y decisiones deintervención de pozos—es clave para un procesoeficiente de recuperación final de petróleo y gas.

Esto se debe a que las consecuencias de unaplaneación deficiente a menudo no se percibenprácticamente hasta el final de la vida productivaproyectada del campo. Cuando los campos sonabandonados prematuramente porque los costosde las operaciones de remediación o los gastos ope-rativos son mayores que el valor de las reservas re-manentes, se pierden ganancias significativas.

30 Oilfield Review

> Obtención del ángulo correcto. Las colecciones de trazas sísmicas que son planas sólo a un ángulode 30° (izquierda), exhiben menor calidad que las obtenidas después del proceso de optimización delos datos, lo cual hace que las colecciones sean planas a un ángulo de 54° (derecha). La optimiza ciónse tradujo en una buena determinación de la densidad.

> Refinación del plan. Un modelo compartido del subsuelo constituye la base para la planeación depozos en un ambiente de colaboración. Desde este punto de partida, los geocientíficos (G&G), inge nie -ros de yacimientos (RE) e ingenieros de producción (PE) definen los objetivos del subsuelo. Utili zandolas correlaciones de pozos vecinos o las simulaciones de pozos del software de análisis de yaci mien -tos, este modelo proporciona perfiles de presión de poro y de resistencia de la fractura de la roca enfunción de la profundidad. El ingeniero de perforación utiliza estos datos de entrada, además de losobjetivos del pozo para el diseño conceptual o la determinación rápida del alcance de las accionescontempladas. Los datos de salida asisten en las decisiones de ingeniería detallada referidas a laselección del equipo de perforación, el riesgo técnico de la ingeniería de perforación y el tiempoprobabilístico, y las estimaciones de costos. Los operadores emprenden las operaciones de perfo -ración y las modi fican sobre la base de su desempeño real. A medida que cada pozo alcanza laprofundidad total, el equipo de trabajo incorpora las lecciones aprendidas con otros datos de pozosvecinos y utiliza la actualización para modificar el modelo conceptual y planear el pozo siguiente.Este proceso de iteración se reitera durante toda la fase de perforación de pozos de desarrollo.

Volumen 21, no. 1 31

Para evitar estos riesgos, es preciso sortear losescollos creados por la separación estricta de lasdistintas disciplinas técnicas involucradas en elproceso. Tradicionalmente, los ingenieros de yaci-mientos se han enfocado en el recuento de pozos,su posicionamiento y los mecanismos de recupera-ción; los ingenieros de producción y terminaciónde pozos se han ocupado del diseño de los pozos; ylos ingenieros de instalaciones del diseño subma-rino, el tamaño de las instalaciones y el diseño delas partes altas de las plataformas.

En cambio, se debe convencer a estos grupos,aparentemente desiguales, para que ejecuten sustareas en forma independiente pero compren-diendo de todos modos la conexión que imponen lasactividades de producción y, por consiguiente, losaspectos económicos del proyecto. A su vez, estosaspectos económicos dependen de las limitacionesfísicas del sistema general. Para funcionar correcta-mente, cada disciplina debe ser consciente de cómoincide en el trabajo de las demás; cada miembro oequipo involucrado en un desarrollo debe trabajara partir de un sistema de pronóstico común.

Uno de esos sistemas, que comprende mode-los vinculados dinámicamente de los subsistemasdel campo—yacimiento, pozo e instalación—sedenomina modelo integrado de producción o mo-delo integrado de activos (IAM).10

Durante las etapas de planeación de las activida-des de desarrollo, y antes de ejecutar las operaciones,los equipos a cargo de los activos de las compañíasoperadoras utilizan estos modelos integrados paraanalizar la interacción de los subsistemas propues-tos dentro de un proyecto. Los modelos IAM re -presentan un cambio abrupto de las prácticastradicionales de desarrollo de campos que con todaprobabilidad se centrarán en las erogaciones de ca-pital y en la implementación de modificaciones quereduzcan los costos. Uno de los escollos comunes

del enfoque tradicional es la falta de cuantificaciónde los efectos de los cambios sobre la capacidad deproducción del sistema que, a su vez, puede tradu-cirse finalmente en diseños menos que óptimos.

Por el contrario, un modelo IAM utiliza un mo-delo de simulación de yacimientos para calcularel movimiento de los fluidos y la distribución dela presión. Luego, en el punto de acople del sub-suelo—las localizaciones de pozos en el modelode yacimiento—estos factores se ingresan en elmodelo de pozo que establece las condiciones dela formación. La condición de la formación se uti-liza como condición de borde para computar lastasas de fluidos o las presiones existentes en elpunto de acople de la superficie—el cabezal delpozo—donde el modelo de pozo se vincula con lainstalación de superficie.11

La interacción de las condiciones de bordepozo-superficie posibilita el cálculo de la contra-presión del sistema de producción para cada pozo.Esto se retransmite nuevamente a través del sis-tema hasta el yacimiento. El proceso se repitehasta balancear la red completa. El resultado es laobtención de soluciones estabilizadas para el flujode fluido desde los yacimientos hasta el pozo y

desde el pozo hasta el sistema de superficie, ydesde allí hasta los puntos de venta. De esta forma,la técnica IAM considera la respuesta del sistemade superficie en los cálculos de flujo de fluidos.12

Los ingenieros de Chevron utilizaron el sis-tema de manejo integrado de la producción comoherramienta de pronóstico para acoplar los mode-los del subsuelo con una red de superficie, me-diante un modelo de pozo en su Campo Jack delárea de aguas profundas del Golfo de México. Con un modelo de estado estable, se calcularon loscambios de temperatura y presión producidos den-tro del pozo. El modelo de red de superficie incluyólos elementos submarinos y de superficie, tales como colectores múltiples, bombas de fondo marino, cabezales de pozos, tubos ascendentes, líneas deflujo y separadores. Los modelos de superficie y sub-suelo se vincularon en un nodo de fondo de pozo.13

El modelo de Chevron fue construido utili-zando un flujo de trabajo de cinco pasos (arriba). Tales pasos incluyeron:• la definición del problema en términos de obje-

tivos, marcos temporales, supuestos, hipótesis yentregables

• el proceso de modelado

9. Hopkins C: “Go Beyond Reservoir Visualization,” E&P 80,no. 9 (September 2007): 13–17.

10. Para obtener más información sobre el proceso demodelado integrado de activos, consulte: Bouleau C,Gehin H, Gutiérrez H, Landgren K, Miller G, Peterson R,Sperandio U, Traboulay I y Bravo da Silva L: “La granvisión de conjunto: Manejo integrado de activos,”Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 36–51.Chow CV, Arnondin MC, Wolcott KD y Ballard ND:“Managing Risks Using Integrated Production Models:Applications,” Journal of Petroleum Technology 52, no. 4 (Abril de 2000): 94–98.

11. Tesaker Ø, Øverland AM, Arnesen D, Zangl G, Al-KinaniA, Torrens R, Bailey W, Couët B, Pecher R y Rodriquez N:“Breaking the Barriers—The Integrated Asset Model,”artículo SPE 112223, presentado en la Conferencia yExhibición de Energía Inteligente de la SPE, Ámsterdam,25 al 27 de febrero de 2008.

12. Tesaker et al, referencia 11.13. Ozdogan U, Keating JF, Knobles M, Chawathe A y

Seren D: “Recent Advances and Practical Applicationsof Integrated Production Modeling at Jack Asset inDeepwater Gulf of Mexico,” artículo SPE 113904,presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de las SPE Europec/EAGE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.

>Modelo integrado de producción (IPM). Los ingenieros de Chevron, involucrados en la planeación delCampo Jack de aguas ultraprofundas de la compañía, utilizaron un flujo de trabajo de cinco pasos paraconstruir un modelo integrado de producción para el desarrollo del campo. En el paso corres pondienteal ensamble, todo el equipo describe el proyecto en términos de objetivos, marcos tem po rales, supues-tos, hipótesis y materiales a entregar. Una vez que todas las partes estuvieron al tanto de estos datosde entrada, se crearon modelos del subsuelo, de pozo y de red durante el paso de modelado. Luego seefectuó un control de calidad estático mediante la comparación de los datos de entrada del modelo,que abarca desde el yacimiento hasta el separador, con los datos disponibles de registros, núcleos,muestras de fluidos y otras mediciones. Los pozos del modelo del subsuelo (balance de materiales o simulación) se vincularon con sus pares del modelo de instalaciones de superficie durante la inicializa-ción. A continuación se corrió el sistema vinculado para verificar si el modelo convergía en una solu-ción. Luego de esta inicialización, se corrió todo el sistema para el período de pronóstico. Al final dedicho período, se graficaron las respuestas de la presión dinámica y la temperatura en el separador, el colector múltiple, el cabezal del pozo y el fondo del pozo, durante el paso correspondiente al controlde calidad dinámico, para ayudar al equipo a conocer las presiones y temperaturas de operación delos equipos de refuerzo de fondo marino, los cabezales de pozos y el fondo del pozo. Luego se controla-ron los cronogramas de campo y las restricciones, incluyendo la capacidad de manipulación del agua,la caída de presión máxima del pozo y la presión mínima de fondo de pozo, para verificar que el modelorespetara estos valores.

Modelado

Control decalidad dinámico

Control decalidad estático

Analistade decisiones

Especialista enmodelos de simulación

Ingeniero deaseguramiento del flujo IPM

Ingeniero de yacimientos

Ingenierode producción

Ingeniero de instalaciones

Personal directivointermedio

Ensamble

Inicialización

Simulación

Balance de materiales

• el control de calidad de los datos de entrada delmodelo que abarcan desde el yacimiento hastael separador en función de los datos disponiblesbajo condiciones estáticas

• la vinculación de los modelos de superficie ysubsuelo

• el control de calidad de todo el sistema paratodo el período de pronóstico bajo condicionesdinámicas.

Una vez completados los pasos del flujo de tra-bajo, el modelo integrado de proyectos ayudó adeterminar que el equipo de refuerzo de fondo ma-rino, sumado al sistema de extracción artificial defondo de pozo, explotaría mejor la capacidad deproducción del yacimiento. Un segundo estudio, ba-sado en un diseño experimental, permitió luegoque el equipo de Chevron identificara los pará -metros clave del sistema de extracción artificial.14

El operador consideró el tiempo de instalación, lapresión de entrada del equipo de refuerzo de fondomarino, la potencia del sistema de bombeo electro-sumergible (ESP) y la profundidad de colocaciónde la bomba. La compañía llegó a la conclusión deque la potencia del sistema de bombeo ESP era elparámetro de diseño más significativo entre los di-versos mecanismos de recuperación.

El operador abandonó luego el enfoque in -tegrado para adoptar un enfoque modular—uti -lizando el modelo de pozo solamente—quesustentaría el diseño de la instalación de inyec-ción de agua del Campo Jack y calcularía las solu-ciones de compromiso para la recuperación, enfunción de las diversas presiones y tasas de in -yección de las partes superiores de la plataforma.Las presiones de las partes superiores fueron con-vertidas a presiones de fondo de pozo (BHP) uti-lizando el modelo de pozo. En base al estudio decurvas de contorno de la recuperación, el equipollegó a la conclusión de que para alcanzar nivelesde recuperación máximos se requeriría un rangode presiones de fondo y tasas de flujo. Un valor depresión de fondo de 21,000 lpc [144.7 MPa] eraimposible porque las altas tasas de inyección pro-puestas y los requerimientos de presión de las

partes superiores de la plataforma limitaban lapresión disponible. Por otro lado, el modelado in-dicó que la reducción de las tasas de inyección noproduciría una pérdida significativa de la produc-ción dada la respuesta del campo en términos derecuperación.15 Se utilizaron desarrollos posterio-res del modelo integrado para optimizar el nú-mero de líneas de flujo, el número de bombas derefuerzo de fondo marino y la localización de laplataforma.

Con destino al éxitoDepositadas en un fondo marino de pendientesabruptas, quebradas y cañones, las formacionescon hidrocarburos que se encuentran situadasmás allá de las plataformas continentales, puedenser muy diferentes a las presentes en aguas some-ras. De manera que los planes de los proyectos seorientan según consideraciones específicas de lasáreas de aguas profundas. Dado que están sumer-gidas en un agua casi congelada, las líneas de flujosubmarinas, la tubería conductora de inyección ylos cabezales de pozos plantean problemas de ase-guramiento del flujo. En consecuencia, el instru-mental de supervisión submarino se instala enpuntos críticos, a lo largo del trayecto de flujo quese extiende desde el pozo hasta la superficie. Losdatos de supervisión se cargan en los modelos defluidos que permiten que los ingenieros adoptenmedidas prioritarias para evitar las obstruccionescon hidratos o parafinas (próxima página).

Debido a la capacidad que posee la deposita-ción de hidratos, parafinas y asfaltinas para incidiren la economía de los proyectos, el aseguramientodel flujo constituye una consideración esencial enmuchos planes de proyectos de aguas profundas.Por ejemplo, dada la gran separación que existeentre los cinco campos y la base de reservas com-parativamente pequeña que conforma el Desarro-llo de Áreas Occidentales (WAD) de BP en elBloque 18 de aguas profundas de Angola, los res-ponsables de la planeación de proyectos prestaronespecial atención a los problemas de asegura-miento del flujo y a la capacidad de produccióndel sistema.

En la etapa de planeación, los ingenieros apli-caron un método numérico combinado con unsoftware de ingeniería para calcular el comporta-miento termohidráulico multifásico en un modeloIAM.16 El objetivo era evitar posibles interrupcio-nes del flujo, causadas por la solidificación de loshidratos de gas en las líneas de flujo que atravie-san el fondo marino frío.

Para la ejecución de los análisis termales de lossistemas submarinos en el WAD, el operador consi-deró el empleo de sistemas convencionales de ais-lamiento húmedo, ductos submarinos compuestos

(pipe-in-pipe) y líneas de conducción flexibles, conel objetivo de determinar el tiempo requerido paraque el punto más frío del sistema de líneas de flujode producción alcance las temperaturas de forma-ción de los hidratos. Conocido como tiempo de en-friamiento, este parámetro indica con cuántotiempo cuenta el operador antes de tener queadoptar medidas para prevenir la formación de hi-dratos a raíz de un cierre no planificado.

Los analistas también utilizaron el modelo IAMpara efectuar cálculos de capacidad de producciónpara numerosas arquitecturas de campo e investi-gar los efectos de los tamaños de las tuberías deproducción y las líneas de conducción, las líneas deconducción en un circuito cerrado y los equipossubmarinos de refuerzo multifásico. Sus resultadosposibilitaron que BP combinara los perfiles de pro-ducción representativos con los modelos de eroga-ciones de capital y gastos operativos para obteneruna evaluación económica completa y una clasifi-cación de las opciones de la compañía.

Evolución o revoluciónLa respuesta de la industria a los desafíos singu-lares que plantean las áreas de aguas profundasha hecho algo más que producir cambios de pro-cedimiento; ha generado además una explosiónarrolladora de equipamiento innovador de perfo-ración y producción en un período relativamentecorto. Como quedó demostrado con la experien-cia de la plataforma Mars de Shell, esta acome-tida de nueva tecnología por momentos haamenazado con sobrepasar los esfuerzos de los in-genieros para mantenerse informados respecto desus características.

Si se suma a la necesidad económica de quelos campos de aguas profundas sean desarrolladoscon la menor cantidad de pozos posibles, estaolea da de nuevas herramientas y procedimientosha provocado que a los ingenieros de terminaciónde pozos les resulte particularmente difícil tenerla certeza de estar ofreciendo soluciones óptimasa través de todo el proyecto. El esfuerzo para uti-lizar los equipos más efectivos también se ve per-judicado por el tiempo que transcurre desde quese autoriza el proyecto hasta la instalación delequipamiento de terminación de pozos—a me-nudo más de cinco años—durante el cual el di-seño y la disponibilidad de las herramientaspueden cambiar radicalmente.

Para abordar estas cuestiones, los especialis-tas han diseñado técnicas de modelado para faci-litar el análisis cuantitativo de las interaccionespozo-yacimiento. Estos métodos permiten que losingenieros planifiquen los pozos individuales enbase a las características de la superficie y delsubsuelo, además del estado de la tecnología en

32 Oilfield Review

14. El diseño experimental es una rama de la estadísticaque describe sucintamente la forma en que debenllevarse a cabo los experimentos para poder maximizarla información estadística con el número mínimo deensayos.

15. Ozdogan et al, referencia 13.16. Watson MJ, Hawkes NJ, Pickering PF, Elliot J y Studd

LW: “Integrated Flow Assurance Modeling of AngolaBlock 18 Western Area Development,” artículo SPE101826, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.

17. Sinha S, Yan M y Jalali Y: “Completion Architecture: A Methodology for Integrated Well Planning,” artículoSPE 85315, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de lasSPE/IADC, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 20 al 22 de octubre de 2003.

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ese momento. Todo esto se realiza a la vez que setoman en cuenta las restricciones y las caracte-rísticas impuestas por y sobre las disciplinas aso-ciadas de la geología, la perforación, la evaluaciónde yacimientos y las operaciones de producción.

