En geofísica (principalmente en la exploración y el desarrollo de petróleo y gas ), la inversión sísmica es el proceso de transformar los datos de reflexión sísmica en una descripción cuantitativa de las propiedades de las rocas de un yacimiento . La inversión sísmica puede ser previa o posterior al apilamiento , determinista, aleatoria o geoestadística ; por lo general, incluye otras mediciones del yacimiento, como registros de pozos y núcleos. [1]
Los geofísicos realizan estudios sísmicos rutinariamente para reunir información sobre la geología de un yacimiento de petróleo o gas . Estos estudios registran ondas sonoras que han viajado a través de las capas de roca y fluido en la tierra. La amplitud y frecuencia de estas ondas se pueden estimar de modo que cualquier efecto de lóbulo lateral y de sintonización [2] introducido por la ondícula se pueda eliminar.
Los datos sísmicos pueden inspeccionarse e interpretarse por sí solos sin inversión, pero esto no proporciona la visión más detallada del subsuelo y puede ser engañoso en determinadas condiciones. Debido a su eficiencia y calidad, la mayoría de las empresas de petróleo y gas utilizan ahora la inversión sísmica para aumentar la resolución y la fiabilidad de los datos y para mejorar la estimación de las propiedades de las rocas, incluida la porosidad y la capa neta. [3]
Existen muchas técnicas diferentes que se utilizan en la inversión sísmica. [4] Estas pueden agruparse aproximadamente en dos categorías:
La combinación de estas categorías da como resultado cuatro enfoques técnicos para el problema de la inversión, y la selección de una técnica específica depende del objetivo deseado y de las características de las rocas del subsuelo. Aunque el orden presentado refleja los avances en las técnicas de inversión durante los últimos 20 años, cada grupo aún tiene usos válidos en proyectos particulares o como parte de un flujo de trabajo más amplio.
Todos los métodos modernos de inversión sísmica requieren datos sísmicos y una ondícula estimada a partir de los datos. Normalmente, se utiliza una serie de coeficientes de reflexión de un pozo dentro de los límites del estudio sísmico para estimar la fase y la frecuencia de la ondícula. La estimación precisa de la ondícula es fundamental para el éxito de cualquier inversión sísmica. La forma inferida de la ondícula sísmica puede influir considerablemente en los resultados de la inversión sísmica y, por lo tanto, en las evaluaciones posteriores de la calidad del yacimiento.
Los espectros de amplitud y fase de las ondículas se estiman estadísticamente a partir de los datos sísmicos solos o de una combinación de datos sísmicos y control de pozos utilizando pozos con curvas sónicas y de densidad disponibles . Una vez estimada la ondícula sísmica, se utiliza para estimar los coeficientes de reflexión sísmica en la inversión sísmica.
Cuando la fase estimada (constante) de la ondícula estadística es consistente con el resultado final, la estimación de ondícula converge más rápidamente que cuando se parte de una suposición de fase cero . Se pueden aplicar ediciones menores y "estiramiento y compresión" al pozo para alinear mejor los eventos. La estimación precisa de ondículas requiere la vinculación precisa del registro de impedancia con la sísmica. Los errores en la vinculación del pozo pueden resultar en artefactos de fase o frecuencia en la estimación de ondículas. Una vez que se identifica la ondícula, la inversión sísmica calcula un registro sintético para cada traza sísmica. Para garantizar la calidad, el resultado de la inversión se convoluciona con la ondícula para producir trazas sísmicas sintéticas que se comparan con la sísmica original. [4]
La inversión incluye tanto datos de campo sísmico como datos de pozos, donde los datos de pozos sirven para agregar la alta frecuencia por debajo de la banda sísmica y restringir la inversión. Primero, los registros de pozos se acondicionan y editan para garantizar que exista una relación adecuada entre los registros de impedancia y las propiedades deseadas. Luego, los registros se convierten en tiempo, se filtran para aproximar el ancho de banda sísmico y se editan para efectos de pozo, se equilibran y se clasifican por calidad.
Los datos sísmicos tienen una banda limitada, lo que reduce la resolución y la calidad. Para ampliar la banda de frecuencia disponible, los datos de baja frecuencia se derivan de datos de registro, profundidad previa al apilamiento o velocidades migradas en el tiempo y/o un gradiente regional. [5] Los datos de alta frecuencia se pueden derivar del control de pozos o del análisis geoestadístico.
Las inversiones iniciales suelen ejecutarse con restricciones relajadas, comenzando con los datos sísmicos y luego agregando datos de tendencia limitada de los pozos. Esto proporciona una visión general aproximada del yacimiento de manera imparcial. Es fundamental en este punto evaluar la precisión del vínculo entre los resultados de la inversión y los pozos, y entre los datos sísmicos originales y los sintéticos derivados. También es importante asegurarse de que la ondícula coincida con la fase y la frecuencia de los datos sísmicos.
