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La búsqueda en las categorías "Geociencias"  produjo 526 resultado(s)

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Full Waveform Inversion (FWI) has been successfully applied to a wide range of datasets to resolve complex sediment velocities like gas clouds, shales, carbonates, etc. Most of the case studies using FWI focused on the improvements to overburden sediment sections and typically, an interpretive approach is taken for identifying the salt bodies. In the absence of clear images of sediment-salt interface, the interpretive approach relies on multiple scenarios to determine appropriate salt structure. Recently, BP demonstrated that from a good starting input model, long offset ocean bottom node (OBN) data could be used to effectively update some salt bodies such as salt fingers, overhangs salt shapes, dirty salt, mini basins and subsalt velocities to reveal better subsurface images. In this abstract, we demonstrate the application of FWI to a towed streamer datasets with limited offsets (<9 km) to successfully update salt and overhang velocity. For depth beyond the diving wave penetration, we used reflection FWI (RFWI) to further extend the reach of FWI and resolve the kinematic errors for deeper events. Our examples use a data driven velocity update flow from Perdido survey of Mexican waters of Gulf of Mexico (GoM).

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El método conocido como Matching Pursuit Fourier Interpolation 5D (MPFI-5D) puede ser utilizado para mejorar el cubrimiento en zonas donde existan vacíos operacionales dentro de un área adquisición. Este método también se usa para transformar la información sísmica de una adquisición planeada originalmente como ortogonal a una geometría radial, donde los datos se encuentren regularizados en acimut y offset a intervalos fijos, beneficiando el trabajo de procesamiento sísmico y mejorando la imagen final, particularmente en la parte somera. Adicionalmente, también permite preservar mejor la variación de la amplitud con respecto al offset (AVO) asi como la variación del AVO con respecto al acimut (AVOAz), que son utilizadas en los procesos de inversión sísmica con objetivos de caracterización de yacimientos. La interpolación 5D es particularmente efectiva para mejorar el proceso de imagen en la parte somera de la información, que comúnmente es afectada por las limitaciones de cubrimiento inherentes al levantamiento con geometrías ortogonales. En el presente trabajo se comparan los resultados de la imagen sísmica tras la aplicación de una interpolación MPFI-5D radial con una aplicación ortogonal, así como con los resultados de no efectuar ningún proceso de interpolación.

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En la actualidad es difícil prescindir de un modelo 3D para la caracterización de los campos petroleros, por eso es necesario generar uno que represente con la mayor precisión posible las características geológicas del campo, tales como: la complejidad estructural y las propiedades petrofísicas correspondientes al modelo de facies. Para ello, se integran los datos geológicos y geofísicos de los cuales podemos obtener cubos de propiedades sísmicas que respondan a cierto comportamiento de la litología con contenido de hidrocarburos para ser usado como tendencia en la población de propiedades petrofísicas a fin de predecir estas mismas condiciones en otros puntos del campo. En este documento se muestra el flujo de trabajo utilizado para la distribución de propiedades en un modelo 3D de alta resolución, el cual está calibrado con una guía sísmica llamada “Impedancia Elástica”. Se incluyen algunos de los procedimientos de control de calidad de los datos a poblar tales como: análisis estadísticos y gráficas cruzadas, así como información relevante en la generación de la malla para la preservación del detalle vertical que ofrece un pozo. Y posterior al poblado como: el cálculo de crossplots y la comparación por medio de secciones arbitrarias entre las propiedades primarias y sus guías. Al finalizar el modelado es posible tener como resultado una representación compleja, detallada y con menor incertidumbre; además, que permite tener un mejor entendimiento del comportamiento del campo en la actualidad y la identificación de áreas potenciales para la incorporación de reservas.

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El presente trabajo de investigación tiene como objetivo mostrar el aporte que la geología y geofísica tienen más allá de un flujo de trabajo tradicional, ofreciendo resultados cuando se tiene una limitada cantidad de información del área de interés haciendo posible la caracterización inicial de yacimientos. La metodología que se propone para lograr la calibración de atributos sísmicos está basada en el análisis de estratigrafía secuencial, un análisis multivariable para proponer un modelo de electrofacies, un análisis de factibilidad para saber que atributo está respondiendo los yacimientos potenciales y la correlación pozo versus sísmica. Los beneficios obtenidos al aplicar la metodología propuesta incluyen el delimitar la mejor área prospectiva, proponer un modelo de electrofacies, obtener un coeficiente de correlación con los atributos sísmicos que junto con un mapa de tendencias puedan guiar la distribución de porosidad. La falta de datos y la confidencialidad de los mismos son retos importantes en esta clase de proyectos en donde se desea realizar una aproximación probabilística cuyo objetivo final es cuantificar los recursos de Hidrocarburos, sin embargo, queda de manifiesto que el uso y la inclusión de atributos sísmicos calibrados reduce la incertidumbre en dichos cálculos.

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El definir la morfología y facies de un prospecto a partir de datos sísmicos en el contexto de pozos exploratorios no siempre es fácil o claro, debido a la naturaleza de los datos y también a la distancia que existe entre los datos de pozos que tenemos para correlacionar con un campo semejante. Mostramos la ventaja que tiene los datos PP de la sísmica multicomponentes contra la Pstm convencional, donde en la primera podemos observar una estructura correspondiente a un lóbulo alojado en un monoclinal mientras que para la segunda el dato tiene menor definición y no permite ver la geometría del lóbulo. El objetivo es determinar prospectos con mayor potencial, el cual se logra calibrando la respuesta de las areniscas saturadas de aceite en pozos y su relación con el prospecto a través de la metodología de interpretación y procesamiento de datos sísmicos (Inversión sísmica simultánea) con el propósito de discriminar la distribución espacial de un yacimiento del Mioceno Superior y su correlación con el prospecto también definimos la geometría de las facies de canales y lóbulos a partir de capas delgadas.

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