Uno de esos métodos trata el diseño de pozosen forma muy similar a la empleada por la industriade procesamiento para manejar los problemas dediseño de ingeniería. Las plantas de proceso son di-señadas con corrientes de flujo de alimentación yefluentes, utilizando un diagrama de flujo para cap-tar el proceso. Este diagrama se convierte luego enla base para el diseño detallado, las especificacio-nes de los componentes y otras consideraciones.17

Utilizando este método, los ingenieros dividenel diseño del pozo en una fase conceptual y unafase de detalle con iteraciones entre ambas. La fasede diseño conceptual incluye diagramas simplesque destacan el impacto de los atributos críticosde superficie y subsuelo sobre la arquitectura delpozo. Estos atributos son examinados por el equipointerdisciplinario de manera de poder consideraralternativas para los componentes clave del diseñodel pozo; trayectoria del pozo, terminación frente ala formación y componentes del pozo.

La elección de la trayectoria del pozo es unafunción de la geología local, las propiedades delos yacimientos y las capacidades de perforación.

La terminación frente a la formación se refiere ala interfaz existente entre el pozo y el yacimiento;su configuración se determina en función de fac-tores tales como la litología de las rocas, las pro-piedades mecánicas, la distribución del tamañode granos y las restricciones operacionales de esteproceso.

Los componentes del pozo son elementos im-portantes en la arquitectura de todos los pozos.Pero resultan particularmente críticos en aguasprofundas, donde la implementación de modifica-ciones después de acaecido el hecho puede sercara y técnicamente desafiante, y donde las tecno-logías convencionales a veces son insuficientes.

> Prevención, no remediación. Las estrategias de aseguramiento del flujo forman parte integrante de las operaciones de producción en aguas profundas.El instrumental de vigilancia, tal como los medidores multifásicos, los sensores de distribución de temperatura, los medidores de presión y temperatura,un sistema de vigilancia submarino SMC y los monitores de los sistemas de bombeo electrosumergible (ESP), instalados en el trayecto del flujo (extremoinferior), provee datos en tiempo real o casi real. Esta corriente de datos alimenta a los modelos predictivos de propiedades de fluidos para la determi -nación de la depositación de sólidos, la corrosión, la reología y los componentes termodinámicos. El equipo de planeación utiliza estos modelos paracrear modelos de procesos que incluyen instalaciones, líneas de flujo y simuladores de pozos. Con el tiempo, el monitoreo permanente de los parámetroscambiantes cierra el bucle e incluye los datos de fluidos, los modelos de flujo y las mediciones en tiempo real (extremo superior). Este bucle orienta laoptimización de las estrategias de mitigación y debe incluirse en el diseño del sistema de producción con la mayor anticipación posible. De esta manera,se puede minimizar el exceso de tratamiento resultante de un sistema de suministro de químicos configurado para escenarios correspondientes al peorde los casos. Los procesos de monitoreo y modelado también proporcionan la información para las decisiones referidas a los tratamientos proactivos y preventivos o las técnicas de remediación—térmicas, químicas o mecánicas—más apropiadas, que habrán de implementarse para evitar el tapona -miento y otros impedimentos para el flujo, evitando así intervenciones costosas con el equipo de perforación.

Acondicionamiento del modelo

Parámetros cambiantes

Operaciones

Simulador de instalaciones

Modelosde proceso

Modelos depropiedades

de fluidos

OptimizaciónSimulador de pozo

Modelostermodinámicos

Sensores de distribuciónde temperatura

Modelos de flujo multifásico

Medidores de presión y temperatura

Sistemasde sensores

Sistemasde adquisición

Modelos de depositación

Monitores de la bomba eléctrica sumergible

Sistema estáticode almacenamiento de datos

MonitoreoSimulador de línea de flujo

Medidores deflujo multifásicos

Sistema dinámicode adquisición de datos

Una forma de escoger la tecnología adecuada parauna terminación en particular consiste en clasifi-car las opciones de equipamiento disponibles encuatro categorías, de acuerdo con la función—empacadores, válvulas, bombas y sensores—yluego utilizar diagramas de bloques simples paradeterminar el tipo óptimo de cada elemento.

El proceso de selección comienza con una eva-luación de los atributos geológicos y de yacimien-tos básicos que restringen las opciones existentespara las trayectorias de pozos (arriba). Se puedenefectuar ejercicios similares para decidir acercade la conveniencia y el tipo de configuraciones depozos submarinos, tales como terminaciones depozos multilaterales, estimulaciones, control dela producción de arena y sistemas de extracciónartificial.

El diseño conceptual del pozo resultante puedeutilizarse para un análisis más detallado queluego se agrega al flujo de trabajo de un proyecto. Este flujo de trabajo considera una evaluacióncuantitativa del desempeño del pozo, el análisiseconómico preliminar y el diseño detallado.

Planeación para lo inesperadoA medida que en aguas profundas los cabezalesde pozos submarinos incrementan su importanciaen el diseño de la terminación, los operadores seesfuerzan por contener los costos a través de laminimización de las operaciones de intervención.Los altos costos e incertidumbres técnicas asocia-dos con el acceso a cabezales de pozos colocadosen el fondo del océano, por debajo de miles de me-tros de agua, fueron en realidad las primeras mo-tivaciones para el desarrollo de terminaciones

inteligentes en la década de 1990. Si bien el pro-ceso de monitoreo y las operaciones remotas defondo de pozo, en conjunto con las terminacionesmás robustas, han contribuido significativamentea reducir su frecuencia, es poco probable que lasintervenciones de pozos de aguas profundas conequipo de perforación/reparación sean elimina-das por completo (próxima página).

Estas relaciones entre operaciones de inter-vención, operaciones de producción y costos, hanquedado demostradas claramente en muchas oca-siones. Las acciones de remediación inmediatas yfrecuentes para reparar los componentes que pre-sentan fallas, arrojan tasas de producción másaltas pero incrementan los costos operativos. La adopción de una política de operaciones demantenimiento reducidas o demoradas es menoscostosa pero genera volúmenes de producción eingresos más bajos.

Por consiguiente, el desafío consiste en desa-rrollar un plan que logre un equilibrio entre lasdos opciones, lo que comúnmente se realiza divi-diendo las operaciones de intervención en estra-tegias de reparación inmediata basadas en eldesempeño, o por campañas (numerosas interven-ciones efectuadas en un campo, en secuencia).Para que este tipo de política funcione durante lavida de un proyecto, es preciso incluir procesos demantenimiento proactivos, durante la fase de in-geniería inicial y diseño (FEED), en lugar de asig-narles el rol tradicional que consiste en llevarlosa cabo “cuando es necesario.”

Norske Shell utilizó una versión modificada dela estrategia de tres reparaciones para ayudar amitigar los costos de las operaciones de interven-

ción en su proyecto Ormen Lange; el primer desa-rrollo submarino de aguas profundas de Noruega,a 120 km [74 mi] al noroeste de Kristiansund. Durante la fase FEED, los responsables de la plane-ación establecieron un procedimiento de simula-ción para estimar los costos futuros de intervención,mantenimiento y reparación siguiendo diversas es-trategias. Los gastos por concepto de riesgo incluye-ron el costo directo de la operación de intervenciónpara reparar un componente específico, además dellucro cesante incurrido como resultado de la falla.Este método permitió al operador evaluar el im-pacto de diferentes estrategias de intervención du-rante toda la vida del proyecto.18

El resultado general de este tipo de modeladoimplica concentrar los esfuerzos de intervención,mantenimiento y reparación en las áreas en lasque proveen el valor máximo. Además centra laatención en los paquetes de equipos críticos delproyecto que más contribuyen a los gastos porconcepto de riesgo; la suma del lucro cesante porfallas en pozos productores más el costo de inter-vención. Esta información puede utilizarse paramejorar los diseños, incrementar la confiabilidaden los equipos y poner en marcha alternativas más

34 Oilfield Review

>Tecnología de terminación de pozos. En los desarrollos complejos de aguas profundas, donde la mayor parte de los pozos corresponden a terminaciones sub-marinas, cada pozo es un contribuidor crítico de la producción general. En este árbol de decisión simplificado, se utilizan los atributos básicos de geología y deyacimientos para determinar, en general, el ángulo correcto del pozo; bajo respecto de la vertical o alto respecto de la horizontal. El conocimien to del ángulo ydel alcance necesario del pozo comunica al operador las decisiones referidas a los requerimientos existentes en términos de capacidades del equipo de perfo-ración y perforación direccional. En una estructura areal pequeña, los pozos de bajo ángulo o verticales suelen ser suficientes para drenar el yacimiento. Esto permite el empleo de equipos menos robustos, y por consiguiente menos onerosos, para las operaciones de perforación de pozos de desarrollo. En las estructuras más grandes, la severidad de la desviación del pozo está sujeta a parámetros secundarios de permeabilidad de la formación y movilidad del fluido.

Ambiente de superficie:submarino Grande

Pequeña

Sí

No

Sí

No

Geología y geometría del yacimiento Propiedad del yacimiento

Pozos verticales conpoca desviación

Pozos verticales conpoca desviación

Geometría:estructuraareal plana

Pozos horizontalesaltamente desviados

Pozos verticalescon poca desviación

Anisotropía depermeabilidad:

kv /kh > 0.25

Movilidaddeficiente

18. Eriksen R, Gustavsson F y Anthonsen H: “Developing anIntervention, Maintenance and Repair Strategy forOrmen Lange,” artículo SPE 96751, presentado en laConferencia y Exhibición del Petróleo y del Gas del ÁreaMarina de Europa de la SPE, Aberdeen, 6 al 9 deseptiembre de 2005.

19. Eriksen et al, referencia 18.20. Para obtener más información sobre el Campo Jack,

consulte: Aghar H, Carie M, Elshahawi H, Gómez JR,Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K, Takla E yTheuveny B: “Nuevos alcances en pruebas de pozos,”Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 44–59.

Volumen 21, no. 1 35

inteligentes y menos costosas para reparar lasunidades con fallas y, de ese modo, reducir los gas-tos por concepto de riesgo.

Por último, este tipo de estrategia a menudopermite que el operador actualice continuamentela información de pronóstico del modelo a medidaque el proyecto avanza hacia la fase operacional.En el caso de Ormen Lange, por ejemplo, el mo-delo fue construido inicialmente sobre la base deestimaciones aproximadas del esquema del campo.A medida que el proyecto avanzaba, el equipo deNorske Shell refinaba continuamente el modelopara asistir en la configuración del equipo y pro-

nosticar el desempeño, lo cual se utiliza en lasevaluaciones económicas.19

El panorama generalMás que cualquier otro cambio previo en su am-biente, las operaciones en aguas profundas hanobligado a la industria de exploración y produc-ción a modificar la forma en que desarrolla sus ac-tividades comerciales. Este cambio cultural sedebe a las recompensas y riesgos gigantescos quese asignan a las operaciones en aguas profundas,aunque quizá sea más la consecuencia del lapsode tiempo sin precedentes que transcurre entre

la decisión de explotar un área prospectiva y laprimera producción de petróleo. Es imposible pro-nosticar los precios del petróleo y el gas o la situa-ción de la economía global que prevalecerán enese lapso de tiempo. Los operadores deben tomardecisiones de inversión críticas sin el beneficio delos principios económicos tradicionales que acom-pañan a los retornos más inmediatos sobre la in-versión.

De un modo similar, si bien se han logradoavances importantes en la última década, el am-biente de aguas profundas aún presenta desafíostecnológicos para la industria. Así como los opera-dores en algún momento adquirieron concesionesen tirantes de agua de más de 2,300 m [7,500 pies],sabiendo que no podían explotarlas en forma eco-nómica, hoy están solicitando a las compañías deservicios y a los contratistas de perforación quedesarrollen herramientas específicas para exten-der las barreras que imponen la profundidad, lapresión y la temperatura hasta 3,050 m y más allá.

Por ejemplo, recientemente se solicitó a los in-genieros de Schlumberger el desarrollo de un sis-tema de disparos específico para el pozo de pruebadel Campo Jack de Chevron.20 La solución exigióque se rediseñaran las herramientas existentessobre la base del tamaño de la tubería de revesti-miento y las condiciones singulares de presión defondo de pozo, previstas en este pozo de aguas ul-traprofundas. Finalmente, Schlumberger propor-cionó una combinación única de herramientasque, en conjunto, operaban como un sistema dedisparos de 172 MPa [25,000 lpc].

Estas solicitudes seguirán planteándose con-forme los operadores lleven sus áreas prospectivasde aguas ultraprofundas más allá de la etapa explo-ratoria, accediendo a la fase de prueba y desarrollo.Pero es importante considerar que Schlumbergernecesitó nueve meses para desarrollar, habilitar,comprobar la calidad y proveer el sistema necesa-rio, trabajando a partir de una herramienta similardesarrollada para el Campo Tahiti de Chevron, si-tuado en el área de aguas profundas del Golfo deMéxico. Dada la tarea, nueve meses fue un tiemponotablemente corto para la provisión del sistema.Pero demuestra claramente la necesidad de man-tener una visión amplia si se procura evitar lascostosas demoras causadas por las deficiencias tec-nológicas en el ambiente complejo e implacable delas operaciones de aguas profundas.

Esta previsión demanda una cultura de planea -ción que armonice una visión a largo plazo de lastareas integradas y una visión a corto plazo de di-seños orientados a detalles. —RvF

> Intervenciones livianas de pozos. Las operaciones de intervención de pozossubmarinos sin equipo de reparación, a partir de embarcaciones de serviciosmúltiples, son considerablemente menos costosas que las ejecutadas conequipos de perforación de aguas profundas. Las operaciones de intervenciónlivianas comúnmente sustentan vehículos operados en forma remota que seutilizan para reemplazar o reestablecer los controles o los sensores en los ár-boles de producción, líneas de conducción o colectores múltiples submarinos.Además, pueden facilitar las operaciones de intervención de fondo de pozo sinequipo de reparación, las cuales utilizan cable o tubería flexible como semuestra en esta gráfica, para ejecutar funciones tales como mantenimiento de las válvulas de seguridad, operaciones de disparos o limpieza de pozos. Actualmente, estos tipos de intervenciones se limitan a tirantes de agua deaproximadamente 500 m o unos 1,500 pies.

36 Oilfield Review

Evaluación de yacimientos volcánicos

Los hidrocarburos pueden encontrarse en rocas volcánicas; a veces en cantidades

significativas. Los métodos petrofísicos, desarrollados originalmente para

las acumulaciones sedimentarias, están siendo utilizados para evaluar estos

yacimientos inusuales.

M.Y. Farooqui Gujarat State Petroleum Corporation (GSPC)Gandhinagar, Gujarat, India

Huijun HouDhahran, Arabia Saudita

Guoxin LiPetroChina Exploration and ProductionCompany LimitedBeijing, China

Nigel MachinSaudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

Tom NevilleCambridge, Massachusetts, EUA

Aditi PalYakarta, Indonesia

Chandramani ShrivastvaMumbai, India

Yuhua WangFengping YangChanghai YinJie ZhaoPetroChina Daqing Oilfield CompanyDaqing, China

Xingwang YangTokio, Japón

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Spring 2009: 21, no. 1.Copyright © 2009 Schlumberger.DMR, ECS y FMI son marcas de Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Martin Isaacs, Sugar Land, Texas, EUA; Shumao Jin, Brett Rimmer y Michael Yang, Beijing; Charles E. Jones, Universidad de Pittsburgh, Pensilvania, EUA; Andreas Laake, El Cairo; y Hetu C. Sheth, Instituto Indio de Tecnología, Mumbai.

En los primeros días de la exploración petrolera, en general, el descubrimiento de hidrocarburos en cualquier lugar que no fuera roca sedimentaria era accidental, y esas acumulaciones eran considera-das como el resultado de un golpe de suerte. Las serendipias aún forman parte de las activida-des de exploración, pero ahora los geólogos saben que la presencia de petróleo y gas en esas rocas no es ninguna coincidencia. Las rocas ígneas—forma-das a partir de la solidificación del magma—alojan yacimientos de petróleo en muchas de las grandes provincias petrolíferas.

En general, las rocas ígneas han sido ignoradas e incluso evitadas por la industria de E&P. Se las ha ignorado por no ser consideradas atractivas. No obstante, las rocas ígneas pueden desarrollar porosidad y permeabilidad de distintas maneras.1 Lejos de ser intrascendente, la actividad ígnea puede incidir en todos los aspectos de un sistema petrolero, proporcionando la roca generadora (roca madre), afectando la maduración de los fluidos y formando trayectos para la migración, trampas, yacimientos y sellos.2

Las rocas ígneas han sido evitadas por otras razones. Por un lado, tienden a ser extremada-mente duras, aunque las mejoras introducidas en la tecnología de las barrenas están ayudando a los perforadores a abordar estas litologías resis-tentes.3 Por otro lado, dado que habitualmente impiden la penetración profunda de la energía sísmica, las capas ígneas también son considera-das como un impedimento para la evaluación de los sedimentos infrayacentes. Los nuevos méto-dos sísmicos están aportando soluciones para este problema, pero con sus intensas cualidades re-fractivas, los yacimientos ígneos siguen siendo difíciles de caracterizar.4

Una vez descubiertos los hidrocarburos en los yacimientos ígneos, la evaluación de los volúme-nes de hidrocarburos y de la productividad plantea diversos retos. La interpretación de registros en los yacimientos ígneos a menudo requiere la adapta-ción de técnicas diseñadas para otros ambientes. Las herramientas de adquisición de registros y los métodos de interpretación que logran resul-tados exitosos en las rocas sedimentarias pueden

1. Srugoa P y Rubinstein P: “Processes Controlling Porosity and Permeability in Volcanic Reservoirs from the Austral and Neuquén Basins, Argentina,” AAPG Bulletin 91, no. 1 (Enero de 2007): 115–129.