Sin una ondícula, la solución no es única. Las inversiones deterministas abordan este problema al restringir la respuesta de alguna manera, generalmente a los datos de registros de pozos. Las inversiones estocásticas abordan este problema al generar una gama de soluciones plausibles, que luego se pueden acotar mediante pruebas para lograr el mejor ajuste frente a varias mediciones (incluidos los datos de producción).
Un ejemplo de una técnica de inversión de resolución sísmica posterior al apilamiento es la inversión de picos dispersos restringidos (CSSI). Esta supone un número limitado de coeficientes de reflexión, con una amplitud mayor. La inversión da como resultado la impedancia acústica (AI), que es el producto de la densidad de la roca y la velocidad de la onda p . A diferencia de los datos de reflexión sísmica (que es una propiedad de la interfaz), la AI es una propiedad de la roca. El modelo generado es de mayor calidad y no sufre de ajustes ni interferencias causadas por la ondícula.
CSSI transforma los datos sísmicos en un registro de impedancia pseudoacústica en cada traza. La impedancia acústica se utiliza para producir interpretaciones estructurales y estratigráficas más precisas y detalladas que las que se pueden obtener a partir de la interpretación sísmica (o de atributos sísmicos ). En muchos entornos geológicos, la impedancia acústica tiene una fuerte relación con las propiedades petrofísicas, como la porosidad, la litología y la saturación de fluidos.
Un buen algoritmo (CSSI) producirá cuatro volúmenes de impedancia acústica de alta calidad a partir de datos sísmicos completos o posteriores al apilamiento: impedancia de ancho de banda completo, impedancia de banda limitada , modelo de reflectividad y componente de baja frecuencia. Cada uno de estos componentes se puede inspeccionar para determinar su contribución a la solución y para verificar la calidad de los resultados. Para adaptar aún más las matemáticas del algoritmo al comportamiento de las rocas reales en el subsuelo, algunos algoritmos CSSI utilizan un enfoque de norma mixta y permiten un factor de ponderación entre la minimización de la escasez de la solución y la minimización del desajuste de las trazas residuales.
La inversión previa al apilamiento se utiliza a menudo cuando la inversión posterior al apilamiento no logra diferenciar suficientemente las características geológicas con características de impedancia P similares. [6] La inversión simultánea resuelve la impedancia S y la densidad, además de la impedancia P. Si bien muchas características geológicas pueden expresar características de impedancia P similares, pocas compartirán rasgos combinados de impedancia P e impedancia S (lo que permite una mejor separación y claridad). A menudo, un estudio de viabilidad que utilice los registros de pozos indicará si la separación del litotipo deseado se puede lograr solo con la impedancia P o si también se requiere la impedancia S. Esto determinará si se necesita una inversión previa o posterior al apilamiento.
La inversión simultánea (SI) es un método de preapilamiento que utiliza múltiples subapilamientos sísmicos desfasados o angulares y sus wavelets asociados como entrada; genera impedancia P, impedancia S y densidad como salidas (aunque la resolución de salida de densidad rara vez es tan alta como las impedancias). Esto ayuda a mejorar la discriminación entre litología, porosidad y efectos de fluidos. Para cada apilamiento parcial de entrada, se estima un wavelet único. Todos los modelos, apilamientos parciales y wavelets se introducen en un único algoritmo de inversión, lo que permite que la inversión compense eficazmente los efectos de fase, ancho de banda, ajuste y estiramiento NMO dependientes del desfase . [7]
El algoritmo de inversión funciona estimando primero las reflectividades de las ondas P dependientes del ángulo para las pilas parciales de entrada. A continuación, se utilizan con las ecuaciones completas de Zoeppritz (o aproximaciones, como Aki-Richards, para algunos algoritmos) para encontrar reflectividades elásticas limitadas por banda. Estas, a su vez, se fusionan con sus contrapartes de baja frecuencia del modelo y se integran a las propiedades elásticas . Este resultado aproximado se mejora luego en una inversión final para la impedancia P, la impedancia S y la densidad, sujeta a varias restricciones duras y suaves. Una restricción puede controlar la relación entre la densidad y la velocidad de compresión; esto es necesario cuando el rango de ángulos no es lo suficientemente grande como para ser diagnóstico de la densidad.
Una parte importante del procedimiento de inversión es la estimación de las ondículas sísmicas. Esto se logra calculando un filtro que mejor moldee los coeficientes de reflexión del registro de pozo dependientes del ángulo en la región de interés para la pila de desplazamiento correspondiente en las ubicaciones de los pozos. Los coeficientes de reflexión se calculan a partir de registros P-sónicos, S-sónicos y de densidad utilizando las ecuaciones de Zoeppritz . Las ondículas, con amplitudes representativas de cada pila de desplazamiento, se ingresan directamente en el algoritmo de inversión. Dado que se calcula una ondícula diferente para cada volumen de desplazamiento, se realiza automáticamente una compensación para el ancho de banda dependiente del desplazamiento, la escala y los efectos de ajuste. Una ondícula cercana a la pila se puede utilizar como punto de partida para estimar la ondícula de ángulo lejano (o de desplazamiento).
