martes, 23 de junio de 2009

Petrofisica Sismica

INTRODUCCION

El papel del análisis de registros eléctricos (o análisis petrofísico) se ha potenciado con el avance de la tecnología sísmica. Estos avances, tanto en el campo de la adquisición como el procesamiento, se dirigen mucho más allá de la caraterización estructural del subsuelo. Las tendencias de la herramienta sísmica es cada vez más fuerte hacia la caraterización de reservorios, incluyendo en este último término la diferenciación litológica, la estimación de propiedades petrofísicas (básicamente porosidad) y el contenido de fluidos. Esta tendencia se ha denominado geofísica de reservorios o geofísica cuantitativa e incluye métodos antes (inversión simultánea, AVO) y después (inversión acústica) de apilado. Desde Zoeppritz (1919) se conoce que el dato sísmico es una respuesta elástica del medio en función de las velocidades (compresional y de corte) y la densidad. Solo en las últimas décadas estas ecuaciones se han podido resolver (invertir) completamente, es decir que a partir del dato (registro) sísmico, actualmente, es posible conocer el medio (en términos de velocidades y densidad) que dio origen a dicha medición. Claro que este procedimiento matemático de inversión tiene, todavía, un alto grado de incertidumbre de modo que en la práctica resulta necesario calibrar este resultado (la inversión) con mediciones directas y confiables. Estas mediciones son los registros de velocidades sónicas y el registro de densidad en los pozos. Este proceso de integración entre el resultado del problema sísmico inverso y el análisis de registros eléctricos es lo que se define como Petrofísica Sísmica. PETROFISICA SISMICA Y MODELOS SISMICOS El término petrofísica sísmica se utiliza para describir los procesos de conversión del dato sísmico en parámetros de descripción de reservorios. Históricamente ha sido una tarea cualitativa, sin embargo en las últimas décadas se han desarrollado herramientas que han tornado este procesamiento en cuantitativo. Es decir que la calibración entre los productos de la inversión sísmica con las mediciones en registros eléctricos permite convertir el dato sísmico en parámetro de reservorio en su completa continuidad areal. Con esta perspectiva los registros eléctricos se utilizan en distintos flujos de trabajo de la geofísica de reservorios. Por ejemplo en un análisis AVO donde metodología de procesamiento e interpretación de los datos sísmicos tiene como objetivo la identificación del contenido de fluidos y la caracterización litológica-petrofísica. El fundamento de esta metodología es el modelo físico de la reflectividad que depende de tres propiedades: Ø Cambios en la Velocidad Compresional (Vp), en una interfase Ø Cambios en la Velocidad de Corte (Vs), en una interfase Ø Cambios en la Densidad (r) en una interfase
Para relacionar este modelo físico a la caracterización de reservorios se debe entender la relación entre estos parámetros elásticos (Vp, Vs y r) con los parámetros de roca tales como litología, porosidad y contenido de fluidos. En otros términos, entre otros procedimientos, se puede calibrar la relación Vp/Vs con la litología, calcular el coeficiente de Poisson para identificar capas con gas o aplicar las relaciones de Willy para estimar porosidad de matriz. Desde el punto de vista metodológico se debe poder procesar el dato sísmico de modo que la amplitud sea proporcional al coeficiente de reflección y luego poder invertir este a los parámetros sísmicos Vp, Vs , y r, para, finalmente interpretarlos en términos los parámetros de roca. En términos más amplios los registros eléctricos de pozo se utilizan para diversas tareas que de una u otra manera se integran en los procesos de inversión sísmica. En algunos casos en estadios tempranos del flujo de trabajo (estimación de ondícula o mas específicamente la fase de la misma y la construcción de la relación tiempo / profundidad), estadios intermedios (centralmente para la construcción de modelos de baja frecuencia de Vp, Vs y r) y, naturalmente estadios finales de interpretación (como dato duro de procedimientos de estimación geoestadística o aplicación de redes neuronales) REGISTROS BASICOS EN PETROFISICA SISMICA Los registros eléctricos de pozo mas utilizados en petrofísica sísmica son los de velocidad sónica (compresional y de corte) y el de densidad. La caracterización petrofísica de las rocas con estos registros es un objeto de estudio aún antes del desarrollo de los métodos de inversión sísmica. Sin embargo han cobrado una enorme utilidad práctica al convertirse en el nexo entre la medición directa en el pozo y el producto de los procesos de inversión sísmica. A mi modo de ver las publicaciones fundacionales en esta disciplina bisagra son: 1) Gardner (1974) donde el autor la relación estadística exponencial entre velocidad y densidad, 2) Castagna (1985) donde se estable una de las relaciones estadísticas mas utilizadas en geofísica cuantitativa, esta es la línea de arcilla y 3) los trabajos de Biot (1941) y Gassman (1951) (hoy en dí conocidos en conjunto como Teoría de Biot Gassman) para rocas porosas y saturadas que proporcionan un marco riguroso para analizar los métodos de inversión sísmica (fundamentalmente antes de suma). El objetivo final es la interpretación de estos resultados como indicadores directo de hidrocarburos, discriminadores litológicos o predictores de porosidad del reservorio. La ecuación general de esta teoría permite la discriminación de fluidos contenidos en un medio poroso, dados la impedancia P y S. En esencia, esta ecuación permite transformar el resultado de una inversión sísmica en propiedades elásticas del medio poroso y saturado. Esta fórmula es un buen discriminador de fluidos en ambientes de rocas consolidadas que se puede expresar en función de las constantes de Lamé y la densidad o bien en función de la incomprensibilidad, el módulo de corte y la densidad. Las ecuaciones de las velocidades P y S en medios porosos e isótropos, resultan de resolver la ecuación de onda y se expresan como:



Biot (1941) y Gassman (1956) hicieron un desarrollo independiente que fue unificado por Krief et al (1991). Un de los corolarios mas importantes de esta teoría es que predice el efecto de caída de la velocidad compresional (Vp) con la presencia de hidrocarburo y explica que se debe que el módulo de incompresibilidad del hidrocarburo es menor que el del agua (mas acentuado en caso de gas). Este es el fundamento básico de la metodología AVO y de inversión simultánea. Es decir que La teoría de Biot-Gassmann o de sustitución de fluidos genera el marco apropiado para relacionar un estudio de atributos sísmicos (por ejemplo de AVO) con el contenido de fluidos de los reservorios. Esta teoría relaciona el módulo de incompresibilidad de las rocas con su porosidad y sus propiedades de matriz y fluidos. Lo más importante es que no se trata de una ecuación empírica, es decir fundada en un análisis de correlación (como por ejemplo la ecuación de Willys, que intenta explicar la relación entre fluido y porosidad), sino hache es un corolario de las ecuaciones de flujo de ondas elásticas en medios porosos.


BIBLIOGRAFIA

Biot, M. A., 1941, General theory of three-dimensional consolidation, Journal of Applied Physics, 12, 155-164.

Castagna, Batzle, Eastwood (1985); Relationship between compretional and shear wave velocities in clastic silicate rocks; Geophysics Vol: 50 N:4

Gardner, Gardner , Gregory (1974) Formation velocity and density, the diagnostic basics for stratigraphic traps
Geophysics, Volume 39, Issue 6, pp. 770-780

Gassmann, F. (1956) Uber die Elastizitat poroser Medien, Vierteljahrsschrift der Naturforschenden Gesellschaft, 96, 1-23.

Krief, M., Garat, J., Stellingwerff, J., and Ventre, J., 1990, A petrophysical interpretation using the velocities of P and S waves, The Log Analyst, Nov-Dec, 355-369.

Zoeppritz, K., 1919, Erdbebenwellen VIIIB, On the reflection and propagation of seismic waves: Gottinger Nachrichten, I, 66-84.