2. Schutter SR: “Hydrocarbon Occurrence and Exploration in and Around Igneous Rocks,” en Petford N y McCaffrey KJW (ediciones): Hydrocarbons in Crystalline Rocks, Geological Society Special Publication 214. Londres: Sociedad Geológica (2003): 7–33.

3. Close F, Conroy D, Greig A, Morin A, Flint G y Seale R: “Successful Drilling of Basalt in a West of Shetland Deepwater Discovery,” artículo SPE 96575, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas del Área Marina de Europa de la SPE, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.

Salleh S y Eckstrom D: “Reducing Well Costs by Optimizing Drilling Including Hard/Abrasive Igneous Rock Section Offshore Vietnam,” artículo SPE 62777, presentado en la Conferencia de Tecnología de Perforación de la Región del Pacífico Asiático de las IADC/SPE, Kuala Lumpur, 11 al 13 de septiembre de 2000.

4. Hill D, Combee L y Bacon J: “Over/Under Acquisition and Data Processing: The Next Quantum Leap in Seismic Technology?” First Break 24, no. 6 (Junio de 2006): 81–95.

White RS, Smallwood JR, Fliedner MM, Boslaugh B, Maresh J y Fruehn J: “Imaging and Regional Distribution of Basalt Flows in the Faeroe-Shetland Basin,” Geophysical Prospecting 51, no. 3 (Mayo de 2003): 215–231.

Volumen 21, no. 1 37

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. OpenerORWINT09-VOL Fig. Opener

38 Oilfield Review

proveer respuestas válidas en las rocas ígneas, pero a menudo exigen cierta pericia para su apli-cación. Por otro lado, dado que la mineralogía varía significativamente en estas formaciones, los métodos que funcionan en una provincia vol-cánica pueden fracasar en otra. Usualmente, se requiere una combinación de diversos métodos.

Este artículo describe la complejidad de los yacimientos volcánicos y presenta algunas tec-nologías que han demostrado ser exitosas para su caracterización. La descripción comienza con una revisión de los tipos de rocas ígneas y conti-núa con un examen de los efectos de los procesos ígneos sobre los sistemas petroleros. Dos ejem-plos de campo destacan el proceso de evaluación de formaciones en las rocas volcánicas. Un estu-dio de caso de un yacimiento rico en contenido de gas, situado en China, presenta una técnica que combina las mediciones convencionales deri-vadas de los registros y los registros de imágenes con las técnicas de espectroscopía de captura de neutrones y resonancia magnética nuclear.

Un ejemplo de la India demuestra la importan-cia de incorporar imágenes de resistividad de la pared del pozo en la evaluación de las rocas vol-cánicas petrolíferas.

Acerca de las rocas ígneasLas rocas ígneas se forman a través de la solidi-ficación del magma; una mezcla de agua, gases disueltos y roca fundida a parcialmente fundida. Las rocas ígneas varían entre un yacimiento y otro porque sus componentes poseen químicas diver-sas, provenientes del magma que mezcla material del manto, la corteza y la superficie de la Tierra; habitualmente óxidos de silicio, hierro, magnesio, sodio, calcio y potasio. Además poseen estructu-ras y texturas diversas—lo cual se traduce en porosidades y permeabilidades complejas—dependiendo de cómo se fueron acomodando. Los mecanismos de colocación comprenden erupciones explosivas repentinas, flujos viscosos espesos e intrusiones subterráneas lentas y profun-das. Los procesos subsiguientes de meteorización

y fracturamiento pueden complicar aún más las propiedades de las rocas.

Las rocas ígneas se forman bajo una amplia gama de condiciones, y por consiguiente exhiben propiedades diversas (abajo, a la izquierda). La roca fundida, que se enfría muy por debajo de la superficie, forma rocas intrusivas o plutónicas. El enfriamiento lento de los magmas profundos crea cristales grandes que generan rocas de grano grueso. Estas formaciones habitualmente poseen una porosidad intergranular baja y una permeabilidad insignificante, lo cual las vuelve de poco interés para la industria petrolera. La excepción la constituyen los granitos frac-turados, que pueden producir hidrocarburos.5

Los magmas cercanos a la superficie tienden a enfriarse más rápidamente. Esto hace que exista menos tiempo para la formación de cristales que, por consiguiente, tienden a ser más pequeños, generando rocas cristalinas de grano fino.

Las rocas extrusivas, o volcánicas, se forman cuando el magma es expulsado a través de la su-perficie de la Tierra. El magma puede derramarse en flujos de lava fundida que, cuando se enfrían, forman rocas volcánicas cristalinas de grano fino a muy fino. A veces, el proceso de enfriamiento se produce tan rápidamente que no se pueden for-mar cristales, lo cual resulta en la formación de vidrio volcánico, tal como la obsidiana. Cuando los magmas contienen grandes cantidades de agua y gases disueltos, el incremento excesivo de

5. Por ejemplo, las reservas recuperables de petróleo alojadas en el granito fracturado de la Cuenca de Cuu Long, en el área marina de Vietnam, se estiman en 2,000 millones de bbl [320 millones de m3] o un volumen aún mayor. Para obtener más información, consulte: Du Hung N y Van Le H: “Petroleum Geology of Cuu Long Basin—Offshore Vietnam,” Search and Discovery Article #10062, http://www.searchanddiscovery.net/documents/2004/hung/images/hung.pdf (Se accedió el 6 de abril de 2009).

El campo gigante de gas Suban, situado en el sur de Sumatra, contiene un volumen estimado de reservas de 5 Tpc [140,000 millones de m3] en los granitos fracturados. Para obtener más información, consulte: Koning T: “Oil and Gas Production from Basement Reservoirs: Examples from Indonesia, USA and Venezuela,” en Petford N y McCaffrey KJW (ediciones): Hydrocarbons in Crystalline Rocks, Geological Society Special Publication 214. Londres: Sociedad Geológica (2003): 83–92.

Landes KK, Amoruso JJ, Charlesworth LJ Jr, Heany F y Lesperance PJ: “Petroleum Resources in Basement Rocks,” Bulletin of the AAPG 44, no. 10 (Octubre de 1960): 1682–1691.

6. En proporción, una roca acídica contiene más óxidos no metálicos que una roca básica y forma un ácido cuando se disuelve en agua. En proporción, una roca básica contiene más óxidos metálicos que una roca acídica y forma una base cuando se disuelve en agua.

7. El término “máfico” proviene de las palabras “magnesio” y “férrico”, mientras que el término “félsico” proviene de una combinación de feldespato y sílice.

Hyndman DW: Petrology of Igneous and Metamorphic Rocks, edición 2, Ciudad de Nueva York: McGraw-Hill Higher Education, 1985.

> Ubicación de las rocas ígneas. Las rocas plutónicas, formadas por el enfriamiento del magma en el interior de la Tierra, exhiben cristales bien desarrollados con escasa porosidad. Los plutones y los lacolitos—inyecciones ígneas protuberantes que penetran en las capas sedimentarias—son ejemplos de rocas plutónicas. Las rocas volcánicas, formadas cuando el magma se derrama sobre la superficie y se enfría rápidamente, muestran texturas cristalinas muy finas o incluso vítreas. El incremento de las presiones en el interior de la Tierra puede producir erupciones explosivas que se traducen en la acumulación de fragmentos de material volcánico en depósitos piroclásticos. Las rocas que contienen fragmentos clásticos de origen volcánico se denominan vulcanoclásticas. Como resultado de estos procesos diferentes, pueden desarrollarse porosidades y permeabilidades complejas.

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 1ORWINT09-VOL Fig. 1

Trampas

Lavaduras de granito

Lacolitoexpuestopor laerosión

Basamento

Volcán

Lacolito

Plutón

Filón

Dique

Roca de caja

Flujo de lava

Columna de erupción

Columna de humo

Oleada de nube de ceniza

Flujo piroclástico

Rocaplutónica

Diques

Rocas vulcanoclásticas

Volumen 21, no. 1 39

la presión bajo tierra puede producir erupciones explosivas de material volcánico. Los tamaños de los fragmentos eyectados o piroclastos osci-lan entre ceniza volcánica fina y “bombas” de decenas de centímetros de diámetro. Una vez eyectados, los fragmentos individuales se acumu-lan para formar rocas piroclásticas. Los flujos de lava (coladas lávicas) y los depósitos piroclásti-cos pueden oscilar entre algunos centímetros y algunos cientos de metros de espesor, cubriendo miles de kilómetros cuadrados. Estos depósitos pueden poseer valores de porosidad y permeabili-dad suficientes para convertirlos en yacimientos de hidrocarburos económicamente viables.

Los diferentes modos de formación de las rocas ígneas—enfriamiento de las lavas, ya sea bajo tie-rra o en la superficie, y aglomeración de fragmentos eyectados durante las erupciones explosivas—hacen posible una subdivisión de las rocas ígneas en dos grupos: rocas ígneas cristalinas y rocas ígneas, o piroclásticas, fragmentosas.

Una clasificación composicional simple y común de las rocas ígneas cristalinas se basa en el porcentaje en peso de sílice [SiO2]. Las rocas con bajo contenido de SiO2 (menos del 52%) se clasifican como básicas, las rocas con alto contenido de SiO2 (más del 66%) son acídicas, y aquellas con un contenido de SiO2 que oscila entre un 52 y un 66% son intermedias.6

Un sistema de clasificación paralelo agrupa a las rocas por porcentaje en peso de minerales de color oscuro. Las rocas ricas en minerales oscuros (más del 70%), tales como la olivina y el piroxeno, son máficas; las que contienen pocos minerales oscuros (menos del 40%), y por consi-guiente más minerales claros, tales como el cuarzo y el feldespato, son silícicas, y a veces se denomi-nan félsicas.7 Las rocas máficas, tales como el basalto, tienden a ser básicas; las rocas silícicas, tales como el granito, tienden a ser acídicas.

Una clasificación diferente abarca el mecanismo de posicionamiento, el tamaño de los cristales y la mineralogía, dividiendo las rocas volcánicas cris-talinas en cuatro tipos principales (arriba a la derecha). La tendencia que se extiende desde el basalto hasta la andesita, la dacita y la riolita, forma un conjunto de variedades mineralógicas.

Por otra parte, las rocas piroclásticas se clasifican habitualmente por su granulometría, al igual que las rocas sedimentarias clásticas. Las proporciones relativas de tres clases de tamaños de granos—bloques y bombas, lapilli y ceniza—se utilizan para clasificar una roca piro-clástica (derecha). Los distintos tipos de rocas

> Clasificación de las rocas ígneas por su composición mineral. Las rocas de grano fino y grueso, de composición similar, poseen nombres diferentes. Por ejemplo, un magma que contiene cuarzo, feldespato de potasio, plagioclasa rica en contenido de sodio y biotita, puede enfriarse lentamente y formar granito grueso. Si el mismo magma se derrama, formará riolita fina. Los magmas ricos en contenido de olivina no se derraman comúnmente, sino que se cristalizan en profundidad, y de ese modo forman sólo rocas de grano grueso.

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 2ORWINT09-VOL Fig. 2

Cuarzo

De grano grueso

De grano fino RiolitaDacitaAndesitaBasalto

GranitoGranodioritaDioritaGabroPeriodita

BiotitaAnfibol

Piroxeno

Olivina

Feldespatosde plagioclasaricos en sodio

Feldespatosde plagioclasaricos en calcio

Com

posi

ción

min

eral

, por

cent

aje

en v

olum

en

80

60

40

20

0

Incremento de la temperatura de cristalización 700°C [1,300°F]1,200°C [2,200°F]

Feldespatode potasio

100

Incremento del contenido de sílice 75%45%

Incremento del contenido de potasio, sodio y aluminio

Incremento del contenido de calcio, magnesio y hierro

> Clasificación de las rocas piroclásticas por su granulometría. Las rocas piroclásticas se identifican sobre la base de su granulometría, en forma similar a las rocas sedimentarias clásticas.

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 3ORWINT09-VOL Fig. 3

Tamañodel clasto odel cristal,

mmClastos

sedimentariosFragmentospiroclásticos

Rocas cristalinas:ígneas, metamórficas

o sedimentarias

Cantos rodadosgrandes

Guijarros

Bloquesy bombas

Cantos rodadospequeños Lapilli

Gránulos

Arena muy gruesa

Arena gruesa

Arena intermedia

Arena fina

Arena muy fina

Limo

Arcilla

Gra

vaA

rena

Lodo

Granos gruesosde ceniza

Granos finosde ceniza

Criptocristalinas

256

64

16

4

2

1

0.5

0.25

0.125

0.032

0.004

Muy gruesas

Cristalinas, muy gruesas

Finas

Cristalinas, finas

Intermedias

Cristalinas, intermedias

Gruesas

Cristalinas, gruesas

Muy finas

Cristalinas, muy finas

40 Oilfield Review

piroclásticas y cristalinas exhiben diferencias de textura y estructura que se traducen en diferen-cias de porosidad y permeabilidad (izquierda).

Volúmenes de rocas volcánicasLos petrólogos han calculado que la porción somera de la corteza terrestre contiene un volu-men de roca volcánica—formada por la eyección de lava en la superficie—de 3.4 a 9 x 109 km3, un orden de magnitud mayor que el volumen de roca sedimentaria. Esta estimación incluye las extru-siones producidas en las zonas de hundimiento del fondo marino, donde las placas oceánicas se están separando y la actividad volcánica forma corteza nueva.

La presencia de rocas volcánicas en las pro-vincias petrolíferas es común porque la actividad volcánica tuvo lugar en el interior o cerca de muchas cuencas sedimentarias, en una etapa o en otra. El vulcanismo también puede afectar las cuencas lejanas; los volcanes grandes pueden empujar los flujos piroclásticos hasta 1,000 km [aproximada-mente 600 mi] de distancia de su origen y el viento puede arrastrar la ceniza a través de miles de kilómetros (izquierda, extremo inferior). En con-secuencia, es posible observar mantos de ceniza y tobas, o ceniza consolidada, lejos de su origen.

Existen rocas ígneas productoras de hidrocarbu-ros en todo el mundo (próxima página). El primer descubrimiento documentado de petróleo en roca volcánica puede ser el Campo Hara de Japón, cuya producción inicial tuvo lugar en el año 1900.8 El campo producía petróleo de tres capas tobá-ceas. Otro de los primeros ejemplos de producción se registró en Texas, en el año 1915, a lo largo de una tendencia de volcanes de fondo marino, que erupcionaron durante la depositación de la Caliza Austin.9 Las formaciones volcánicas sepultadas produjeron 54 millones de bbl [8.6 millones de m3] de petróleo de 90 campos, emplazados en más de 200 cuerpos ígneos.

Los yacimientos volcánicos pueden contener acumulaciones significativas. Para el año 1996, la producción acumulada proveniente de las tobas volcánicas y las capas asociadas del Campo Jatibarang, situado en Java Occidental, era de 1,200 millones de bbl [190 millones de m3] de pe-tróleo y 2.7 Tpc [76,000 millones de m3] de gas. Las reservas estimadas ascienden a 4,000 millones de bbl [635 millones de m3] de petróleo y 3 Tpc [85,000 millones de m3] de gas.10 El análisis de yacimientos indica valores de porosidad que osci-lan entre 16 y 25% y una permeabilidad de hasta 10 darcies. En este yacimiento, las rocas volcáni-cas también son rocas generadoras.11

> Imagen del volcán Chaitén, en el sur de Chile, obtenida por el satélite Terra de la NASA. El volcán, que se creía inactivo antes de su erupción acaecida el 2 de mayo de 2008, envió una columna de ceniza y vapor a lo largo de unos 10.7 a 16.8 km [35,000 a 55,000 pies] dentro de la atmósfera. Esta imagen, obtenida tres días después de la erupción, muestra la columna de humo que se extiende hacia el este una distancia de más de 1,000 km a través de la República Argentina y hacia el interior del Océano Atlántico. La columna volcánica (blanco) se distingue de las nubes (turquesa). La superficie del suelo se encuentra cubierta de ceniza gris-tostada. [Tomado del documento “Chile’s Chaiten VolcanoErupts,” http://earthobservatory.nasa.gov/IOTD/view.php?id=8725 (Se accedió el 6 de abril de 2009)].

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 5ORWINT09-VOL Fig. 5

km

millas0

0 100

100

CHILE Cobertura de ceniza

ARGENTINA

Chaitén Columna de humo

O C É A N O A T L Á N T I C O

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 4ORWINT09-VOL Fig. 4

Pórfiro: Una de las estructuras porfiríticas máscomunes son los fenocristales, que son cristalesde 1 a 2 mm [0.04 a 0.08 pulgada] encastrados enuna matriz de grano fino, con frecuencia vítrea.La andesita y el basalto a menudo poseenfenocristales de olivina y piroxeno.

Almohadilla: La lava que es expulsada debajo del aguay pronto desarrolla una película fría alrededor de unnúcleo fundido forma estructuras en almohadilla, queson pilas bulbosas de roca. La lava almohadilla amenudo incorpora sedimentos del fondo marino.

Piroclasto: Los piroclastos son fragmentos de rocagruesa, cincelada, formados durante una explosiónvolcánica. Los fragmentos de vidrio a menudo sonun componente clave. Los fragmentos gruesos indicanun sepultamiento rápido o un proceso de re-elaboraciónmínimo, posterior a la depositación.

Flujo: Los flujos se forman cuando la estructura de lalava se alinea en filas paralelas o en ondas cordiformes.

