Sísmica 4D, nueva metodología para la administración de yacimientos petroleros
Víctor Eduardo Infante Pacheco*
CIENCIA UANL / AÑO 20, No. 85 julio-septiembre 2017
La metodología utilizada en la sísmica 4D se desarrolla a partir de la sísmica 3D; la cual consiste en la adquisición de datos sísmicos tomados en diferentes tiempos. Al efectuar el levantamiento de la adquisición de datos, se formará un cubo sísmico con la información obtenida (tridimensional); cada vez que se repitan las mediciones, éstas deben coincidir en todas sus coordenadas; es decir, el cubo sísmico más reciente deberá coincidir en todos sus puntos con los de los anteriores. El lapso de cada levantamiento sísmico es determinado de acuerdo a los programas estratégicos de cada empresa petrolera; esto puede ser cada año, cada dos o cinco años.
Desde hace 20 años, la sísmica 4D se ha venido utilizando de manera exitosa como respuesta a la presión ejercida por las condiciones económicas mundiales. Durante este tiempo ha logrado un gran desarrollo, cuyo objetivo está dirigido a obtener la máxima recuperación de hidrocarburo existente en los yacimientos, ofreciendo grandes beneficios para el control administrativo y de la toma de decisiones durante la explotación (Alaminiokuma y Ofuyah, 2017; Lumley y Behrens, 1997; Lumley, 2001; McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
Este trabajo pretende mostrar el estado actual de la sísmica aplicada en el monitoreo en tiempo real y administración de los yacimientos petroleros, así como los beneficios aportados mediante la modalidad de la Sísmica 4D; asimismo, se mencionan algunos de los casos en los cuales se ha empleado con éxito.
Descripción de la metodología
Cuando se inicia la explotación de un yacimiento, y conforme va pasando el tiempo, éste sufre diferentes cambios dentro del mismo, éstos se observan en la modificación de la porosidad de la roca, la presión del yacimiento, de igual forma se modifica la distribución de los hidrocarburos en los intervalos productores (Lumley y Behrens, 1997; Lumley, 2001). Además de las pruebas dinámicas del yacimiento, es posible efectuar un seguimiento o monitoreo de los cambios petrofísicos ocurridos durante la producción del yacimiento (Lumley y Behrens, 1997; Lumley, 2001; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
La metodología sísmica 4D consiste en hacer la adquisición de datos sísmicos 3D de manera repetitiva sobre el mismo espacio de estudio (cubo sísmico) con el fin de monitorear los cambios que sufre el yacimiento durante la explotación. Siendo de especial interés el cómo se va moviendo el fluido dentro del yacimiento (Alaminiokuma y Ofuyah, 2017; Lumley y Behrens, 1997; Lumley, 2001; McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
La repetición de la adquisición puede ser planeada a intervalos regulares de seis meses, un año o a cada cinco años.
Esta metodología se ha utilizado con gran éxito para tener un mejor control y administrar más adecuadamente los yacimientos, conociendo los cambios que va experimentando el yacimiento, de esta forma se pueden decidir acciones importantes para la recuperación de los hidrocarburos (Alaminiokuma y Ofuyah, 2017; McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
Avances en la metodología 4D
Se han realizado diversos proyectos de sísmica 4D tanto en tierra como en mar, en nuestro caso nos enfocaremos a los estudios realizados en el mar.
Tradicionalmente, la adquisición de datos se lleva a cabo desde la superficie del océano mediante un barco sísmico que navega arrastrando una serie de pistolas neumáticas (fuente sísmica), así como el arreglo de los sismodetectores (figura 1), todos éstos se localizan a unos pocos metros por debajo del nivel del mar. Las pistolas neumáticas producen las ondas sísmicas, las cuales viajan desde la superficie del océano hacia el fondo marino y continúan hacia el yacimiento y de éste hacia a la superficie en donde son captadas por los sismodetectores.
Figura 1. El barco sísmico arrastra una serie de pistolas neumáticas (fuente sísmica) y sismodetectores a poca profundidad
Como los sismodetectores se encuentran colocados cerca de la superficie del océano, el oleaje y las propelas de los barcos (figura 2) adicionan ruido a la señal, el cual deberá eliminarse posteriormente por un proceso de filtrado.
Figura 2. El oleaje y las propelas de un barco causan ruido sísmico en los datos.
Con el fin de mejorar la calidad de los datos adquiridos y disminuir el nivel de ruido sísmico, se coloca en el lecho marino una red de cables con sismodetectores. Éstos permanecerán en el fondo del mar durante el tiempo de explotación del yacimiento (McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
El primer paso de esta tecnología consiste en colocar en el lecho marino la red de cables que contiene los sismodetectores, a su vez los cables pueden ser colocados sobre la superficie de fondo marino o enterrados en zanjas de alrededor de un metro de profundidad para una mayor protección (figura 3) (McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
Figura 3. Colocación de la red de cables que contienen los hidrófonos en el lecho marino
El segundo paso es la colocación de los instrumentos de medición en el fondo marino y conectar la red de cables a ellos (figura 4), de tal forma que éstos permanecerán en el sitio durante toda la vida productiva del yacimiento (McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
Esto permite realizar un monitoreo sísmico en diferentes periodos de tiempo según se vaya desarrollando la explotación (Alaminiokuma y Ofuyah, 2017; Lumley y Behrens, 1997; McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
Figura 4. Colocación de instrumentos en el fondo del mar y conexión de la red de cables.
El tercer paso consiste en colocar el cable que conecta los instrumentos del área de estudio en el fondo marino con la plataforma marina (figura 5), la cual recibirá la información y se encargará de retrasmitir la información a las oficinas en tierra (Olav, Lasse y Landrø, 2009).
