Nov 18, 2025
AVO + AVF: Técnica multi-atributos para incrementar certidumbre a Indicadores Directos de Hidrocarburos (DHIs)
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Resumen
El texto destaca que el alto riesgo de perforar pozos secos en Exploración y Producción (E&P) se debe a la dependencia simplista en los Indicadores Directos de Hidrocarburos (DHIs), lo que fomenta el sesgo de confirmación.
Para mitigar este riesgo, se propone una técnica multi-atributos que integra:
AVF (Variación de Amplitud con la Frecuencia): Actúa como un filtro rápido (Quick Look), utilizando la Descomposición Espectral para identificar, delinear y mapear yacimientos al detectar la atenuación de alta frecuencia causada por los fluidos.
AVO/AVA (Variación de Amplitud con el Offset/Ángulo): Proporciona el análisis cuantitativo. El crossplot de Intercepto vs. Pendiente es crucial para discernir entre anomalías genuinas y el Fizz Gas (gas no comercial que causa falsos positivos).
La validación integral de los resultados (AVF, AVO/AVA) con los atributos estructurales, el sistema petrolero y contactos con los pozos cercanos es esencial para una gestión de riesgos robusta y la optimización de capital en E&P.
Introducción:
En el negocio de Exploración y Producción (E&P), la decisión de perforar un pozo es un acto de gestión de riesgo de alto impacto comercial. Los Indicadores Directos de Hidrocarburos (DHIs), expresado como anomalías de amplitud sísmica (como los famosos bright spots), son herramientas esenciales que sugieren la presencia de petróleo o gas. Sin embargo, la dependencia simplista en un solo indicador ha sido, históricamente, la principal causa de pozos secos y pérdidas financieras significativas.
Este artículo comparte una técnica que combina la eficiencia de la Descomposición Espectral (AVF), y el análisis AVO/AVA, para mitigar los riesgos inherentes e incrementar certidumbre en la identificación de hidrocarburos, en especial en áreas con escaso o sin control de pozos cercanos.
Pitfalls – Trampas en los datos:
La Trampa del Falso Positivo
El análisis de riesgo en la interpretación de DHIs comienza previo a cualquier análisis. Es crucial entender que dependiendo de la litología la reflectividad sísmica pueden mostrar elementos cuya respuesta se asemeja a del hidrocarburo.
El Fizz Gas y los Falsos Positivos
Una de las trampas más costosas es el gas no comercial, o fizz gas. Este gas residual, que satura parcialmente el espacio poroso, puede generar una amplitud (efecto AVO) similar a la de un yacimiento comercial (Sánchez, 2025), pues la expresión sísmica no distingue entre altos y/o bajos niveles de saturación. El fizz gas, aunque no viable económicamente Fig. 1, puede producir una respuesta sísmica llamativa al ojo del interprete, pero no atractiva con fines comerciales.
Fig. 1 DHIs interpretado erróneamente como una acumulación de gas.
(Sánchez, 2025)
Otros falsos positivos:
Artefactos de Procesamiento:
Los múltiples sísmicos o cierto ruido remanente pueden crear anomalías de amplitud y de ángulo (Sánchez, 2025) que no tienen relación con la geología real Fig. 2, llevando a decisiones de perforación erróneas.
Fig. 2: Alto estructural, en la base de un diapiro de sal donde se generan varios artefactos (pull-up), por efecto del incremento de velocidad cuando la onda sísmica atraviesa la sal. (Sánchez, 2025)
Cambios Litológicos: cambios abruptos de porosidad, compactación de arcilla, procesos de dolomitización, pueden generar respuestas de amplitud e impedancia que pueden confundirse como bright spot.
Pitfalls – Trampa al ojo del interprete:
Un error sutil, pero peligroso: el sesgo de confirmación. El intérprete busca y favorece activamente, evidencias que confirmen su predisposición inicial (de que existe un yacimiento) Fig.3, restando valor a la confirmación de su primera observación, descartando emplear otras herramientas o atributos sísmicos. En este sentido, se necesita mantener mentalidad crítica y análisis riguroso (Sánchez, 2025). Justo en este punto, un flujo de trabajo que valide o descalifique las anomalías observadas se convierte en un poderoso aliado.
Fig. 3: Anomalías DHIs indicando presencia de gas (sesgo de confirmación),
Fase I: Uso de AVF para Detección y Delineación
La primera fase del método propuesto se centra en la eficiencia y el detalle, utilizando el análisis de Variación de Amplitud con la Frecuencia (AVF), de la Descomposición Espectral.
AVF como Filtro Rápido (Quick Look)
El AVF ha venido a ser para el intérprete un aliado esencial y filtro de primer orden, ya que puede contribuir a una observación directa en la presencia de hidrocarburos sobre datos post-stack o de stack parcial (Mandong et.al,2021). La Descomposición Espectral descompone la señal sísmica en sus frecuencias individuales. Este análisis ha mostrado ser eficaz en develar:
Atenuación por Fluidos: La presencia de gas tiende a mostrar una atenuación relativa de amplitud en sus altas frecuencias con respeto a una reflexión profunda Fig. 4.
