Feb 04, 2026

Los límites de la certeza sísmica

Tecnología integral para reducir la incertidumbre en la exploración y producción

En los últimos años se ha observado una clara disminución en las reservas descubiertas, impulsada por la reducción de la inversión en perforación y la creciente complejidad de la exploración.

Tomado de Explorer/AAPG

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Los grandes yacimientos estructurales sencillos están prácticamente agotados, lo que impulsa la exploración hacia yacimientos más profundos y geológicamente complejos. Este cambio requiere una mejor visualización sísmica y una mayor integración interdisciplinaria. Dos ejemplos ilustrarán estos temas a continuación. La exploración siempre conlleva incertidumbre, ya sea en la roca madre, el yacimiento, la trampa o la migración, y la interpretación sísmica es fundamental para evaluar estas incertidumbres. Si bien cuantificar la incertidumbre sigue siendo difícil, varios enfoques prácticos han contribuido a obtener resultados de exploración y desarrollo más fiables.

El primer ejemplo muestra cómo una empresa independiente logró el éxito en un yacimiento cercano combinando tecnologías geocientíficas con un sólido conocimiento geológico regional, validando el modelo de entrampamiento mediante visualización sísmica adaptativa y análisis de amplitud versus desplazamiento.

El segundo ejemplo, del proyecto West Delta Deep Marine, destaca cómo la tecnología y la colaboración interdisciplinaria ayudan a abordar las incertidumbres en la conectividad de los canales del yacimiento. Las herramientas sísmicas fueron clave para distinguir múltiples sistemas de canales, reducir la incertidumbre de la conectividad y mejorar la planificación de pozos de relleno y la gestión del yacimiento.

 

Estudio de caso en el centro de Noruega

El bloque se encuentra en la plataforma de Halten, frente a la costa central de Noruega. La exploración se centró en yacimientos sinrift del Jurásico Superior, específicamente en prospectos definidos por cierres estructurales-estratigráficos combinados e indicadores directos de hidrocarburos. La principal incertidumbre previa a la perforación se refería a la configuración de la trampa, que se perfeccionó mediante visualización sísmica avanzada (figura 1). La migración de profundidad por haces, superior a la migración de Kirchhoff convencional para estructuras complejas con fuerte inclinación, mejoró la delineación de fallas y reforzó la confianza en el modelo de entrampamiento. El análisis AVO y la interpretación del factor de fluidos (figura 2) proporcionaron un mayor respaldo a la presencia de hidrocarburos.

Dos pozos posteriores dirigidos a prospectos sinrift del Jurásico Superior encontraron petróleo y gas comercialmente viables, ampliando el yacimiento para incluir nuevos segmentos, tipos de yacimientos y configuraciones de trampas.

Comparación de segmentos de secciones sísmicas provenientes de volúmenes (a) migrados en tiempo antes de la apilamiento y (b) migrados en profundidad antes de la apilamiento (migración por haces). Los datos migrados en profundidad muestran una mejor definición de las fallas y mayor continuidad en comparación con la migración en tiempo. En la sección ampliada migrada en profundidad que se muestra en la figura 1c, se observa una geometría de delineación de fallas adecuada.

Cabe destacar que los principales operadores habían descartado previamente el yacimiento por considerarlo poco prometedor.

Los avances decisivos fueron logrados por pequeñas empresas independientes que operaban sin grandes conjuntos de datos ni un amplio apoyo organizacional. Como era de esperar, su éxito se debió a un profundo conocimiento de la geología local, la aplicación precisa de tecnologías sísmicas y los recursos suficientes para probar y perfeccionar de forma iterativa los conceptos de exploración.

Estudio de caso de West Delta Deep Marine

Evaluar la conectividad del yacimiento y los recursos hídricos es fundamental para predecir el rendimiento en la perforación de pozos de relleno. Este estudio de caso del campo West Delta Deep Marine ilustra la incertidumbre en la estimación de la conectividad de las arenas utilizando datos sísmicos. Se utilizaron atributos sísmicos para identificar canales individuales y sus elementos arquitectónicos, y estas interpretaciones se integraron con datos de pozos para inferir las facies deposicionales y la conectividad. Sin embargo, los resultados de producción de pozos de relleno posteriores revelaron discrepancias significativas, lo que subraya las limitaciones de depender únicamente de la interpretación sísmica.

La concesión WDDM se encuentra entre 50 y 100 kilómetros mar adentro, en aguas profundas, en el cono del Nilo noroccidental, y abarca 6150 kilómetros cuadrados. La mayoría de los yacimientos de gas se encuentran dentro de sistemas de canales de talud turbidíticos del Plioceno, con una orientación noreste-suroeste a noroeste-sureste a lo largo de una pendiente suave. Las trampas son estratigráficas en los márgenes de los canales y una combinación de estructurales y estratigráficas a lo largo de los ejes de los canales. La arquitectura del yacimiento Plio-Pleistoceno se visualiza claramente en la sísmica 3D (figura 3), y los mapas de amplitud sísmica ayudan a definir la evolución de los canales. Las arenas con gas presentan una respuesta AVO de Clase III.