Estructuras

Vesiculares: El gas que se expande en la lava enproceso de enfriamiento forma poros denominadosvesículas. A menudo desconectadas, esas vesículasson la razón por la cual la roca volcánica muy porosa,tal como la piedra pómez, flota pero posee un gradode permeabilidad insignificante. Las vesículas amenudo se rellenan con minerales secundarios,usualmente silicatos hidratados denominados zeolitas.Estas vesículas rellenas, conocidas como amígdulas,reducen la porosidad intergranular de la misma maneraque la arcilla presente en la arenisca.

Tobáceas: El material piroclástico consolidado demenos de 2 mm [aproximadamente 0.08 pulgada] dediámetro es la toba. La toba no consolidada es laceniza. Ambas pueden ser depositadas lejos de sulugar de origen. Una roca yacimiento volcánica común,epiclástica o meteorizada, es la arena tobácea, en laque la toba reelaborada representa menos de la mitaddel volumen de roca. Cuando la toba compone más dela mitad de la roca, el depósito se denomina tobaarenosa.

Brechiformes: La mayoría de las partículas angularesde más de 2 mm de diámetro son brechas volcánicas.Habitualmente, las partículas se forman a partir delmovimiento de la roca parcialmente solidificada, noa partir de la eyección de fragmentos.Vítreas: La lava que se enfría rápidamente forma vidriovolcánico, tal como la obsidiana, la tonalita y la piedravolcánica (pitchstone), que difieren fundamentalmenteen su contenido feldespático alcalino.

Texturas

> Estructuras y texturas en las rocas volcánicas. Las variaciones producidas en la estructura y la textura originan un amplio rango de porosidades y permeabilidades observadas en las rocas cristalinas y piroclásticas.

Volumen 21, no. 1 41

Los sistemas petrolerosEl vulcanismo puede afectar todos los aspectos de un sistema petrolero, produciendo rocas genera-doras peculiares, acelerando la maduración de los fluidos, y formando trampas, yacimientos y sellos.

Roca generadora (roca madre)—Si bien la mayoría de los hidrocarburos presentes en las rocas volcánicas provienen de rocas generadoras sedimentarias, algunas rocas volcánicas también son rocas generadoras. La vegetación arrastrada en los flujos volcánicos puede contener agua suficiente como para protegerla del calor del emplazamiento. El vulcanismo subaéreo puede formar lagos y pantanos con sedimentos ricos en kerógeno y el agua caldeada volcánicamente, pre-sente en estas cuencas, fomenta el crecimiento de nutrientes, incrementando aún más la produc-ción de materia orgánica.

Maduración—Mediante el agregado de calor, los cuerpos ígneos pueden acelerar la maduración

de los hidrocarburos. Los cuerpos intrusivos gran-des, tales como diques y filones de gran espesor, se enfrían en forma lenta y pueden afectar grandes volúmenes de roca adyacente, produ-ciendo sobremaduración.12 Los flujos volcánicos se enfrían relativamente rápido, de modo que usualmente producen menos impacto sobre la maduración. El impacto de la actividad ígnea sobre la maduración de los fluidos puede ser evaluado mediante el modelado de los sistemas petroleros.13

Además del calor directo, la circulación de los fluidos hidrotérmicos en la zona calentada también puede afectar la maduración. Por ejem-plo, los científicos que trabajan en la Cuenca de Guaymas del Golfo de California reportaron que los fluidos hidrotérmicos calentados hasta alcanzar 400°C [752°F] son responsables de la alteración de la materia orgánica y de la forma-ción de petróleo.14 El proceso es rápido, ya que

implica entre cientos y miles de años en vez de los varios millones de años que se necesitan habi-tualmente para la generación de petróleo.15

Migración—Los hidrocarburos originados en otros lugares son entrampados en las rocas volcá-nicas de distintas maneras:•Loshidrocarburospuedenpasarverticalolate-

ralmente desde las rocas sedimentarias hacia las rocas volcánicas ubicadas en posiciones es-tructurales más altas.

•La compactación de las rocas sedimentariaspuede obligar a los hidrocarburos a desplazarse en sentido descendente, hacia el interior de las rocas volcánicas.

•Los fluidos hidrotérmicos pueden disolver loshidrocarburos y depositarlos en las rocas ígneas.

•Silapresióndevaporexistenteenlasrocasvol-cánicas se vuelve suficientemente baja durante el proceso de enfriamiento, los hidrocarburos pueden introducirse en los espacios porosos.

> Distribución de las rocas ígneas petrolíferas. Los puntos dorados representan las localizaciones de las filtraciones, rastros y yacimientos de hidrocarburos en las rocas ígneas. (Adaptado de Schutter, referencia 36).

Hidrocarburos asociados con las rocas ígneas o la actividad ígnea

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 6ORWINT09-VOL Fig. 6

8. Mining in Japan, Past and Present. Oficina de Minas, Departamento de Agricultura y Comercio de Japón, 1909.

9. Ewing TE y Caran SC: “Late Cretaceous Volcanism in South and Central Texas—Stratigraphic, Structural, and Seismic Models,” Actas de la Asociación de Sociedades Geológicas de la Costa del Golfo 32 (1982): 137–145.

10. Kartanegara AL, Baik RN e Ibrahim MA: “Volcanics Oil Bearing in Indonesia,” AAPG Bulletin 80, no. 13 (1996): A73.

11. Bishop MG: “Petroleum Systems of the Northwest Java Province, Java and Offshore Southeast Sumatra,

Indonesia,” USGS Open-File Report 99–50R (2000), http://pubs.usgs.gov/of/1999/ofr-99-0050/OF99-50R/ardj_occr.html (Se accedió el 7 de abril de 2009).

12. Schutter, referencia 2.13. Yurewicz DA, Bohacs KM, Kendall J, Klimentidis RE,

Kronmueller K, Meurer ME, Ryan TC y Yeakel JD: “Controls on Gas and Water Distribution, Mesaverde Basin-Centered Gas Play, Piceance Basin, Colorado,” en Cumella SP, Shanley KW y Camp WK (ediciones): Understanding, Exploring and Developing Tight-Gas Sands: 2005 Vail Hedberg Conference, AAPG Hedberg Series, no. 3 (2008): 105–136.

14. Simoneit BRT: “Organic Matter Alteration and Fluid Migration in Hydrothermal Systems,” en Parnell J (ediciones): Geofluids: Origin, Migration and Evolution of Fluids in Sedimentary Basins, Geological Society Special Publication 78. Londres: Sociedad Geológica (1994): 261–274.

15. Kvenvolden KA y Simoneit BRT: “Hydrothermally Derived Petroleum: Examples from Guaymas Basin, Gulf of California, and Escanaba Trough, Northeast Pacific Ocean,” AAPG Bulletin 74, no. 3 (Marzo de 1990): 223–237.

42 Oilfield Review

Trampas—Las intrusiones ígneas que penetran las capas sedimentarias adyacentes, denomina-das rocas de caja, a menudo generan estructuras cerradas dentro de las formaciones penetradas. El Campo Omaha Dome, situado en la Cuenca de Illinois, EUA, fue formado por este tipo de trampa. La estructura de entrampamiento corresponde a un lacolito tipo árbol de Navidad, producido por una intrusión ultramáfica (arriba).16 El campo fue descubierto en el año 1940 y produjo aproxi-madamente 6.5 millones de bbl [1 millón de m3] de petróleo de las areniscas que se encuentran en contacto con la intrusión.

Yacimientos—Las rocas ígneas poseen otra característica en común con las rocas yacimiento sedimentarias; pueden tener porosidad primaria y a veces desarrollar porosidad secundaria. Pero, a diferencia de las rocas sedimentarias, las rocas ígneas pierden su porosidad muy lentamente con la compactación. La porosidad primaria puede ser intergranular o vesicular; un tipo de porosi-dad que resulta de la presencia de vesículas, o burbujas de gas en las rocas ígneas. Las porosi-dades en los basaltos y las andesitas vesiculares pueden alcanzar el 50%.17 La porosidad secun-daria es importante para muchos yacimientos volcánicos y a veces constituye el único tipo de porosidad presente. Puede resultar de los proce-sos de alteración hidrotérmica, fracturamiento y metamorfismo de etapa tardía; el metamor-fismo que tiene lugar en las etapas tardías de la

actividad ígnea que altera los minerales forma-dos previamente. Los filones y los lacolitos pueden convertirse en yacimientos, especialmente cuando penetran rocas generadoras. Y pueden fractu-rarse cuando se enfrían, generando porosidad, permeabilidad y trayectos para la migración.

Sellos—Las rocas ígneas pueden constituir sellos. Después de su conversión en arcilla, las capas extrusivas pueden actuar como sellos com-pactos. Las rocas intrusivas impermeables, tales como los lacolitos que forman trampas, también pueden sellar los hidrocarburos presentes en las formaciones que las infrayacen.

La exploración en las provincias volcánicasLa exploración de hidrocarburos en las rocas ígneas o en sus adyacencias puede involucrar varias técnicas geológicas, geofísicas y geoquí-micas. El mapeo superficial tradicional de las estructuras elevadas ha revelado la presencia de depósitos volcánicos. Por ejemplo, en Japón, se han descubierto rocas volcánicas riolíticas que contienen grandes acumulaciones de hidrocar-buros mediante el mapeo de los altos estructura-les.18 Otro método tradicional, el reconocimiento de filtraciones de hidrocarburos en la superficie, es utilizado para descubrir yacimientos más pro-fundos. El petróleo y el gas a veces se elevan a la superficie a través de los contactos existentes entre las rocas ígneas y las rocas sedimentarias. Las filtraciones presentes en el área de Golden

Lane del este de México, han sido asociadas con la presencia de rocas ígneas de inclinación pro-nunciada que penetraron capas carbonatadas de gran espesor, ricas en contenido de petróleo.19

Además se utilizan técnicas de avanzada. Se han aplicado registros de imágenes satelitales para evaluar la Cuenca del Columbia, cubierta de basalto, en Washington y Oregón, EUA.20 El análi-sis geoquímico del agua subterránea de la misma región detectó niveles significativos de metano a través de una extensa área, lo cual indicó canti-dades potencialmente comerciales de gas natural en los basaltos del Río Columbia.21

Dependiendo de las propiedades de las rocas volcánicas, las técnicas gravimétricas y magneto-métricas pueden resultar de utilidad. Éstos fueron los primeros métodos geofísicos aplicados y, en el año 1915, contribuyeron a la explotación exitosa del play volcánico de Texas mencionado previa-mente. Las rocas ígneas máficas—más ricas en contenido de minerales densos y magnéticos que las rocas ígneas félsicas—ofrecen mejor contraste con los sedimentos regionales, por lo que pueden aparecer en forma clara en los levantamientos gra-vimétricos y magnetométricos. Los levantamientos aeromagnetométricos han demostrado ser efecti-vos para la identificación de áreas prospectivas en los basaltos máficos de inundación de la Cuenca del Otway, en el sudeste de Australia.22

También se han utilizado métodos magnetote-lúricos (MT), usualmente en conjunto con otras técnicas, para investigar las rocas volcánicas de alta resistividad como yacimientos potenciales (para obtener más información sobre MT, véase “Sondeos electromagnéticos para la exploración de petróleo y gas,” página 4). Por ejemplo, los levantamientos MT del Campo Yurihara de petró-leo y gas, situado en Japón, están ayudando a explorar las áreas que rodean a los yacimientos productores.23 En ciertas líneas MT, se han iden-tificado capas volcánicas resistivas levantadas como posibles áreas prospectivas. La integración de los levantamientos MT con la información sísmica de superficie resultó de utilidad para la caracterización de la estructura interna de una capa basáltica productora de petróleo y gas.

Los métodos sísmicos, si bien resultan extrema-damente útiles para la detección de estructuras sedimentarias, han mostrado un grado mixto de éxito en las provincias volcánicas. Los basaltos macizos, sin estratificación interna, poseen una calidad sísmica efectiva alta, lo cual significa que no son altamente absorbentes, de modo que las ondas sísmicas los atraviesan con poca atenuación. Los levantamientos sísmicos son relativamente exitosos para la delineación de los

> Trampas causadas por la intrusión de lacolitos. La trampa del Campo Omaha Dome, en Illinois, fue producida por un lacolito tipo Árbol de Navidad (izquierda) de mica-peridotita, que penetró estructuras de calizas y areniscas. Las trampas (verde) también pueden ser producidas por lacolitos perforados (derecha), que levantan las capas suprayacentes a lo largo de las fallas límite.

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 7ORWINT09-VOL Fig. 7

Lacolito tipo Árbol de Navidad Lacolito perforado

Volumen 21, no. 1 43

24. Rohrman M: “Prospectivity of Volcanic Basins: Trap Delineation and Acreage De-Risking,” AAPG Bulletin 91, no. 6 (Junio de 2007): 915–939.

25. Laake A: “Remote Sensing Application for Vibroseis Data Quality Estimation in the Neuquen Basin, Argentina,” artículo presentado en el VI Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos del IAPG, Mar del Plata, Argentina, 15 al 19 de noviembre de 2005.

Coulson S, Gråbak O, Cutts A, Sweeney D, Hinsch R, Schachinger M, Laake A, Monk DJ y Towart J: “Teledetección satelital: mapeo de riesgos para los levantamientos sísmicos,” Oilfield Review 20, no. 4 (Primavera de 2009): 40–51.

26. Rodríguez Arias L, Galaguza M y Sánchez A: “Look Ahead VSP, Inversion, and Imaging from ZVSP and OVSP in a Surface Basalt Environment: Neuquen Basin, Argentina,” artículo SPE 107944, presentado en la Conferencia de Ingeniería Petrolera de América Latina y el Caribe de la SPE, Buenos Aires, 15 al 18 de abril de 2007.

topes y las bases de esas capas. No obstante, los basaltos estratificados, especialmente aquéllos que exhiben superficies meteorizadas entremez-cladas, tienden a dispersar la energía sísmica y pueden proporcionar datos pobres.24 Para mejorar la calidad de los datos sísmicos en las provincias volcánicas, los responsables de la planeación de los levantamientos utilizan la técnica de telede-tección mediante satélites para determinar la litología y la topografía, y están incorporando los resultados en las evaluaciones de los aspectos logísticos de los levantamientos, los parámetros de adquisición y los requerimientos de procesa-miento (derecha).25

En áreas con capas volcánicas altamente ate-nuantes, los levantamientos sísmicos de pozos se han mostrado promisorios en cuanto al mejora-miento de la resolución de las imágenes sísmicas. Tal fue el caso de un perfil sísmico vertical (VSP) con desplazamiento de la fuente, efectuado en un pozo exploratorio de 4,750 m [15,600 pies] de la Cuenca Neuquina, en la República Argentina.26

En la localización del pozo, la superficie se encontraba cubierta por aproximadamente 150 m [490 pies] de basalto que atenuaba intensamente la energía sísmica superficial. El VSP produjo una imagen con una resolución más alta que la de los resulta-dos sísmicos de superficie e iluminó otros cuerpos ígneos presentes en el subsuelo.

Una vez descubierto un depósito volcánico con hidrocarburos, la evaluación del yacimiento puede constituir un gran reto. Los métodos de evaluación de la porosidad, la permeabilidad y la saturación en las rocas sedimentarias deben modificarse para funcionar en las provincias vol-cánicas. Algunos estudios de casos de China e India demuestran esas técnicas.

Formaciones volcánicas gasíferas en ChinaEl campo gigante Daqing, descubierto en 1959, es el campo de petróleo y gas más grande de China y uno de los más grandes del mundo. Produjo más de 10,000 millones de bbl [1,600 millones de m3]

de capas sedimentarias ubicadas a una profundidad que oscila entre 700 y 1,200 m [2,300 y 3,900 pies]. Los pozos estratigráficos—perforados para cono-cer las relaciones, a escala de cuenca, entre los

yacimientos y los estratos adyacentes—encon-traron gas en las capas volcánicas ubicadas a profundidades de entre 3,000 y 6,000 m [10,000 y 20,000 pies]. Debido al ambiente complejo y a la

>Métodos de teledetección en las provincias volcánicas. Los datos satelitales de las bandas visible, infrarroja cercana, infrarroja y térmica, ayudan a los geofísicos a evaluar la topografía y el carácter de la superficie del terreno antes de planificar la ejecución de un levantamiento sísmico. En este ejemplo de la República Argentina, los datos satelitales (extremo inferior) de diversas bandas espectrales se combinan y codifican por colores para distinguir las diferentes características de la superficie. Los flujos basálticos recién expulsados se resaltan en rojo oscuro en ambas imágenes satelitales. Las brigadas a cargo de los levantamientos utilizan esta información con el fin de determinar si el terreno es accesible para los camiones vibradores y otros equipos (extremo superior). La fotografía de los vehículos para levantamientos muestra el volcán Payún visto desde el sur.

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 8ORWINT09-VOL Fig. 8

Rocas no basálticas

Basalto fresco

Basalto meteorizado

Basalto con vegetación rala

Sedimentos no volcánicos

Vegetación

Basalto fresco

Basalto meteorizado

PayúnPayún

20millas

km0 20

0

16. English RM y Grogan RM: “Omaha Pool and Mica-Peridotite Intrusives, Gallatin County, Illinois,” en Howell JV (ediciones): Structure of Typical American Oil Fields, Special Publication 14, vol. 3. Tulsa: Asociación Americana de Geólogos del Petróleo (1948): 189–212.

