En la sismología de reflexión , un atributo sísmico es una cantidad extraída o derivada de datos sísmicos que se puede analizar para mejorar la información que podría ser más sutil en una imagen sísmica tradicional, lo que lleva a una mejor interpretación geológica o geofísica de los datos. [1] Los ejemplos de atributos sísmicos pueden incluir tiempo medido, amplitud , frecuencia y atenuación , además de combinaciones de estos. La mayoría de los atributos sísmicos son posteriores al apilamiento, pero aquellos que utilizan recopilaciones CMP, como amplitud versus desplazamiento (AVO), deben analizarse antes del apilamiento. [2] Se pueden medir a lo largo de una sola traza sísmica o en múltiples trazas dentro de una ventana definida.
Los primeros atributos desarrollados estaban relacionados con la traza sísmica compleja 1D e incluían: amplitud de la envolvente, fase instantánea , frecuencia instantánea y polaridad aparente. La impedancia acústica obtenida a partir de la inversión sísmica también puede considerarse un atributo y fue uno de los primeros desarrollados. [3]
Otros atributos comúnmente utilizados incluyen: coherencia , acimut , inclinación , amplitud instantánea , amplitud de respuesta, fase de respuesta, ancho de banda instantáneo, AVO y descomposición espectral .
Un atributo sísmico que puede indicar la presencia o ausencia de hidrocarburos se conoce como indicador directo de hidrocarburos .
Los atributos de amplitud utilizan la amplitud de la señal sísmica como base para su cálculo.
Un atributo posterior a la pila que calcula la media aritmética de las amplitudes de un trazo dentro de una ventana específica. Esto se puede utilizar para observar el sesgo del trazo, que podría indicar la presencia de un punto brillante .
Un atributo posterior a la pila que calcula la suma de las amplitudes al cuadrado dividida por la cantidad de muestras dentro de la ventana especificada utilizada. Esto proporciona una medida de reflectividad y permite mapear indicadores directos de hidrocarburos dentro de una zona de interés.
Un atributo posterior a la pila que calcula la raíz cuadrada de la suma de las amplitudes al cuadrado dividida por la cantidad de muestras dentro de la ventana especificada utilizada. Con esta amplitud al cuadrado de la raíz cuadrada , se puede medir la reflectividad para mapear indicadores directos de hidrocarburos en una zona de interés. Sin embargo, RMS es sensible al ruido, ya que eleva al cuadrado cada valor dentro de la ventana.
Un atributo posterior a la pila que calcula el valor máximo del valor absoluto de las amplitudes dentro de una ventana. Esto se puede utilizar para mapear el indicador directo de hidrocarburos más fuerte dentro de una zona de interés.
Los atributos AVO (amplitud versus desplazamiento) son atributos previos al apilamiento que tienen como base para su cálculo la variación en amplitud de una reflexión sísmica con desplazamiento variable. Estos atributos incluyen: intersección AVO, gradiente AVO, intersección multiplicada por gradiente, lejos menos cerca, factor de fluido, etc. [4]
El factor de atenuación anelástica (o Q) es un atributo sísmico que puede determinarse a partir de datos de reflexión sísmica tanto para la caracterización del yacimiento como para el procesamiento sísmico avanzado .
Un atributo posterior a la formación que mide la continuidad entre trazas sísmicas en una ventana específica a lo largo de un horizonte seleccionado. Se puede utilizar para mapear la extensión lateral de una formación. También se puede utilizar para ver fallas, canales u otras características discontinuas.
Aunque debería utilizarse a lo largo de un horizonte específico, muchos paquetes de software calculan este atributo a lo largo de intervalos de tiempo arbitrarios.
Un atributo de post-pila que calcula, para cada traza, el plano (3D) o línea (2D) de mejor ajuste entre sus trazas vecinas inmediatas en un horizonte y genera la magnitud de la inclinación (gradiente) de dicho plano o línea medida en grados. Esto se puede utilizar para crear un pseudomapa paleogeológico en un corte del horizonte.
Un atributo posterior a la pila que calcula, para cada traza, el plano de mejor ajuste (3D) entre sus trazas vecinas inmediatas en un horizonte y genera la dirección de la pendiente máxima (dirección de inclinación) medida en grados, en el sentido de las agujas del reloj desde el norte. Esto no debe confundirse con el concepto geológico de acimut, que es equivalente al rumbo y se mide 90° en el sentido contrario a las agujas del reloj desde la dirección de inclinación.
Grupo de atributos posteriores a la pila que se calculan a partir de la curvatura de un horizonte específico. Estos atributos incluyen: magnitud o dirección de la curvatura máxima, magnitud o dirección de la curvatura mínima, magnitud de la curvatura a lo largo de la dirección del acimut (inclinación) del horizonte, magnitud de la curvatura a lo largo de la dirección del rumbo del horizonte, magnitud de la curvatura de una línea de contorno a lo largo de un horizonte.
Estos atributos implican separar y clasificar los eventos sísmicos dentro de cada traza en función de su contenido de frecuencia. La aplicación de estos atributos se denomina comúnmente descomposición espectral . El punto de partida de la descomposición espectral es descomponer cada traza 1D del dominio del tiempo en su correspondiente representación 2D en el dominio del tiempo-frecuencia mediante cualquier método de descomposición tiempo-frecuencia como: transformada de Fourier de tiempo corto , transformada wavelet continua , distribución de Wigner-Ville , matching persecution , entre muchos otros. Una vez que cada traza se ha transformado al dominio del tiempo-frecuencia, se puede aplicar un filtro de paso de banda para visualizar las amplitudes de los datos sísmicos en cualquier frecuencia o rango de frecuencias.
Técnicamente, cada frecuencia individual o banda de frecuencias podría considerarse un atributo. Los datos sísmicos suelen filtrarse en varios rangos de frecuencia para mostrar ciertos patrones geológicos que pueden no ser obvios en las otras bandas de frecuencia. Existe una relación inversa entre el espesor de una capa de roca y la frecuencia pico correspondiente de su reflexión sísmica. Es decir, las capas de roca más delgadas son mucho más evidentes en frecuencias más altas y las capas de roca más gruesas son mucho más evidentes en frecuencias más bajas. Esto se puede utilizar para identificar cualitativamente el adelgazamiento o engrosamiento de una unidad de roca en diferentes direcciones.
La descomposición espectral también se ha utilizado ampliamente como indicador directo de hidrocarburos.