Fig. 4: a) Diferencia observada en el contenido de frecuencia entre hidrocarburos y no hidrocarburos, se sugiere que la zona que contiene hidrocarburos tiene una mayor atenuación (verde), menor frecuencia dominante y un menor contenido de alta frecuencia, mientras que la zona que no es yacimiento tiene una menor atenuación (azul), indicada por una mayor frecuencia dominante y un mayor contenido de alta frecuencia. b) Aplicando AVF (mediante el análisis del espectro de frecuencia generado por el espectro de frecuencia de la muestra de tiempo de cada gather), se traza una línea que ajuste la curva con la frecuencia (x) de la forma y = I + G sin^2(x), en que el gradiente (G) representa la inclinación del espectro de frecuencia, mientras que el intercepto (I) representa la amplitud que se correlaciona con un punto brillante (bright spot). El valor de la pendiente se utiliza para medir la atenuación cualitativamente en relación con la tendencia o las trazas cercanas en la zona atenuante (presencia de hidrocarburos), La selección del rango de frecuencia (x) para generar tanto I como G se realiza sobre el análisis del espectro de frecuencias sobre ciertos intervalos de la zona objetivo, con la intención de evitar errores debido a la diferencia significativa en el contenido de frecuencia a lo largo de un intervalo extenso o a una tendencia diferente. La anomalía identificada en el AVF puede utilizarse para delimitar, mapear y jerarquizar el yacimiento, siendo un aliado para el ojo del intérprete y un filtro rápido, para identificar zonas que contienen hidrocarburos (señalado con la flecha roja), de la zona que no contienen (señalada con la flecha azul). (Mandong et.al,2021).
Resolución de Capas Delgadas (Thin Beds): La Descomposición Espectral es también útil para detectar el problema de tuning (entonación) en estratos con espesores por debajo de la resolución sísmica estándar. Al mapear diferentes bandas de frecuencia, es posible definir con mayor precisión la geometría y los límites laterales de las capas delgadas.
Mapas de Geometría de cuerpos. El resultado del AVF, permite extraer atributos en el que se puede visualizar la distribución espacial de las anomalías sobre las estructuras en 3D (Fig. 5). Estas visualizaciones tomando la (s) frecuencia (s) que mejor resaltan las anomalías de amplitud, suelen ser más eficaces que las producidas por el mismo atributo de amplitud sobre el stack con todas las componentes de frecuencia.
Fig. 5 El método AVF muestra una anomalía consistente con el bajo valor de lambdaRho, el cual, representa una baja incompresibilidad relacionada con la presencia de hidrocarburos. (Mandong et.al,2021).
Fase II Preparación de Datos: Base No Negociable
La fiabilidad del AVO/AVA depende completamente de la calidad de los datos de entrada:
Procesamiento AVO-Amigable: El procesamiento debe ser diseñado específicamente para preservar la verdadera amplitud (relativa-verdadera) de la señal en todos los offsets y ángulos de incidencia.
Integración de Datos de Pozo: Si existe información cercana, o análoga, siempre es de ayuda el uso de registros sónicos y densidad, para una calibración de la reflectividad sísmica con los eventos geológicos.
Modelos de física de roca (cmp gathers sintéticos), que predicen cómo se comportarían las propiedades acústicas/elásticas en presencia de fluidos (Fig. 6). Este modelado genera la “línea base” para validar las respuestas sísmicas en los datos interpretados.
Fig.6. Para demostrar el efecto de entonación, y de ancho de banda reducida en el dato sísmico, para una arena gasífera, se generan registros de cmp- gather sintéticos de los pozos, con el objetivo de ver su respuesta, observándose: (A) la anomalía AVO/AVA de clase III en el yacimiento de baja velocidad y de poco espesor (5m), en una arena no consolidada, todavía puede ser observada. (B) La anomalía AVO/AVA clase I responde de manera diferente en su polaridad; en offset cercanos se visualiza como un valle; mientras que offset lejanos se muestra como un pico, para una arena de espesor de 18 m. (Sánchez, 2025)
Análisis Cuantitativo y Clasificación
Clasificación AVO/AVA: El entendimiento de las cuatro clases de respuestas AVO Fig. 7A es esencial para distinguir potenciales zonas cargadas de hidrocarburos. Las anomalías de Clase II (amplitud cercana a cero en offset que aumenta negativamente) y Clase III (bright spots fuertemente negativos) son las más atractivas, y conllevan mayor riesgo de fizz gas
Intercepto vs. Pendiente (Crossplots): Este es el corazón del análisis AVO/AVA. Al graficar el Intercepto (R(ϴ) vs Pendiente (G), las diferentes saturaciones de fluidos (gas, petróleo, agua y/o tipos de roca se agrupan en regiones distintas del crossplot. A partir de este punto se puede discernir entre una típica anomalía AVO y una respuesta fizz gas Fig. 7B.