El cuarto paso es la adquisición de datos sísmicos. Cuando se programe la adquisición de nuevos datos, únicamente el barco que generará las ondas sísmicas se moverá con las pistolas neumáticas, para realizar el barrido del área de estudio (figura 6) (McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
Las ondas producidas por las pistolas neumáticas en la superficie del mar viajan a través del agua y penetran en las rocas, llegando al yacimiento donde éstas se reflejarán hacia la superficie.
Figura 5. Cable que conecta a los instrumentos con la plataforma marina la cual recibe la información
Figura 6. Barco sísmico realizando el barrido del área de estudio y generando ondas sísmicas mientras que los hidrófonos permanecen en el fondo del mar.
Cuando las ondas sísmicas viajan de regreso, éstas son captadas en el lecho marino, así se evita recibir la señal sísmica con ruido originado por el oleaje y las propelas (McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
Realizar la repetición de la adquisición de los datos permite tener información reciente de la situación del yacimiento, con lo cual se pueden tomar nuevas decisiones para las acciones a realizar en la administración del yacimiento. De esta manera el modelo se actualiza cada vez que se adquieren datos nuevos. Lo cual permite identificar las zonas en las cuales el aceite no fluyó y permanece aún en el yacimiento (Alaminiokuma y Ofuyah, 2017; Lumley y Behrens, 1997; Lumley, 2001; McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
Al observar los cambios de la movilidad del fluido se puede identificar la continuidad de la permeabilidad de la roca, así como las zonas en las cuales el aceite queda atrapado sin que pueda continuar su camino hacia los pozos de explotación, esto da la posibilidad de planear los mecanismos para una producción secundaria y mejorada (McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
Figura 7. Cuando las ondas sísmicas viajan de regreso, éstas son captadas en el lecho marino, siendo la señal de mayor calidad.
Finalmente, la información adquirida costa afuera se envía a la oficina en tiempo real, conforme ocurren los eventos. Esto permite tener un mejor control de la administración del yacimiento durante la explotación y de esta manera realizar la supervisión del comportamiento dinámico del yacimiento (Olav, Lasse y Landrø, 2009; figura 8).
Figura 8. La información sísmica 4D recibida en las oficinas en tierra permite monitorear los cambios en el tiempo que experimenta el yacimiento durante su explotación.
Desde el ámbito de la administración de yacimientos petroleros, en donde se busca la optimización operativa, la máxima recuperación de aceite y gas, y la maximización de las utilidades económicas, la sísmica 4D juega un papel muy importante que ayuda en el desempeño de estas actividades (Alaminiokuma y Ofuyah, 2017; McClenaghan et al., 2012; Olav, Lasse y Landrø, 2009).
Casos de estudio
La metodología sísmica 4D ha sido empleada en diversos campos petroleros, en este trabajo se mencionan algunos de ellos.
El primer levantamiento de sísmica 4D terrestre en Nigeria se efectuó en 2001, en el delta del Río Níger, y fue realizado por la compañía China National Petroleum, el cual fue un gran avance tecnológico en su tiempo (Alaminiokuma y Ofuyah, 2017).
En 2003 se condujo el proyecto The Valhall LoFS, en el campo Valhall, en el sector noruego del mar del Norte. En este proyecto participaron diferentes compañías, como la British Petroleum, Oyo GeoSpace y otras. El propósito de este proyecto fue conocer el yacimiento de una forma más exacta para incrementar la recuperación de aceite (Olav, Lasse y Landrø, 2009).
En 2010 se realizó el primer levantamiento de adquisición de datos de sísmica 4D OBC realizado en la India, en el Campo Ravva por la Cairn India Limited. El estudio mostró buenos resultados para mejorar la recuperación de aceite remanente en el yacimiento, permitiendo el conocimiento para la planeación de un sistema de recuperación adecuado a las características del yacimiento (McClenaghan et al., 2012).
Conclusiones
La sísmica 4D permite llevar una supervisión en tiempo real de los cambios físicos provocados por la explotación del hidrocarburo en los yacimientos petroleros.
Permite visualizar zonas en las que el hidrocarburo ha quedado atrapado y no fluye hacia los pozos productores. Con esto se puede diseñar una estrategia de recuperación más óptima.
Esta metodología permite tomar mejores decisiones, con mayor rapidez, con lo cual maximiza la rentabilidad del yacimiento.
*Universidad Veracruzana
Contacto: vinfante@uv.mx
Referencias
Alaminiokuma, G.I., y Ofuyah, W.N. (2017). Time-Lapse Seismic Acquisition in the Niger Delta: Challenges and Successes, Geosciences, v. 7, no. 1, p. 7-19, DOI: 10.5923 /j.geo.20170701.02
Lumley, D.E., y Behrens, R.A. (1997). Practical Engineering Issues of 4D Seismic Reservoir Monitoring, Society of Petroleum Engineers, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 5-8 October, San Antonio, Texas.
Lumley, D.E. (2001). Time-lapse seismic reservoir monitoring. Geophysics, v. 66, no. 1, p. 50-53.
McClenaghan, R., et al. (2012). Integrated Geoscience and 4D Technology Defines Reservoir Compartments to Extend Production Life of the Ravva Field, K-G Basin, India. AAPG International Convention and Exhibition, Singapore, 16-19 September 2012, AAPG©2012.
Olav, I.B., Lasse, A., y Landrø, M. (2009). The Valhall permanent seismic array (Life of Field Seismic; LoFS) has successfully provided easy access to high quality 4D images for the purpose of improving oil recovery, GeoExPro, v. 6, no. 5.