17. Chen Z, Yan H, Li J, Zhang G, Zhang Z y Liu B: “Relationship Between Tertiary Volcanic Rocks and Hydrocarbons in the Liaohe Basin, People’s Republic of China,” AAPG Bulletin 83, no. 6 (Junio de 1999): 1004–1014.

18. Komatsu N, Fujita Y y Sato O: “Cenozoic Volcanic Rocks as Potential Hydrocarbon Reservoirs,” presentado en el 11º Congreso Mundial del Petróleo, Londres, 28 de agosto al 2 de septiembre de 1983.

19. Link WK: “Significance of Oil and Gas Seeps in World Oil Exploration,” Bulletin of the AAPG 36, no. 8 (Agosto de 1952): 1505–1540.

20. Fritts SG y Fisk LH: “Structural Evolution of South Margin—Relation to Hydrocarbon Generation,” Oil & Gas Journal 83, no. 34 (26 de agosto de 1985): 84–86.

Fritts SG y Fisk LH: “Tectonic Model for Formation of Columbia Basin: Implications for Oil, Gas Potential of North Central Oregon,” Oil & Gas Journal 83, no. 35 (2 de septiembre de 1985): 85–89.

21. Johnson VG, Graham DL y Reidel SP: “Methane in Columbia River Basalt Aquifers: Isotopic and Geohydrologic Evidence for a Deep Coal-Bed Gas Source in the Columbia Basin, Washington,” AAPG Bulletin 77, no. 7 (Julio de 1993): 1192–1207.

22. Gunn P: “Aeromagnetics Locates Prospective Areas and Prospects,” The Leading Edge 17, no. 1 (Enero de 1998): 67–69.

23. Mitsuhata Y, Matsuo K y Minegishi M: “Magnetotelluric Survey for Exploration of a Volcanic-Rock Reservoir in the Yurihara Oil and Gas Field, Japan,” Geophysical Prospecting 47, no. 2 (Marzo de 1999): 195–218.

44 Oilfield Review

naturaleza desafiante de las rocas yacimiento, no se apuntó a estas reservas de inmediato para su desarrollo.

En el año 2004, PetroChina puso en marcha un programa de evaluación de nueve pozos y con-certó un proyecto conjunto con Schlumberger para comprender mejor estos yacimientos vol-cánicos profundos. El área de estudio cubría una extensión de 930 km2 [360 mi2] y contaba con

datos sísmicos 3D, además de registros adquiri-dos con cable, imágenes de la pared del pozo y análisis de núcleos de 15 pozos. Para sustentar las decisiones de desarrollo, los analistas cons-truyeron un flujo de trabajo destinado a evaluar estos yacimientos complejos y estimar el volumen de gas en sitio.27

El paso inicial del flujo de trabajo consistió en la construcción de un modelo estructural a

partir de los datos sísmicos. El tope del grupo volcánico Yingcheng corresponde a un reflec-tor sísmico significativo, y la interpretación de este horizonte proporcionó el control estructu-ral principal para el modelo. Además del tope del grupo, los intérpretes sísmicos distinguie-ron tres secuencias volcánicas principales, con secuencias sedimentarias interestratificadas y limitantes (izquierda). Dentro del modelo estruc-tural, cada secuencia fue dividida en celdas más pequeñas que luego se poblaron con las propie-dades físicas.

El yacimiento está compuesto principalmente por riolitas cristalinas interestratificadas y piroclás-ticos riolíticos, pero además se observó un espectro completo de rocas volcánicas, cuya composición variaba de basáltica a riolítica y cuya textura fluc-tuaba entre ígnea cristalina y piroclástica.

La identificación de los distintos tipos de rocas presentes en las secuencias y su correla-ción entre los pozos fueron tareas complicadas. La clasificación de la litología para la mayor parte de los tipos de rocas se basa en la mineralogía, la cual no puede determinarse fácilmente cuando se trata de texturas muy finas o vítreas, comunes en las rocas volcánicas. Esto condujo a los científicos estudiosos de las rocas volcánicas a enfocarse en la composición química como factor clave en los esquemas de clasificación. Con las concentracio-nes elementales obtenidas con una herramienta de Espectroscopía de Captura Elemental ECS, los intérpretes utilizaron estos esquemas de cla-sificación sobre la base de la composición química para proporcionar una descripción continua de la litología.28 Sin embargo, no todo se reduce a la composición química; por ejemplo, si una roca en particular posee una composición riolítica, la química sola no puede distinguir entre una rio-lita cristalina y una toba riolítica piroclástica. La información textural de las imágenes de la pared del pozo, obtenidas con el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI, proporcionó la base para distinguir estos tipos de rocas y vincular entre sí los datos de los registros de todos los pozos. Las distribuciones de T2, prove-nientes de datos de resonancia magnética nuclear, proporcionaron información adicional para com-pletar la clasificación litológica.

29. Li GX, Wang YH, Zhao J, Yang FP, Yin CH, Neville TJ, Farag S, Yang XW y Zhu YQ: “Petrophysical Characterization of a Complex Volcanic Reservoir,” Actas del 48o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Austin, Texas, 3 al 6 de junio de 2007, artículo E.

30. Freeman JJ, Freedman R, Cao Minh C, Gubelin G, Rawlence D, McGinness T y Terry B: “Combining NMR and Density Logs for Petrophysical Analysis in Gas-Bearing Formations,” Actas del 39o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Keystone, Colorado, EUA, 26 al 29 de mayo de 1998, artículo II.

27. Li G, Wang YH, Yang FP, Zhao J, Meisenhelder J, Neville TJ, Farag S, Yang XW, Zhu YQ, Luthi S, Hou HJ, Zhang SP, Wu C, Wu JH y Conefrey M: “Computing Gas in Place in a Complex Volcanic Reservoir in China,” artículo SPE 103790, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y el Gas de la SPE, China, Beijing, 5 al 7 de diciembre de 2006.

28. Barson D, Christensen R, Decoster E, Grau J, Herron M, Herron S, Guru UK, Jordán M, Maher TM, Rylander E y White J: “Espectroscopía: La clave para la obtención de respuestas petrofísicas rápidas y confiables,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005): 16–35.

> Estructura del grupo volcánico Yingcheng por debajo del Campo Daqing. La interpretación de los datos sísmicos determinó el tope del grupo volcánico, y la integración de los datos sísmicos con los datos de registros permitió la delineación de las secuencias volcánicas superior e inferior y las secuencias predominantemente basálticas.

2

km0

0 millas

2

ConglomeradoLutitaRoca volcánica superiorRoca sedimentariaRoca volcánica inferiorBasalto

XS8 XS401 XS4 XS602 XS6 XS601X,200

X,400

X,600

X,800

Y,000

Y,200

Y,400

Y,600

Y,800

Prof

undi

dad,

mX,000

km0 400

0 millas 400

Beijing

M O N G O L I A

C H I N A J A

P Ó

N

R U S I A

Daqing

COREA DEL SUR

COREA DEL NORTE

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 9ORWINT09-VOL Fig. 9

Volumen 21, no. 1 45

Mediante la combinación de toda la informa-ción disponible, los geólogos lograron identificar 11 tipos de rocas ígneas en cada pozo y luego los correlacionaron a través del campo, utilizando los datos sísmicos y los modelos geológicos concep-tuales de otros ambientes volcánicos (derecha).

La evaluación de las propiedades petrofísi-cas de cada tipo de roca resultó particularmente desafiante.29 En comparación con las rocas clásti-cas y carbonatadas, que forman los yacimientos petrolíferos y gasíferos convencionales, estas rocas volcánicas exhiben los rasgos más pro-blemáticos de ambas; la mineralogía compleja, incluyendo la presencia de minerales conduc-tivos tales como las arcillas y las zeolitas, es análoga a la de las rocas clásticas más desafian-tes, y su textura y estructura porosa reproduce a las de las rocas carbonatadas más complejas. Esta combinación de rasgos plantea dificultades para la evaluación de la porosidad, la permeabili-dad y las saturaciones de fluidos.

Un esquema robusto e independiente de la litología para la evaluación de la porosidad en las formaciones gasíferas de baja porosidad, es el método de interpretación DMR que incluye los datos de densidad y los de resonancia magnética y combina las mediciones de densidad volumé-trica con las mediciones de porosidad obtenidas por resonancia magnética.30 A los resultados ECS se les aplicó una relación entre la densidad de la matriz y las concentraciones elementales derivadas del análisis de núcleos para generar un registro continuo de la densidad de la matriz. La densidad de la matriz proporcionó los datos de entrada del proceso DMR para obtener estimacio-nes de alta calidad de la porosidad e indicaciones de saturación de gas en cada pozo. Con el fin de extrapolar la información de porosidad a las áreas alejadas de los pozos, los intérpretes desa-rrollaron distribuciones probabilísticas de la porosidad para cada tipo de roca y las utilizaron para poblar el modelo.

La estimación de la saturación de gas fue un desafío porque la textura compleja de la roca impedía el desarrollo de una ecuación adecuada de saturación de Archie, de manera que para su estimación se utilizó un enfoque basado en la presión capilar. Las curvas de presión seudo-capi-lar se obtuvieron de las distribuciones de T2, a partir de datos de resonancia magnética nuclear de los registros de pozos, y se calibraron con las mediciones de presión capilar por inyección de mercurio obtenidas en los núcleos. Los valo-res de saturación computados de esta manera

indicaron una fuerte dependencia con respecto a la geometría de la red de poros. Por ejemplo, las mediciones de núcleos demostraron que las tobas depositadas por caída de cenizas—que constituyen, desde el punto de vista volumétrico, el tipo de roca yacimiento más significativo—son microporosas o poseen gargantas de poros de menos de 0.5 μm de radio. Los perfiles de satu-ración de estas formaciones exhibían zonas de transición largas, que se extendían cientos de

> Correlación de los tipos de rocas ígneas con los datos sísmicos. Los tipos de rocas se identificaron utilizando imágenes FMI, distribuciones de T2 NMR y concentraciones elementales ECS, y se clasifi-caron en siete litologías cristalinas (verdes, rosas y púrpuras) y cuatro litologías piroclásticas (naranja y amarillos). Una correlación de muestras (extremo inferior) exhibe una imagen FMI obtenida a través de un intervalo de capas predominantemente piroclásticas. Se utiliza una sección sísmica (extremo superior) obtenida a través del pozo central para extender los tipos de rocas por todo el campo. Los tipos de rocas observados en el pozo central se muestran en la localización del pozo utilizando los códigos por colores para las litologías vulcanoclásticas y cristalinas. Los tipos de rocas extrapolados lejos del pozo central se exhiben como colores semitransparentes en la sección sísmica.

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 10ORWINT09-VOL Fig. 10

600 650 700 750 800 850 900

Flujo de lava inferior

Sedimentación subacuática

Flujo piroclástico

Caída de piroclásticos

Oleada inicial

Flujo de lava superior

Flujo de lava intermedia

Flujo piroclástico(colada piroclástica) Caída de

piroclásticos

Roca extrusiva

Flujo de lava

Número de punto común profundo

Roca volcánica exterior que forma domos

Roca volcánica intermedia que forma domos

Roca volcánica interior que forma domos

Roca intrusiva

Imagen FMI50 0

FaciesPorosidad%

Flujode lava

Toba

Flujopiroclástico

Oleadainicial

Caída depiroclásticos

metros y cubrían la mayor parte del yacimiento. Los resultados de saturación, validados con las indicaciones de gas obtenidas con el método DMR, las mediciones del análisis de fluidos de fondo de pozo y los datos de producción, fueron consistentes con el supuesto de que el yacimiento correspondía a un sistema de presión única con un solo nivel de agua libre. Subsiguientemente, se utilizó el enfoque basado en la presión capilar para poblar el modelo con valores de saturación.

46 Oilfield Review

El volumen de gas en sitio, correspondiente al yacimiento, fue calculado sumando el gas con-tenido en cada celda del modelo. No obstante, la calidad de la roca yacimiento de este campo es extremadamente heterogénea. Por otro lado, el control del pozo era limitado, y los datos sísmicos resultaban imperfectos para guiar la distribu-ción de las propiedades petrofísicas. Con el fin de superar estas dificultades, los ingenieros

emplearon un método estocástico para poblar las celdas con valores de porosidad y saturación de gas. Se efectuaron casi 60 realizaciones para evaluar las cantidades potenciales de gas en sitio para el área de estudio, lo cual proporcionó un conocimiento del rango de incertidumbre asociado con los componentes volumétricos del campo. Los resultados del estudio general sustentaron la decisión de desarrollarlo.

El petróleo en las Trampas del Decán de IndiaLas Trampas del Decán se formaron en la edad Cretácico Tardío, por la extrusión de los basaltos de inundación que hoy cubren más de 500,000 km2 [190,000 mi2] de la porción centro-oeste de India. La palabra “trampas” proviene del vocablo ale-mán treppen, que significa escalón, y reciben ese nombre porque generan una topografía caracterizada por terrazas escalonadas de capas basálticas resistentes (izquierda).31 El episodio de vulcanismo fue sincrónico con el proceso de rifting del continente Indio desde el sur de África. Si bien la génesis y el mecanismo de colo-cación de estos basaltos aún hoy son objeto de debate, el consenso general es que fueron expul-sados debajo del agua.32 Se han identificado más de 40 de estas capas de basalto, muchas de las cuales se encuentran interestratificadas con calizas, lutitas y areniscas fluviales y estuarinas. En ciertos lugares, el espesor total de las trampas supera los 3,000 m.

Durante los últimos 40 años, la Cuenca de Cambay, uno de los plays petrolíferos más anti-guos de India Occidental, produjo hidrocarburos de los sedimentos que suprayacen los basaltos del Decán.33 Hasta hace poco, se consideraba que el tope de los depósitos volcánicos correspondía al basamento económico, por debajo del cual no se esperaban yacimientos de hidrocarburos comercia-les. No obstante, en los últimos años, se descubrió petróleo en estas rocas volcánicas más profundas.

En 2003, Gujarat State Petroleum Corporation (GSPC) puso en marcha una campaña consistente de seis pozos en el Bloque CB-ONN-2000/1. Los pri-meros tres pozos mostraron rastros de petróleo en las capas volcánicas. En el año 2004, el cuarto pozo, PK-2, resultó ser un descubridor significa-tivo de petróleo, produciendo durante las pruebas a una tasa de 64 m3/d [400 bbl/d]. Para la planea-ción del pozo siguiente, se construyó un modelo de yacimiento simplista que asumió que la capa basáltica petrolífera superior extrema, penetrada por el Pozo PK-2, era lateralmente extensiva. Sobre la base de este modelo, en el año 2005, se perforó el Pozo PK-6 justo a 600 m [1,970 pies] al sudoeste del Pozo PK-2. Lamentablemente, este pozo no produjo hidrocarburos. Este resultado

31. Short NM Sr y Blair RW Jr (ediciones): Geomorphology from Space. NASA (1986), http://disc.gsfc.nasa.gov/geomorphology/ (Se accedió el 3 de marzo de 2009).

32. Kumar R: Fundamentals of Historical Geology and Stratigraphy of India. Nueva Delhi: New Age International Publishers Limited, 2001.

> Las Trampas del Decán de India. Las Trampas del Decán son una secuencia de aproximadamente 40 capas de basalto que cubren ciertas porciones del centro-oeste de India. Las diferencias entre los basaltos, que son competentes, y las areniscas, lutitas y calizas interestratificadas, que son más fáciles de erosionar, originan el terreno accidentado (derecha). Esta fotografía fue tomada en la escarpa de Mahabaleshwar, en Western Ghats. La Cuenca de Cambay (izquierda) corresponde a un graben hundido, con sedimentos petrolíferos que suprayacen a los basaltos. Los afloramientos basálticos se muestran en anaranjado. (Fotografía, cortesía del Dr. Hetu C. Sheth del Departamento de Ciencias de la Tierra, Instituto Indio de Tecnología, Mumbai.)

km

millas0

0 500

500

P A Q U I S

T Á N

NEPAL

C H I N A

BANGLADESH

SRI LANKA

I N D I A

Trampas del Decán

Cuenca de Cambay

Mahabaleshwar

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 11ORWINT09-VOL Fig. 11

33. Negi AS, Sahu SK, Thomas PD, Raju DSAN, Chand R y Ram J: “Fusing Geologic Knowledge and Seismic in Searching for Subtle Hydrocarbon Traps in India’s Cambay Basin,” The Leading Edge 25, no. 7 (Julio de 2006): 872–880.

34. Pal A, Machin N, Sinha S y Shrivastva C: “Application of Borehole Images for the Evaluation of Volcanic Reservoirs: A Case Study from the Deccan Volcanics, Cambay Basin, India,” presentado en la Convención y Exhibición Anual de la AAPG, Long Beach, California, EUA, 1º al 4 de abril de 2007.

Volumen 21, no. 1 47

> Clasificación textural de las facies basálticas de Decán. Las imágenes del generador de imágenes de resistividad de pozo FMI ayudaron a los geólogos a identificar tres tipos de rocas principales. Los basaltos vesiculares (izquierda) exhibieron vesículas en la imagen (extremo superior), tanto en la muestra (extremo inferior) como en los núcleos laterales de un pozo vecino. Los basaltos no vesiculares (centro) no mostraron esas burbujas de gas en las imágenes de la pared del pozo ni en los núcleos laterales. Las imágenes de los basaltos vulcanoclásticos (derecha) mostraron la estratificación de escala fina de las partículas angulares. (Fotografía de los basaltos, cortesía de Charles E. Jones, Universidad de Pittsburgh, Pensilvania.)