Fig. 7 (A) Curvas de respuestas de anomalías AVO desde la clase I a la IV: La clase I tiene un coeficiente de reflexión normal positivo y un gradiente negativo, la clase II tiene un coeficiente de reflexión normal pequeño cercano a cero con gradiente negativo, y la clase III tiene un coeficiente de reflexión normal negativo y un gradiente negativo. La clase IV incluye un coeficiente de reflexión normal negativo pero un gradiente positivo, por lo tanto, la amplitud disminuye con el aumento del offset en un yacimiento clástico saturado de gas; (B) Esquema de clasificación para identificar la magnitud y la clase en una reflexión sísmica. (Sánchez, 2025)
Inversión Sísmica: Para validación adicional, la inversión sísmica transforma la información de amplitud en una distribución de propiedades de físicas de roca (lambdaRho, Vp/Vs o relación de Poisson, etc.).
La combinación de estos análisis proporciona una mayor certidumbre en la detección e interpretación de zonas prospectivas y/o caracterización de yacimientos de gas de alta o baja saturación; al correlacionar las diversas respuestas (multi-atributos) sísmicas con las propiedades de roca y/o fluido.
Integración Geológica y Consecuencias Estratégicas
El éxito en la exploración no reposa sobre un solo indicador; es un resultado de la convergencia de múltiples evidencias. La fase final de validación exige una perspectiva integral (Fig. 8) que ate los resultados del AVF y el AVO/AVA con el contexto geológico.
Fig. 8 a) la anomalía que muestra el AVF i*G (medio) es consistente tanto con el AVO I*G (derecha) y el registro de Sw en la localización del pozo, como de la sección sísmica post-stack (izquierda). b) Las anomalías AVF generalmente muestran consistencia con el AVO y el lambdaRho. (Mandong et.al,2021).
La Convergencia de Atributos
Al enfocar una observación de DHI se debe incluir:
Atributos Estructurales: Uso, combinación y análisis de los atributos como coherencia y curvatura para delinear fallas, fracturas y la continuidad estratigráfica. Un bright spot de Clase III carece de valor si no está confinado por una trampa estructural o estratigráfica, confirmada por el uso de alguno de estos atributos.
Entendimiento del Sistema Petrolero: La anomalía debe ser consistente con la madurez de la roca madre, las rutas de migración, y los tiempos de emplazamiento del hidrocarburo (estudio integral de chimeneas de gas, de los campos lejanos y cercanos en el offset en el AVO y de la relación de poisson).
Si el DHI se encuentra en un área geológicamente improbable, la anomalía es, muy probablemente, un falso positivo.
Validación de Contactos de Fluidos: La presencia de un flat spot (reflexión horizontal que define el contacto fluido-fluido) es la evidencia más fuerte. Si el análisis AVO/AVA predice un cambio de fluido que es inconsistente con un flat spot o un contacto conocido en pozos vecinos, se debe priorizar el riesgo, y buscar nuevas evidencias que afirmen o descarten esta inconsistencia.
Impacto Estratégico y Conclusión
La adopción de esta metodología integral no es solo una buena práctica técnica, sino una decisión estratégica de negocio.
Al comenzar con la eficiencia del AVF, se puede mapear y jerarquizar prospectos rápidamente. Al aplicar una rigurosa revisión del AVO/AVA, se minimiza la confusión con el fizz gas. El pensamiento crítico y la validación multidisciplinaria, se evita el costoso sesgo de confirmación.
En conclusión, en un mercado energético competitivo, donde la asignación de capital debe ser óptima, todo análisis enfocado en maximizar la identificación eficaz de puntos brillantes de falsos positivos es de valor primario. Una robusta gestión de riesgos en la exploración se basa en la capacidad de validar e integrar rigurosamente múltiples fuentes de evidencia.
Bibliografía
Mandong et.al. Amplitude Variation with Frequency as Direct Hydrocarbon Indicator for Quick Look and Different Insight of Hydrocarbon Delineation. 2021
Sánchez, José Reinaldo. Mejores Prácticas para el Análisis AVO. 2025. Petroleum Magazine. https://petroleumag.com/mejores-practicas-para-el-analisis-avo-ava/
Sánchez, José Reinaldo. Errores típicos en la interpretación de indicadores de hidrocarburos. 2025. PetroRenova Indexed, 1(3), 27-40. https://doi.org/10.5281/zenodo.17425422
Agradecimiento a José Gil, por sus observaciones y correcciones en este artículo linkedin.com/in/jose-gil-seismic-interpreter
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José Reinaldo Sánchez Mistage.
Ingeniero Geofísico, Especialista en Gerencia integrada de Yacimientos.