Comparación de segmentos de secciones sísmicas de volúmenes con (a) desplazamiento cercano y (b) desplazamiento lejano. Se observa un aumento de la amplitud en la parte superior del yacimiento en la sección de desplazamiento lejano. Una comparación similar de segmentos de secciones de volúmenes de apilamiento de fluidos generados (c) antes de la perforación del pozo exploratorio y (d) después de integrar los resultados de dicho pozo. Los valores negativos del apilamiento de fluidos se han interpretado como la presencia de fluidos, que se aprecian claramente, como se indica con el texto del puntero. (e) Una sección ampliada de una sección de apilamiento de fluidos en dirección oeste-este muestra las zonas de hidrocarburos probadas y potenciales.

La sección horizontal muestra un yacimiento de canal de talud en aguas profundas, tal como se observa en la imagen (a) de amplitud sísmica, y un acercamiento de una pequeña porción del canal se muestra en (b). (c) Magnitudes espectrales con codificación de color RGB generadas a partir de la descomposición espectral de los datos sísmicos. La geometría del canal se aprecia mejor definida en la visualización de magnitudes espectrales con codificación de color RGB, pero no se obtuvo ninguna ventaja adicional en términos de reducción de la incertidumbre.

Comparación de secciones que atraviesan (a) datos sísmicos reprocesados, (b) datos sísmicos antiguos y (c) el volumen de probabilidad de gas generado a partir de los datos sísmicos reprocesados. Las secciones atraviesan dos pozos perforados en la Lámina Noroeste (Pozo X) y el segmento principal del canal (Pozo A). El área marcada con un círculo muestra una posible zona de conectividad entre los segmentos. Sin embargo, el pozo de relleno perforado en la Lámina Noroeste resultó estar prácticamente aislado del canal principal.

El complejo de canales, que comprende el Canal Principal, el Canal Central y la Lámina Noroeste, forma un único sistema de relleno de cañón. Los yacimientos suelen incluir una zona central estratificada y rica en arena con flancos elevados. El mapeo sísmico sugirió posibles conexiones entre estos sistemas, en particular entre la Lámina Noroeste y el Canal Principal. Los estudios de descomposición espectral e inversión sísmica mejoraron la resolución del canal, pero no redujeron significativamente la incertidumbre (figuras 3 y 4). Como resultado, el modelo de yacimiento base asumió solo una conectividad parcial y predijo el agotamiento de la presión en la Lámina Noroeste.

Sin embargo, cuando se perforó el Pozo X en 2012, después de siete años de producción de los pozos del Canal Principal, se encontró presión virgen, lo que demuestra que la Lámina Noroeste está hidráulicamente aislada del complejo del Canal Principal (figura 5). Este resultado pone de manifiesto la persistente ambigüedad de las predicciones de conectividad basadas en datos sísmicos y la necesidad de precaución al utilizar únicamente datos sísmicos para evaluar la comunicación entre yacimientos.

Gráfico de presión para diferentes pozos en el área, incluyendo los datos del Pozo X perforado en la Lámina Noroeste, que encontró presión virgen (sin agotamiento) y cuyo nivel freático se encontraba a mayor profundidad que el de los pozos perforados en el canal principal. Esto demostró que la Lámina Noroeste está prácticamente aislada del canal principal.

La experiencia con el desarrollo de pozos de relleno en el WDDM muestra que predecir la conectividad del yacimiento a través de fallas y áreas con baja respuesta sísmica es altamente incierto. Las barreras de presión y las zonas de fuga están frecuentemente presentes a escalas subsísmicas. A menos que la conectividad esté bien definida, la práctica preferida se ha orientado hacia métodos probabilísticos. La conectividad entre los segmentos del yacimiento se evalúa típicamente utilizando un enfoque avanzado que abarca escenarios desde completamente conectados hasta completamente aislados, con varios casos intermedios. En consecuencia, la conectividad se convierte en una variable clave durante el ajuste histórico, lo que ayuda a lograr la concordancia con el comportamiento histórico de la presión y/o las tasas de producción de agua. Las previsiones del rendimiento del yacimiento, incluidos los patrones de agotamiento y la productividad de los pozos, dependen del modelo ajustado históricamente.

 

Lecciones aprendidas

El éxito en la apertura de un nuevo segmento de explotación demuestra cómo la tecnología avanzada, combinada con una sólida comprensión de la geología regional y local, puede generar nuevas oportunidades. La compartimentación y la incertidumbre en la conectividad del yacimiento siguen siendo desafíos importantes a lo largo de la vida útil de un campo y son especialmente críticos para el desarrollo de pozos de relleno. El segundo caso de estudio refuerza que evaluar una amplia gama de modelos geológicos y fomentar la colaboración entre disciplinas son esenciales para reducir la incertidumbre y mejorar la caracterización del yacimiento.

A medida que la industria se adentra en entornos cada vez más complejos, como los entornos de aguas profundas, las cuencas geológicamente complejas y las áreas con una variabilidad estratigráfica significativa, se requiere una estrategia dual. Esta estrategia combina la innovación tecnológica impulsada por las geociencias con una sólida colaboración y comunicación interdisciplinaria.