Basalto vesicular Basalto no vesicular Roca vulcanoclástica

3 cm

Oilfield Revie w

Winter 09

Vo lcanic Fig. 12

ORWINT09-VOL Fig. 12

>Correlación inicial de facies entre pozos. La clasifi-cación de las facies basada en la textura permitió la correlación de tres capas de basalto entre el Pozo PK-2 y el Pozo PK-6. El Basalto A (azul) corresponde a la zona productiva del Pozo PK-2, pero no del Pozo PK-6. Los Basaltos B y C no son productivos.

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 13ORWINT09-VOL Fig. 13

Basalto vesicularZona brechiforme en el basalto no meteorizado

Rocas vulcanoclásticasBasalto no vesicular

1,800

1,825

1,850

1,875

1,925

1,775

1,900

1,800

1,825

1,850

1,875

Prof

undi

dad,

m

1,775

1,900

Basalto B

Basalto C

Basalto A

Tope

Tope

Tope

Pozo PK-2 Pozo PK-6

inesperado incentivó a GSPC a actualizar el mo-delo de yacimiento mediante el análisis posterior de los datos, considerando específicamente las facies rocosas y las fracturas, y su interacción con las fallas existentes en las capas volcánicas.34

Como primer paso, los geólogos desarrollaron una clasificación textural de las capas volcánicas. Se identificaron tres facies principales—basalto vesicular, basalto no vesicular y unidades vulcano- clásticas—utilizando registros de imágenes de la pared del pozo, datos petrográficos del Pozo PK-1

y muestras de basalto (arriba). A continuación, se correlacionaron las facies entre pozos; un ejer-cicio que distó de ser directo. Los flujos de lava se pueden mezclar, y después de la solidificación pueden tener lugar otros cambios, tales como la alteración hidrotérmica, la meteorización, la cementación y la deformación estructural. Estos cambios pueden identificarse en los aflora-mientos; sin embargo, su rastreo en el subsuelo no es sencillo. Sobre la base de las facies de las imágenes y los caracteres únicos de los registros,

pudieron correlacionarse tres capas basálticas principales, A, B y C, entre los pozos clave PK-2 y PK-6 (abajo).

En los estudios de afloramientos, las rocas volcánicas pueden correlacionarse utilizando el análisis geoquímico de la composición elemental principal y secundaria. En el subsuelo, se pueden obtener datos similares utilizando la herramienta ECS. Las gráficas de interrelación del silicio ele-mental en función del calcio, el aluminio, el hierro y el titanio para los Basaltos A, B y C, mostraron que el Basalto A, la unidad superior, es diferente en cuanto a su composición en los pozos clave, mientras que los Basaltos B y C son similares en

48 Oilfield Review

> Comparación de los basaltos en dos pozos. Las concentraciones elementales (derecha), obtenidas con la herramienta ECS, se expresan como relaciones entre el calcio, el hierro, el aluminio y el titanio, y el silicio (Ca/Si, Fe/Si, Al/Si y Ti/Si). Estas relaciones se representan gráficamente para los Basaltos A (óvalo azul), B (óvalo verde) y C (óvalo rojo). En cada una de las gráficas de las relaciones, los óvalos rojos y verdes poseen aproximadamente la misma relación entre sí pero no con los óvalos azules. Por ejemplo, en la gráfica de Ca/Si para el Pozo PK-2 (extremo superior), el óvalo rojo se encuentra al lado del verde y el óvalo azul se encuentra dentro del rojo. No obstante, en la gráfica de Ca/Si para el Pozo PK-6, el óvalo rojo sigue estando al lado del verde pero el óvalo azul se encuentra dentro del verde. Esta disposición indica que los Basaltos B y C se correlacionan entre un pozo y el otro, pero el Basalto A no lo hace.

términos composicionales (arriba). Esto indica que la capa basáltica superior extrema es lateral-mente discontinua entre los dos pozos, lo cual se opone al supuesto del modelo original.

Luego del análisis de facies, la fase siguiente del estudio consistió en la caracterización de las fracturas naturales que son abundantes dentro de las capas volcánicas. En el pozo descubridor PK-2, el basalto superior que produjo hidrocarburos es

de gran espesor y comprende una capa de basalto no vesicular que suprayace una sección basáltica vesicular con numerosas fracturas que aparecen como conductivas en las imágenes de la pared del pozo.35 Las fracturas abiertas y vesículas crean un yacimiento de buena calidad con un sistema de porosidad dual, y la red de fracturas mejora la permeabilidad. Por el contrario, en el Pozo PK-6, la capa de basalto superior, que es más delgada, esencialmente no vesicular y menos fracturada, no constituye un buen yacimiento.

Además del tipo de facies y la presencia de fracturas, la relación geométrica existente entre las fracturas y las fallas, también parece desempeñar un rol crucial en la localización de acumulaciones de hidrocarburos. En el Pozo PK-2,

las fracturas abiertas forman ángulos altos con res-pecto a una falla de escala sísmica, mientras que las fracturas del Pozo PK-6 se alinean en sentido aproximadamente paralelo a la falla. Los intérpre-tes desarrollaron un modelo conceptual en el que la falla de escala sísmica facilita la comunicación de los fluidos, permitiendo que las fracturas abier-tas que la intersectan conduzcan los hidrocarburos hasta los pozos productores. Las fracturas alinea-das con la falla son menos proclives a intersectarla y, por consiguiente, es improbable que conduzcan hidrocarburos. Este concepto fue validado en un pozo nuevo, el Pozo PK-2A1, que contenía fracturas conductivas orientadas en sentido perpendicular a las fallas de escala sísmica y que también pro-dujo petróleo.

La actividad volcánica futuraLa evaluación de los hidrocarburos presentes en las rocas volcánicas plantea numerosos desafíos, pero la aplicación creativa de técnicas diseñadas para yacimientos sedimentarios está ayudando a las compañías de petróleo y gas a caracteri-zar y explotar estas acumulaciones complejas. La combinación de imágenes de resistividad de la pared del pozo con registros de resonancia magnética y espectroscopía de captura de neu-trones se está convirtiendo en el nuevo conjunto de datos estándar para la evaluación de los yaci-mientos volcánicos. Con el mejoramiento del conocimiento de la capacidad que poseen las rocas volcánicas para contener petróleo y gas, otras compañías podrán contemplar la re-evalua-ción del potencial de las formaciones volcánicas anteriormente desestimadas.

A diferencia de sus contrapartes sedimenta-rias, los yacimientos de rocas volcánicas no han sido estudiados de manera sistemática. Además de los ejemplos descritos en este artículo, existen hidrocarburos presentes en rocas ígneas, o en sus adyacencias, en más de 100 países.36 En muchos casos, sólo se han descubierto rastros y filtracio-nes de petróleo; sin embargo, con actividades de exploración adicionales, tal vez se descubran volúmenes de reservas significativos.

Aunque la presencia de rocas volcánicas en una cuenca nunca se convierta en un fundamento para su exploración, la posibilidad de que este tipo de cuenca sustente un sistema petrolero viable debería ser incluida dentro de una gama de opciones. Si bien algunos operadores podrían suspender su operación de perforación después de haber encontrado el “basamento,” aquéllos que conocen mejor el potencial de las rocas volcáni-cas probablemente las traten como cualquier otra roca yacimiento prospectiva. —LS

35. En ausencia de datos acústicos o datos de pruebas, las fracturas conductivas de las imágenes de la pared del pozo se consideran abiertas al flujo.

36. Schutter SR: “Occurrences of Hydrocarbons in and Around Igneous Rocks,” en Petford N y McCaffrey KJW (ediciones): Hydrocarbons in Crystalline Rocks, Geological Society Special Publication 214. Londres: Sociedad Geológica (2003): 35–68.

Prof., m Rayos gamma Litología

Prof., m Rayos gamma Litología

0.15

0.10

0.05

00.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35

Ca/Si Fe/Si0.20

0.15

0.10

0.05

00.05 0.15 0.25 0.35

Ti/Si

0.100 0.20 0.30

0.02

0.04

0.06

0

0.01

0.03

0.05

0

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.100 0.20 0.30

Al/SiBasalto C

Basalto B

Basalto A1,760

1,770

1,780

1,790

1,800

1,810

1,820

1,830

1,840

1,850

Ca/Si

0.05

0.10

0.15

00.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35

0.20

0.15

0.10

0.05

00.100 0.20 0.30

Fe/Si

0.14Al/Si

0.12

0.10

0.08

0.06

0.04

0.02

00 0.10 0.20 0.30

0.06

0.04

0.02

00 0.10 0.20 0.30

Ti/Si

1,760

1,770

1,780

1,790

1,800

1,810

1,820

1,830

1,840

1,850

1,860

1,870

1,880

1,890

1,900

1,910

1,920

1,930

1,940

Registrosde imágenes Concentraciones elementales, kg/kg

Pozo PK-2

Pozo PK-6

Basalto A

Basalto B

Basalto C

Oilfield ReviewWinter 09Volcanic Fig. 14ORWINT09-VOL Fig. 14

Colaboradores

James Brady es gerente de desarrollo de productospara WesternGeco Electromagnetics (EM) en Houston, donde supervisa el desarrollo de tecnologíapara los productos EM de la compañía. Ingresó enSchlumberger en el año 1988 como ingeniero en elCentro de Desarrollo de Sistemas de SchlumbergerWireline en Austin, Texas, EUA. Subsiguientemente,trabajó en el desarrollo de productos para sísmicaterrestre en Hannover, Alemania. También se desem-peñó como gerente de desarrollo de productos geológi-cos, gerente de planeación y mercadeo de productos,gerente de integración de los servicios Petrel*, y comogerente de programas de investigación e innovación.James obtuvo una maestría en ingeniería eléctrica dela Universidad de Texas, en Austin, una licenciatura eningeniería eléctrica y una maestría en administraciónde empresas de la Universidad de California, en Santa Bárbara, EUA.

Marco Polo Pereira Buonora es gerente geofísico demétodos potenciales de Petrobras en Río de Janeiro.Allí se encuentra a cargo de la adquisición e interpre-tación de datos no sísmicos, tales como los métodosgravimétricos, magnetométricos y EM, particular-mente los servicios electromagnéticos marinos confuentes controladas (mCSEM). Después de obteneruna licenciatura en geología de la Universidad Federalde Pernambuco en Recife, Brasil, comenzó su carreracomo geólogo en el Ministerio de Minas y Energía deBrasil, trabajando en la adquisición e interpretaciónde datos magnetométricos y gravimétricos. Posterior -mente, se desempeñó como geofísico en adquisición,procesamiento e interpretación de datos magnetomé-tricos y de espectrometría de rayos gamma. En 1974,recibió una beca Fulbright y asistió a la Universidad de St. Louis, en Missouri, EUA, donde obtuvo unamaestría en geofísica profesional (MprGph) y un doc-torado en geofísica, concentrándose en métodos gravi-métricos y magnetométricos. Después de regresar aBrasil en 1980, ingresó en Petrobras como científicoespe cialista en métodos potenciales y ha participado activamente en la interpretación gravimétrica y mag-netométrica de numerosas cuencas sedimentariasterrestres y marinas de Brasil. En los últimos cuatroaños, se dedicó a la adquisición e interpretación dedatos mCSEM. Además es profesor asociado de laUniversidad Federal Fluminense en Niteroi, Río deJaneiro, donde dicta la cátedra de gravimetría y mag-netometría aplicadas y análisis de señales digitales. Es miembro de la SEG y la EAGE y de la SociedadBrasileña de Geofísica, de la que fue presidente desde 1989 hasta 1991.

Chuck Campbell es presidente y especialista senior en ciencias de la tierra de ACCEL Services Inc. enHouston, donde provee servicios de interpretación aso-ciados con métodos gravimétricos, magnetométricos y eléctricos. Comenzó su carrera en Unocal en el año1979, trasladándose cuatro años después a Sohio/BP.Trabaja para ACCEL Services desde el año 1992. Chuck posee una licenciatura en geología y geofísicade la Universidad de Western Illinois en Macomb, EUA.

Tracy Campbell es gerente de desarrollo de negociosde WesternGeco en el grupo de MulticlientesInternacionales, donde trabaja en la elaboración del portafolio de múltiples clientes de la compañía.Ingresó en Schlumberger en el año 2004 con la adqui-sición de AOA Geomarine Operations (AGO). Desde entonces se desempeña como gerente de procesamiento de datos de WesternGeco EM enAustin, gerente de ventas de WesternGeco EM NorthAmerica en Houston, y gerente de proyectos globalesde WesternGeco EM en Houston. Tracy obtuvo una licenciatura en física de la Universidad de Alberta, en Edmonton, Canadá.

Alan D. Chave se desempeña como científico senioren el Laboratorio de Submergencia Profunda de laInstitución Oceanográfica de Woods Hole. Posee unalicenciatura en física del Harvey Mudd College, enClaremont, California, EUA, y un doctorado en oceano-grafía del Programa Conjunto MIT-WHOI en cienciasmarinas. Alan participó en las primeras etapas deldesarrollo del método mCSEM y tiene un grupo deinvestigación experimental activo, dedicado a tecno -logías marinas electromagnéticas y ópticas y tec -nologías asociadas con laboratorios oceánicos.

Adwait Chawathé es líder del Equipo de Subsuelo(proyecto Jack) para la Unidad de Negocios de AguasProfundas de Chevron North America ExplorationE&P. Con base en Houston, Adwait maneja un equipode subsuelo que evalúa los desarrollos Jack y St. Malo.Comenzó su carrera en el año 1995 como investigadorasociado senior en el Centro de Investigaciones paraRecuperación de Petróleo de Socorro, Nuevo México,EUA. Dos años después, se incorporó al Equipo deConsultoría en Operaciones de Simulación de Chevron.Antes de ocupar su posición actual en el año 2007,pasó más de tres años en Kuwait como líder del equipoa cargo de los activos Ratawi de Chevron. Adwaitobtuvo su doctorado en ingeniería del petróleo y delgas natural de la Universidad Estatal de Pensilvania,en College Park, EUA.

Leendert Combee se desempeña como geofísico principal en el segmento de Sísmica Marina yLevantamientos EM del Centro de Tecnología deWesternGeco en Oslo (OTC), Noruega. Allí participadel desarrollo de sistemas de adquisición de datoselectromagnéticos. Además, supervisa la direccióngeofísica de los proyectos de adquisición de datos sísmicos marinos. Ingresó en Geco-Prakla en Delft,Países Bajos, en el año 1992, como investigador cientí-fico a cargo del estudio de las especificaciones geofísi-cas para el sistema Q-Land*. Continuó su trabajo deinvestigación, extendiéndolo al sistema Q-Marine*, en el Centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge, Inglaterra. Antes de incorporarse al grupode desarrollo del sistema EM en el año 2005, fue ase-sor de geofísica para los sistemas de receptores deGeco-Prakla en Asker, Noruega, donde estuvo a cargode todo el desarrollo geofísico de los sistemas sísmicosmarinos, incluidos los sistemas Q-Marine, Q-Seabed,*Q-Fin* y 4Dsteering. Leendert obtuvo una maestría y

un doctorado en ingeniería eléctrica y prospecciónelectromagnética de la Universidad de Tecnología de Delft.

Mohamed Dawoud es gerente del Departamento de Política de Recursos Naturales de la AgenciaAmbiental—Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos.Además es profesor asociado (de licencia) en elInstituto de Investigación de Aguas Subterráneas delCentro Nacional de Investigación del Agua de Egipto.Desde 1991 ha desarrollado actividades de investiga-ción, docencia y consultoría en Egipto, Nigeria, ArabiaSaudita y los Emiratos Árabes Unidos. Sus actividadesde investigación actuales incluyen el análisis de losasuntos relacionados con el análisis del suministro y la demanda de agua; el desarrollo de una base de datosde sistemas de información geográfica; el modeladonumérico para el flujo y la administración del aguasubterránea; la administración del agua; y el rol quepueden desempeñar las mejoras introducidas en laadministración del agua para la reducción de lapobreza, el mejoramiento de la calidad ambiental y el incremento de la seguridad de los alimentos. El Dr. Dawoud posee una licenciatura con mención honorífica en ingeniería civil de la Universidad deMenoufia, en Egipto; y una maestría y un doctorado de la Universidad de Ain Shams, El Cairo, a través de un programa conjunto con la Universidad Estatal de Colorado, en Fort Collins, EUA.

M.Y. Farooqui es gerente general de planeación ydesarrollo de Gujarat State Petroleum Corporation(GSPC). Comenzó su carrera en Oil and Natural GasCorporation (ONGC) y supervisó las operaciones comogeólogo de pozo para más de 75 pozos de exploración o desarrollo. Desde su ingreso en GSPC como geólogosenior en el año 1994, desempeñó roles clave en todoslos aspectos del negocio. Representa a la compañía endiversas comisiones operativas y directivas, y ha ayu-dado a obtener áreas de exploración nacional e inter-nacional para GSPC. Es autor de numerosos artículostécnicos y miembro activo de la SPE. Posee una maes-tría y un diploma MPhil en geología de la UniversidadAligarh Muslim, en Uttar Pradesh, India, con especia -lización en micropaleontología.

Alastair Fenwick es gerente de desarrollo de los ser -vicios de adquisición para WesternGeco en Houston.Además se desempeñó como gerente de ventas globa-les y mercadeo para WesternGeco EM y como gerentede cuentas senior para los proyectos marinos nortea-mericanos. Después de obtener una licenciatura enoceanografía y sedimentología de la Universidad delEste de Londres en 1982, ingresó en OHP Ltd. comotopógrafo hidrográfico en Aberdeen. Se trasladó aGeco-Prakla en 1990 como especialista en navegación,convirtiéndose pronto en supervisor de procesamientode datos de navegación. Alastair asumió diversas fun-ciones en WesternGeco, relacionadas con ventas mari-nas y manejo de servicios de exploración en numerosaslocalizaciones de todo el mundo, particularmente en el Sudeste Asiático.

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Arnie Ferster es gerente de exploración deGroenlandia para EnCana Corporation en Calgary,donde maneja el programa de exploración de la com-pañía en el área marina del sudoeste de Groenlandia.Ingresó en EnCana en el año 2000 como geofísico deplanta y trabajó en nuevos emprendimientos en Libia.Luego trabajó para nuevos emprendimientos en ÁfricaOccidental, antes de desempeñarse como líder deequipo para proyectos en Ghana y posteriormente enOmán. Arnie posee una licenciatura en física de laUniversidad de Victoria, Columbia Británica, Canadá,y es miembro activo de la APPEGA y la AAPG.

Marcus Ganz se desempeña como gerente de merca-deo y ventas para WesternGeco Electromagnetics, enHouston, desde el año 2008. Su responsabilidad prin-cipal radica en la comercialización del grupo de pro-ductos electromagnéticos. Ingresó en la compañía en el año 1981 para trabajar en las brigadas sísmicasde campo. Además, fue gerente del segmento deServicios de Campos Petroleros de Schlumberger enArgentina y Chile; gerente regional de WesternGecopara América del Sur con base en Río de Janeiro; ygerente general de tierra firme de WesternGeco, conbase en Gatwick. Marcus posee una licenciatura (conmención honorífica) en física de la Universidad deSouthampton, en Inglaterra.

Karen Sullivan Glaser es gerente del grupo deConsultoría de Yacimientos, el cual forma parte delsegmento de Servicios de Datos y Consultoría deSchlumberger (DCS) y reside en Houston. Supervisaun grupo grande de geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros que asisten a los clientes en el mejora-miento de la caracterización de sus yacimientos.Ingresó en Schlumberger GeoQuest en 1995 y subsi-guientemente trabajó para los segmentos de Manejode Proyectos Integrados y DCS de WesternGeco endiversos roles técnicos, de mercadeo y de dirección.Antes de ingresar en Schlumberger, trabajó paraExxon Production Research como geóloga de investi-gación, concentrándose en estratigrafía secuencial.Además, trabajó para Amoco Production Company enla Cuenca Pérmica. Karen posee una licenciatura engeología de la Universidad de Colgate, en Hamilton,Nueva York, EUA; una maestría en geoquímica delpetróleo de la Universidad de Oklahoma en Norman,EUA; y un doctorado en geología de la Universidad de Rice en Houston.

Stephen Hallinan es gerente de servicios EM terres-tres de WesternGeco y reside en Milán, Italia, dondeestá involucrado en ventas de proyectos, operacionese interpretación de levantamientos magnetotelúricos,levantamientos electromagnéticos con fuentes contro-ladas (dipolo puesto a tierra y enlace inductivo) ylevantamientos gravimétricos. Posee más de 15 años

de experiencia como geofísico de proyectos EM endiversas localizaciones de todo el mundo. Stephen obtuvo una licenciatura en geología delTrinity College, en Dublín, Irlanda, y un doctorado dela Universidad Abierta, en Milton Keynes, Inglaterra.

Rolf Herrmann se desempeña como gerente técnicopara los Servicios de Agua de Schlumberger, en AbuDhabi, Emiratos Árabes Unidos. Como hidrogeólogoprincipal, está dedicado a actividades de exploracióndel subsuelo y a la evaluación de acuíferos y yacimien-tos. Ha llevado a cabo numerosos proyectos relaciona-dos con la evaluación de sistemas hidrogeológicos y elanálisis de las condiciones dinámicas de los acuíferosde agua subterránea y los yacimientos. Además, pro-vee conocimientos técnicos especializados relaciona-dos con el desarrollo de modelos conceptuales ysimulaciones numéricas. Rolf se desempeñó comogerente de proyecto para la exploración de estructu-ras de acuíferos carbonatados destinados al almace-namiento subterráneo de gas, incluyendo laplaneación y el diseño, la supervisión y la evaluaciónde la información geológica de pozos y de la informa-ción sísmica 2D y 3D. Sus especialidades incluyen lacaracterización de acuíferos y yacimientos, la simula-ción dinámica y la evaluación de registros geofísicos, y todos los aspectos de los sistemas de almacena-miento y recuperación en acuíferos. Posee una maes-tría en geología de la Universidad Estatal de NuevaYork y una licenciatura en ciencias de la tierra de la Universidad de Würzburg en Alemania.

Huijun Hou se desempeña como geólogo senior paraSchlumberger, proveyendo soporte LWD en Dhahran,Arabia Saudita. Ingresó en Schlumberger en el año2000 como geólogo en Beijing, trabajando en la inter-pretación de imágenes de la pared del pozo. Allíformó parte del equipo que efectuó una caracteriza-ción integrada de un yacimiento gasífero volcánico en la Cuenca de Songliao. Antes de ocupar su posiciónactual fue gerente de operaciones en Sudán y cam-peón de dominio geológico en Bangkok, Tailandia.Antes de ingresar en Schlumberger, Huijun trabajópara China National Logging Company (CompañíaNacional de Adquisición de Registros de China).Obtuvo una licenciatura en geología del Instituto del Petróleo de Jianghan, en Wuhan, provincia deHubei, China, y una maestría en geociencias de laUniversidad del Petróleo en Beijing.

Younes Jalali se desempeña como asesor de ingenie-ría de yacimientos de Schlumberger en el Centro deGeociencias de Beijing. Trabaja en Schlumbergerdesde 1990, desempeñando funciones en ÁfricaSeptentrional, Europa, EUA y ahora en Asia. Antes deingresar en Schlumberger, fue profesor de la Facultadde Ingeniería Petrolera de la Universidad de Stanford,

en California. Posee una licenciatura y una maestríaen ingeniería petrolera de la Universidad de Tulsa, y un doctorado en ingeniería petrolera de laUniversidad del Sur de California. Es titular de variaspatentes relacionadas con la evaluación de yacimien-tos y pozos, y se desempeña como colaborador regularde las publicaciones de la SPE.

Tiziano Labruzzo se desempeña como programadorgeofísico senior para WesternGeco Electromagneticsdesde el año 2007 y reside en Río de Janeiro. Está acargo del desarrollo de nuevas tecnologías de proce -samiento EM marino y de la interpretación de datosmagnetotelúricos marinos y datos CSEM. Comenzó su carrera en el año 1993 como ingeniero especialistaen software para el Museo Nacional de Ciencia yTecnología de Milán, Italia. Además trabajó para Coas srl y Asforil srl, ambas en Milán, como ingenieroespecialista en software y consultor, respectivamente.Antes de convertirse en pasante de ingeniería en el Centro de Tecnología EMI de Schlumberger enRichmond, California, en el año 2005, se desempeñócomo consultor de software de procesamiento e interpretación de datos EM para Geoinvest srl, en Plasencia, Italia. Tiziano es graduado de laUniversità di Milano, con una licenciatura en ciencias de la computación.

Guoxin Li se desempeña como petrofísico senior ydirector del Departamento de Tecnología ySupervisión de Ingeniería de PetroChina Explorationand Production Company, donde está a cargo de lasoperaciones de perforación, petrofísica y adquisiciónde registros de lodo. Posee una licenciatura en petrofísica y una maestría de la Universidad delPetróleo de China.

Nigel Machin se desempeña como geólogo de yaci-mientos senior para el Grupo de Arabia Central deSaudi Aramco en Dhahran. Comenzó su carrera en elaño 1993 en Enterprise Oil en Londres, especializán-dose en la aplicación de imágenes de la pared delpozo para la evaluación de yacimientos. Posee 16 añosde experiencia en evaluación de yacimientos y tra bajócomo geólogo consultor para diversos operadores de Indonesia, incluyendo Core Laboratories yHalliburton. Ingresó en Schlumberger como campeónde dominio geológico para la India en el año 2004, ypasó a Saudi Aramco en el año 2007. Sus áreas deinterés son la evaluación de sistemas depositacionalesde aguas profundas y fluvio-eólicos, y la evaluación defracturas a través de imágenes de la pared del pozo.Nigel es miembro de la Asociación Internacional deSedimentólogos (IAS) y de la Sociedad de GeologíaSedimentaria (SEPM), y posee una licenciatura enminería y exploración de minerales (geología apli-cada) de la Universidad de Leicester, en Inglaterra.

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Tom Neville se desempeña como asesor petrofísico y director de investigación interino en el Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger en Cambridge,Massachusetts. Sus actividades de investigación secentran en la evaluación de formaciones relacionadascon recursos no convencionales. Antes de asumir estasfunciones, dirigió las operaciones de evaluación de formaciones del segmento de Servicios de Datos yConsultoría (DCS) de Schlumberger en China. En sus13 años con Schlumberger, Tom ocupó una diversidadde posiciones de campo, relacionadas con ingeniería e investigación, y en la sede central. Antes de ingresaren Schlumberger, adquirió seis años de experienciacomo geólogo de exploración y desarrollo en compañías petroleras independientes de Australia.Tom obtuvo una licenciatura en geología de laUniversidad de Queensland, en Brisbane, Australia.

Edward A. Nichols se desempeña como especialistaen EM en el Centro de Productos Riboud deSchlumberger en Clamart, Francia. Previamente, fuegerente de disciplina EM en el Centro de TecnologíaEMI, en Richmond, California, donde estuvo a cargodel sector de productos relativos a equipos geofísicosterrestres y marinos, y de la física del pozo. Además,fue gerente de proyecto para el desarrollo de tecnolo-gía y asesor de equipos EM. Comenzó su carrera en elaño 1977 como geólogo-geofísico en el este de Canadáen Amax Minerals Exploration. En el año 1982, se con-virtió en presidente de Capital Resources, un grupoconsultor canadiense. Entre 1985 y 2004, trabajó paraElectromagnetic Instruments Inc. como vicepresi-dente de Investigación y Desarrollo, presidente,gerente de operaciones y consultor geofísico. Autor de numerosas publicaciones y titular de muchaspa tentes, Edward posee una licenciatura en matemá-tica (con mención honorífica) de la Universidad deMount Allison, en Sackville, New Brunswick, Canadá, y una maestría en geofísica de la Universidad deMcGill en Montreal, Quebec, Canadá.

Umut Ozdogan se desempeña como ingeniero principal de yacimientos en el grupo de Manejo deYacimientos de Angola de Chevron y dirige las activi-dades de simulación e ingeniería de yacimientos delactivo Takula en el área marina de Angola. Ingresó enChevron Corporation en el año 2003 como ingeniero deyacimientos para el Campo Tahiti en el área de aguasprofundas del Golfo de México. Desde entonces dirigióy participó en múltiples estudios de ingeniería y simu-lación de yacimientos en el área de aguas profundasdel Golfo de México, en África Occidental y en Eurasia.Umut obtuvo una licenciatura en ingeniería del petró-leo y el gas natural de la Universidad Técnica de

Medio Oriente, en Ankara, Turquía, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Stanford,en California.

Aditi Pal se desempeña como líder de equipo para el área de Geología de Pozo de Schlumberger y resideen Yakarta. Ingresó en Schlumberger en el año 2002en Mumbai, donde trabajó en la interpretación de imágenes de la pared del pozo, tanto en yacimientosclásticos como en yacimientos carbonatados. En el año 2005, participó en un estudio de múltiples pozosque incluyó el análisis de facies y fracturas de un yaci-miento basáltico de la India. Asumió su posición actualen el año 2007. Aditi posee una licenciatura en geolo-gía de la Universidad de Calcuta y una maestría engeología aplicada y geo-exploración del Instituto Indio de Tecnología en Mumbai.

Steve Patmore se desempeña como explorador princi-pal en el equipo de Groenlandia para Cairn Energy Plcen Edimburgo, Escocia. En el año 2008 se incorporó alequipo de Groenlandia asumiendo responsabilidadespor las operaciones geofísicas, de interpretación y deconsultoría regional. Comenzó su carrera en Conococomo geofísico en el año 1974, y continuó para trabajaren Chad, Noruega, China, América del Norte, Egipto yÁfrica Occidental. Desde el año 1992 ha trabajado enla plataforma continental del Reino Unido, incluyendolas áreas del Graben Central, el sur del Mar del Norte yel Oeste de las Islas Shetland. Después de ingresar enCairn en 2004, como geofísico principal trabajando enlos activos de la India, se convirtió en gerente de acti-vos para Nepal y el norte de la India hasta ocupar suposición actual en el año 2008. Steve obtuvo una licen-ciatura (con mención honorífica) en geología y ocea-nografía de la Universidad de Gales, en Swansea.

Mark Riding es director temático del área de aguasprofundas de Schlumberger, donde tiene a su cargo la planeación estratégica corporativa de aguas pro -fundas, las ventas y el desarrollo tecnológico a nivelmundial. Comenzó su carrera hace 27 años enSchlumberger como ingeniero de campo para los servicios de pruebas de pozos e interpretación deFlopetrol, fue transferido al segmento de servicios deagujero descubierto de Wireline en 1990 y subsiguien-temente trabajó en diversas posiciones de campo, ventas y gerencia, incluyendo el cargo de gerente dedistrito para Schlumberger Wireline en Trinidad;gerente de negocios para el segmento de Servicios dePruebas, en Asia; gerente general para el segmento deServicios de Pruebas a nivel mundial; y vicepresidentey gerente general para el segmento de ServiciosSubmarinos a nivel mundial. Sus roles corporativosrecientes han incrementado sus conocimientos técnicos

especializados relativos a fusiones y adquisiciones, ope-raciones HPHT y gestión del conocimiento. Mark poseeuna licenciatura en ingeniería minera y química de laUniversidad de Birmingham, en Inglaterra.

Luiz Felipe Rodrigues obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad Federal de Río de Janeiroen 1996. Desde entonces trabajó en la adquisición,procesamiento e interpretación de datos sísmicos dealta resolución para proyectos de ingeniería y explora-ción. En el año 2000 ingresó en Petrobras, donde seespecializó en geofísica con énfasis en los métodos sísmicos; luego se desempeñó como intérprete sísmicoen la Cuenca de Santos. Sus responsabilidades inclu-yen diversos proyectos de exploración. Luiz es miem-bro de la Sociedad Brasileña de Geofísicos y de la SEG.

Stewart K. Sandberg se desempeña como geofísicosenior en WesternGeco Electromagnetics, en Houston,donde interpreta los datos electromagnéticos adquiri-dos en áreas marinas para mapear la geología y eva-luar los horizontes petrolíferos potenciales. Sus másde 30 años de experiencia en la industria incluyen sutrabajo como supervisor geofísico, gerente de proyec-tos, profesor asistente y consultor privado a cargo de laejecución de trabajos geofísicos de campo y del proce-samiento e interpretación de datos para evaluacionesgeológicas, hidrogeológicas y ambientales. Desde 1996hasta 2005 fue presidente de Geophysical Solutions,proveyendo servicios de contratación y consultoría enaplicaciones ambientales, de ingeniería y de explora-ción minera. Autor de numerosos artículos técnicos,Stewart obtuvo licenciaturas en matemática y física yuna maestría en geofísica, todas de la Universidad deUtah en Salt Lake City, EUA. Además obtuvo un docto-rado en ciencias geológicas de la Universidad Rutgers,en New Brunswick, Nueva Jersey, EUA.

Chandramani Shrivastva se desempeña como cam-peón de dominio geológico de Schlumberger y resideen Mumbai. Comenzó su carrera en Schlumbergercomo geocientífico especialista en manejo de datos enNueva Delhi, India, en el año 2002. En el año 2003 fuetransferido a Mumbai para trabajar en la interpreta-ción de imágenes de la pared del pozo. Como geólogode pozo, se involucró en un proyecto de múltiplespozos que integraba imágenes de la pared del pozo,datos de registros adquiridos en agujero descubierto y datos sísmicos para caracterizar las fracturas y facies existentes en un yacimiento volcánico. Fue promovido para ocupar su posición actual en 2007.Chandramani posee una licenciatura en geología de laUniversidad de Patna, en Bihar, India, y una maestríaen ingeniería geológica del Instituto Indio deTecnología en Roorkee, Uttarakhand.

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Jan Stilling se desempeña como jefe de geofísicapara Nunaoil A/S, en Nuuk, Groenlandia. En 1996, des-pués de comenzar como geólogo en PC-Laboratorieten Fjerritslev, Dinamarca, Jan ingresó en Statoil ASA,en Harstad, Noruega, para trabajar como geólogo yluego como geólogo senior. Participó en la evaluaciónde oportunidades de exploración en el área marina de Noruega, y en los proyectos de desarrollo de Svaleantes de ingresar en Nunaoil en el año 2001. Janobtuvo una maestría en geología de la Universidad de Aarhus, en Dinamarca.

Kenneth E. Umbach se desempeña como geofísico en EnCana Corporation en Calgary, donde tiene a sucargo las operaciones y la interpretación geofísicapara Groenlandia y Medio Oriente desde 2004.Comenzó su carrera en 1978 como intérprete geofísicoen Amoco Canadá y subsiguientemente trabajó enHouston, Yakarta y Calgary. En 1992 ingresó enPanCanadian para trabajar en nuevos emprendimien-tos en África Septentrional, Europa, el Lejano Orientey Australia. Además trabajó en operaciones e inter-pretación geofísica en Australia y Medio Oriente para AEC, la compañía predecesora de EnCana.

Frank van Kleef se desempeña como geofísico prin -cipal para Dubai Petroleum Establishment, en losEmiratos Árabes Unidos desde el año 2007. Antes deocupar dicha posición, se desempeñó como geofísicosenior para Gaz de France y trabajó en diversos acti-vos de Argelia y el área marina de los Países Bajos.Frank obtuvo una maestría en geología y geofísica de la Universidad de Utrecht, en los Países Bajos.

Yuhua Wang es subgerente general de PetroChinaDaqing Oilfield Company. Posee más de 20 años deexperiencia como geólogo de exploración y obtuvo un doctorado de la Academia China de Ciencias.

Xingwang Yang se desempeña como petrofísicosenior y gerente del segmento DCS de Schlumbergeren Tokio, donde maneja el negocio para Japón, Coreay Taiwán. Ingresó en Schlumberger en 1999 como ana-lista de registros. Desde entonces, trabajó en China yArabia Saudita en diversos proyectos petrofísicos.Desde 2004 hasta 2007, estuvo involucrado en la evaluación de yacimientos profundos de gas en rocasvolcánicas en diversos campos de China. Antes de

ingresar en Schlumberger, trabajó durante dos añospara PetroChina como ingeniero de campo especia-lista en operaciones con cable. Xingwang posee unalicenciatura en petrofísica de la Universidad delPetróleo en Dongying, Shandong, China.

Changhai Yin es director del Departamento de GasNatural del Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo de PetroChina Daqing Oilfield Company.Posee más de 20 años de experiencia como petrofísicoy obtuvo un doctorado de la Universidad China deGeociencias.

Andrea Zerilli se desempeña como investigador cien-tífico en WesternGeco Electromagnetic Services enRío de Janeiro. Con más de 30 años en la industriapetrolera y experiencia mundial en actividades deInvestigación y Desarrollo, sus intereses actualesincluyen las tecnologías EM emergentes, de lecturaprofunda, las nuevas tecnologías EM marinas de alta resolución, el desarrollo de soluciones integradasy el manejo de proyectos multidisciplinarios deInvestigación e Ingeniería (R&E) y proyectos de múl-tiples productos. Antes de ingresar en Schlumbergeren el año 2003, trabajó para la ENI como líder de pro-yectos de investigación, para KMS Technologies comodirector de geofísica integrada, para el ServicioGeológico de EUA como científico visitante, y para la Escuela de Minas de Colorado como investigadorasociado. Conferenciante invitado y organizador demuchas reuniones de sociedades técnicas, Andreaposee una licenciatura en ciencias de la tierra de laUniversidad de Parma, en Italia.

Jie Zhao se desempeña como vicedirector de ingenie-ría en la Compañía de Exploración PetroChina DaqingOilfield Company. Posee más de 20 años de experien-cia como petrofísico y obtuvo un doctorado de laUniversidad China de Minería y Tecnología.

52 Oilfield Review

Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

Próximamente en Oilfield Review

Modelado de los sistemas petroleros. El mode-lado de los sistemas petroleros, a veces denominadomodelado de la carga, utiliza las interpretaciones sís-micas, los registros de pozos, los datos de laboratorioy el conocimiento geológico para modelar la evoluciónde una cuenca sedimentaria con el objetivo de deter-minar si un yacimiento ha sido rellenado, o cargado,con hidrocarburos. Este artículo describe los pasos delproceso y explica cómo este modelado ayuda a esta-blecer con seguridad la presencia y el tipo de fluidos,así como también a evaluar el riesgo exploratorioantes de las operaciones de perforación.

Metano en capas de carbón: Un recurso global.La producción comercial del metano contenido en lascapas de carbón (CBM) fue originalmente un fenó-meno norteamericano. Las técnicas utilizadas paraexplotar este recurso no convencional, muchas intro-ducidas en la década de 1980, han cambiado conside-rablemente para acompañar el desarrollo de losyacimientos CBM como un emprendimiento cada vezmás global. Este artículo presenta el ámbito geográ-fico en expansión de la producción de CBM y describelos métodos recientemente introducidos de evalua-ción, perforación, terminación y producción de pozosde gas natural a partir del carbón.

Levantamientos electromagnéticos entre pozos.Para manejar mejor los campos productores, los ope-radores deben comprender y pronosticar los movi-mientos de los fluidos entre los pozos. Un sistema deinducción electromagnética entre pozos recientementedesarrollado, permite generar imágenes de la distribu-ción de la resistividad entre pozos. La resistividad dela formación es, a su vez, una función de la porosidady de las saturaciones de los fluidos. Este nuevo sis-tema de inducción entre pozos ilumina el área delyacimiento comprendida entre los pozos, utilizando untransmisor en un pozo y una sarta de receptores enotro, y puede propagar las señales hasta una distanciade 1 km [0.6 mi] a través de una sección típica delcampo petrolero.

NUEVAS PUBICACIONES

Estimación conjetural: cómoresolver los problemas delmundo en el reverso de unaservilleta de cóctelLawrence Weinstein yJohn A. AdamPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2008. 320 páginas. US $19.95(Edición económica)ISBN 978-0-691-12949-5

Hoy en día, la capacidad para efectuarestimaciones constituye una habilidadcrucial. Este libro es una recopilaciónde problemas de la vida cotidiana quepermite a quienes poseen conocimien -tos matemáticos y científicos básicosestimar rápidamente casi todo,utilizando supuestos admisibles yconceptos básicos de aritmética.

Contenido:

• Cómo resolver problemas

• Manejo de números grandes

• Preguntas generales

• Los animales y las personas

• El transporte

• La energía y el trabajo

• Los hidrocarburos y loscarbohidratos

• La Tierra, la Luna y una serie de jerbos

• La energía y el medio ambiente

• La atmósfera

• El riesgo

• Preguntas sin responder

• Apéndices, Bibliografía, Índice

Una forma excelente de comenzara afinar dichas habilidades es conalgunos de los llamados problemas deFermi, en honor al físico Enrico Fermi,que se complacía planteando esospequeños rompecabezas mentales a suscolegas cuando éstos sólo necesitabanun descanso luego de su ardua tareaenfocada en la construcción de labomba atómica.

53Volumen 21, no. 1

… El Dr. Adam y su colega, LawrenceWeinstein, un profesor de física,ofrecen una diversidad amplia y amenudo entretenida de ejercicios deFermi, en un libro que sencillamenteatrajo mi atención [Estimaciónconjetural].

Angier N: “The Biggest of Puzzles Brought Down

to Size,” New York Times (30 de marzo de 2009),

http://www.nytimes.com/2009/03/31/science/

31angi.html?ref=science (Se accedió el 22 de

abril de 2009).

…los personajes, no los episodios,constituyen el núcleo de los excelentesescritos de Seabrook. Hasta los detallestécnicos de las ideas y las invencionesocupan un segundo lugar, siendo casiincidentales respecto de sus explora-ciones, en primera persona, de laspersonas imbuidas de inspiración oafectadas por ésta.…Seabrook integra una cantidadsorprendente de detalles técnicos.Usted aprenderá, por ejemplo, comorecuperar material metálico de desechoo cómo diseñar rascacielos que no seinclinen. Pero… la lección real de estelibro es de carácter humano: losdestellos de genio, por pequeños quesean, pueden provenir de cualquierlugar y quizás de cualquier persona.

Simonite T: New Scientist 199, no. 2675

(27 de septiembre de 2008): 46.

Destellos de genio: Y otrashistorias reales de la invención John SeabrookSt. Martin’s Press175 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10010 EUA2008. 384 páginas. US $14.95ISBN 0-312-53572-4

Este libro de ensayos ofrece unacompilación de historias reales sobrelas grandes ideas. Seabrook, autor delNew Yorker, explora el momento deinspiración en una vida que de otromodo sería normal, y qué sucedecuando esa idea se apodera de una vida y de sus propias posibilidadescomerciales.

Contenido:

• Destellos de genio

• El detective de las frutas

• El maestro del juego

• Un juego de niño

• Sembrando para el apocalipsis

• El árbol de mi propiedad

• Conocimiento fragmentario

• El oro invisible

• La venta del clima

• El carril lento

• El constructor de torres

• La chatarra americana

• Llegó desde Hollywood

• Temblores en el invernadero

• El rey de la espinaca

Cuando la ciencia se equivoca:Doce historias del lado oscurodel descubrimientoSimon LeVayPenguin Group375 Hudson StreetNueva York, Nueva York 10014 EUA2008. 304 páginas. US $15.00(Edición económica)ISBN 978-0-452-28932-1

El neurocientífico LeVay comprende el alto costo potencial de las teoríaserróneas y la mala información. Estelibro presenta 12 historias de errorescatastróficos en una amplia diversidadde disciplinas científicas, desde laingeniería geológica y la volcanologíahasta la microbiología y la físicanuclear.

Contenido:

• Neurociencia: El cerebro delcorredor

• Meteorología: Sin novedad en el frente

• Volcanología: El cráter de la muerte

• Neurociencia: El éxtasis y la agonía

• Ingeniería geológica: La noche enque se rompió el dique

• Terapia genética: Los genes de la muerte

• Física nuclear: La fusión

• Microbiología: Lo que el viento se llevó

• Ciencia forense: El hombreequivocado

• Ciencia espacial: Fuera del objetivo

• Patologías del habla: El estudio delmonstruo

• Química nuclear: La isla mágica

• Epílogo, Fuentes

Al dramatismo de cada historia sesuma la propia interpretación de losepisodios, efectuada por los científicos.… LeVay ha tratado, en lo posible, deentrevistar a todos los personajesprincipales involucrados. La lectura delas propias reflexiones y opiniones delos personajes en sus propias palabras,y su comparación con los “hechos,”contribuyen a generar una lecturaabsorbente.

[El libro] ha sido escrito para serdisfrutado tanto por el científico comopor el lector lego.

Wayman E: Geotimes 53, no. 7 (Julio de 2008): 43.

Registros de pozos para losespecialistas en ciencias de la tierraDarwin V. Ellis y Julian M. SingerSpringerP.O. Box 173300 AA Dordrecht, Países Bajos2008. 692 páginas. US $99.00ISBN 978-1-4030-3738-2

Esta edición revisada y ampliada deltexto clásico de 1987 proporcionadetalles acerca de una diversidad deinstrumentos de adquisición deregistros de pozos especiales, utilizadospara obtener mediciones del pozodurante y después del proceso de perfo -ración. El libro contiene informaciónsobre el fundamento físico de lasmediciones geofísicas de pozos, ademásde una introducción a la petrofísicapráctica; la extracción de las propieda -des requeridas de las medicionesderivadas de los registros de pozos.

Contenido:

• Un panorama general del proceso deadquisición de registros de pozos

• Introducción a la interpretación de los registros de pozos:Descubrimiento de los hidrocarburos

• Resistividad básica y potencialespontáneo

• El empirismo: La piedra angular de la interpretación

• La resistividad: Los dispositivos con electrodos y su evolución

• Otros electrodos y dispositivostoroidales

• La resistividad: Dispositivos de inducción

• Dispositivos de inducción de arreglos múltiples y triaxiales

• Mediciones de propagación

• Física nuclear básica paraaplicaciones de adquisición de registros: Rayos gamma

• Dispositivos de rayos gamma

• Mediciones de la dispersión y laadsorción de los rayos gamma

• Física neutrónica básica para lasaplicaciones de adquisición deregistros

• Dispositivos de adquisición deregistros de porosidad-neutrón

• Dispositivos de adquisición deregistros de neutrones pulsados y espectroscopía

• Adquisición de registros magnéticosnucleares

• Introducción a la adquisición deregistros acústicos

• Ondas acústicas en rocas porosas y pozos

• Métodos de adquisición de registrosacústicos

• Pozos de alto ángulo y horizontales

• Cuantificación de la arcilla

• Estimación de la litología y laporosidad

• Estimación de la saturación y la permeabilidad

• Índice

El ambiente de colaboración hacontribuido a crear un libro que es a la vez autorizado y lúcido, y que cons-ti tuye un texto adecuado para losprogramas de estudio universitarios.No obstante, también es un libro dereferencia importante para los usua-rios industriales, que describe tanto la física fundamental del proceso deadquisición de registros de pozos como un desarrollo histórico del diseño de las herramientas.

Recomiendo mucho este libro. Los autores han trabajado de maneraardua y meticulosa sobre el texto, unatarea desinteresada que se ve reflejadaen cada página. Este libro deberíaestar en los estantes de todos los quetrabajan, o aspiran a trabajar, conregistros de pozos, como una intro -ducción, un curso de repaso y unafuente de referencia para las opera -ciones de adquisición de registros de pozos.

Doveton JH: AAPG Bulletin 93, no. 2

(Febrero de 2009): 293–294.

• Psicometría, enfriamiento por evaporación y secado de sólidos

• Destilación

• Equipos de destilación, absorción de gases, dispersión de fases y separación de fases

• Extracción líquido-líquido y otras operaciones y equipos delíquido-líquido

• Adsorción e intercambio iónico

• Operaciones gas-sólido y equipos

• Operaciones líquido-sólido y equipos

• Reactores

• Procesos de separación alternativos

• Operaciones sólido-sólido y procesamiento

• Gestión de residuos

• Seguridad en los procesos

• Recursos energéticos, conversión y utilización de la energía

• Materiales de construcción

• Índice

…[el libro] sigue siendo el recursoinmejorable para la ingeniería de pro-cesos y es un texto obligado para todaslas bibliotecas universitarias y losingenieros químicos en ejercicio de suprofesión… permitirá que el ingenieroentrenado maneje con seguridad cual-quier imprevisto que se plantee en tér-minos de diseño de procesos.…Muy recomendado.

King MR: Choice 45, no. 8 (Abril de 2008): 1366.

En este libro, el célebre físico MichioKaku explora el grado en que las tecnologías y los dispositivos de cienciaficción, hoy considerados imposibles,podrían convertirse en algo común en elfuturo. Desde la antimateria hasta losviajes en el tiempo, el autor explora losfundamentos y los límites de las leyesde la física que se conocen actual-mente. Divide la imposibilidad en tresclases: Clase 1 para los conceptos quetrascienden la tecnología actual peroque no violan ninguna ley física cono-cida; Clase II para los conceptos quetrascienden la tecnología actual peroque también desafían la interpretaciónde esas leyes; y Clase III para los con-ceptos que van en contra de las leyesfísicas conocidas y que demandaríancambios enormes en nuestra compren-sión de cómo funciona el universo.

Contenido:

• Imposibilidades de Clase I: Camposde fuerza; invisibilidad; fáseres yestrellas de la muerte; teletrans-porte; telepatía; psicoquinesia;robots; extraterrestres y ovnis (objetos voladores no identificados);naves estelares; antimateria y antiuniversos

• Imposibilidades de Clase II: Másrápido que la luz; el viaje en eltiempo; universos paralelos

• Imposibilidades de Clase III: Máquinas de movimiento perpetuo;precognición

• Epílogo: El futuro de lo imposible

• Notas, Bibliografía, Índice

El estudio de lo imposible haabierto perspectivas completamentenuevas para la ciencia, como destacacon toda razón Kaku. Es aquí donderadica la fortaleza del libro: lo imposi-ble es una puerta para el análisis de loque aún no comprendemos, esas zonasgrises que constituyen, sin lugar adudas, la parte más fascinante de la física.

…existe un cúmulo sorprendentede ciencia seria y de vanguardia, entre-tejido en la trama de este libro.…[El libro] es, en realidad, un manualde física, disfrazado, de fácil lectura.Kaku posee un enorme alcance comoescritor y orador.

Brooks M: New Scientist 197, no. 2645

(Marzo de 2008): 52.

54 Oilfield Review

El manual del ingeniero químicode Perry, 8va edición.Don W. Green y Robert H. Perry (ediciones)McGraw-Hill ProfessionalTwo Penn Plaza, Piso 23Nueva York, Nueva York 10121 EUA2008. 2,400 páginas. US $199.00ISBN 0-07-142294-3

Publicado por primera vez en el año1934, este libro ha sido considerado pormucho tiempo como una fuente expertade información sobre ingeniería quí-mica. Este texto clásico actualizadocubre todos los aspectos de la ingenieríaquímica, desde los principios funda-mentales hasta los procesos y equiposquímicos y las nuevas aplicaciones computacionales.

Contenido:

• Factores de conversión y símbolos matemáticos

• Datos físicos y químicos

• Matemáticas

• Termodinámica

• Transferencia de calor y masa

• Dinámica de fluidos y plásticos

• Cinética de las reacciones

• Control de procesos

• Economía de los procesos

• Transporte y almacenamiento de fluidos

• Equipos de transmisión del calor

La física de lo imposible: Unaexploración científica del mundode los fáseres, los campos defuerza, el teletransporte y losviajes en el tiempoMichio KakuDoubleday, Division of RandomHouse, Inc.1745 BroadwayNueva York, Nueva York 10019 EUA2008. 329 páginas. US $26.95ISBN 0-385-52069-7