En las ubicaciones de los pozos no se proporciona ningún conocimiento previo de los parámetros elásticos y la densidad más allá del espacio de la solución definido por restricciones estrictas. Esto hace que la comparación de los registros de pozo filtrados y los resultados de inversión en estas ubicaciones sea un control de calidad natural. Las frecuencias más bajas de la inversión se reemplazan con información del modelo geológico, ya que están mal limitadas por los datos sísmicos. Cuando se aplica en modo global, se agrega un término de control espacial a la función objetivo y se invierten simultáneamente grandes subconjuntos de trazas. El algoritmo de inversión simultánea toma múltiples conjuntos de datos sísmicos apilados en ángulos y genera tres volúmenes de parámetros elásticos como salida.
Los parámetros elásticos resultantes son propiedades de la roca real que pueden relacionarse directamente con las propiedades del yacimiento. Los algoritmos más avanzados utilizan las ecuaciones de Knott-Zoeppritz completas y tienen en cuenta las variaciones de amplitud y fase con el desfase. Esto se hace derivando wavelets únicos para cada pila parcial de entrada. Los parámetros elásticos en sí pueden restringirse directamente durante la inversión sísmica y pueden aplicarse relaciones de física de la roca, restringiendo pares de parámetros elásticos entre sí. Los modelos finales de parámetros elásticos reproducen de manera óptima la sísmica de entrada, ya que esto es parte de la optimización de la inversión sísmica.
La inversión geoestadística integra datos de pozos de alta resolución con datos sísmicos 3D de baja resolución y proporciona un modelo con un alto nivel de detalle vertical cerca y lejos del pozo de control. Esto genera modelos de yacimientos con formas geológicamente plausibles y proporciona una cuantificación clara de la incertidumbre para evaluar el riesgo. Se generan modelos petrofísicos altamente detallados, listos para su incorporación a la simulación del flujo del yacimiento.
La geoestadística se diferencia de la estadística en que reconoce que sólo ciertos resultados son geológicamente plausibles. La inversión geoestadística integra datos de muchas fuentes y crea modelos que tienen una resolución mayor que la sísmica original, coinciden con patrones geológicos conocidos y pueden utilizarse para la evaluación y reducción de riesgos .
Los datos sísmicos, de registros de pozos y otros datos de entrada se representan como una función de densidad de probabilidad (PDF), que proporciona una descripción geoestadística basada en histogramas y variogramas . En conjunto, estos definen las probabilidades de un valor particular en una ubicación particular, y la escala y composición geológica esperadas en toda el área modelada.
A diferencia de los algoritmos de modelado geoespacial y de inversión convencionales, la inversión geoestadística adopta un enfoque de un solo paso, ya que resuelve la impedancia y los tipos de propiedades discretas o litofacies al mismo tiempo. Este enfoque acelera el proceso y mejora la precisión.
Las PDF individuales se fusionan mediante técnicas de inferencia bayesiana , lo que da como resultado una PDF posterior condicionada a todo el conjunto de datos. El algoritmo determina la ponderación de cada fuente de datos, eliminando el sesgo potencial. La PDF posterior se ingresa luego en un algoritmo de Monte Carlo de cadena de Markov para generar modelos realistas de impedancia y litofacies, que luego se utilizan para co-simular propiedades de la roca como la porosidad. Estos procesos generalmente se iteran hasta que surge un modelo que coincide con toda la información. Incluso con el mejor modelo, persiste cierta incertidumbre. La incertidumbre se puede estimar utilizando semillas aleatorias para generar una gama de realizaciones. Esto es especialmente útil cuando se trata de parámetros que son sensibles al cambio; un análisis de este tipo permite una mayor comprensión del riesgo de desarrollo.
La inversión geoestadística de amplitud versus desplazamiento (AVO) (AVA) incorpora la inversión AVO (AVA) simultánea en el algoritmo de inversión geoestadística, de modo que se puede lograr alta resolución, geoestadística y AVO en un solo método. El modelo de salida ( realizaciones ) es consistente con la información de registros de pozos, los datos sísmicos AVO y respeta las relaciones de propiedades de las rocas encontradas en los pozos. El algoritmo también produce simultáneamente propiedades elásticas (impedancia P, impedancia S y densidad) y volúmenes de litología, en lugar de resolver secuencialmente la litología primero y luego completar la celda con valores de impedancia y densidad. Debido a que todos los modelos de salida coinciden con todos los datos de entrada, la incertidumbre se puede evaluar cuantitativamente para determinar el rango de posibilidades de yacimiento dentro de los datos restrictivos.
El software de inversión geoestadística de AVA utiliza técnicas geoestadísticas de vanguardia, que incluyen el muestreo de Monte Carlo con cadenas de Markov (MCMC) y el modelado de litología plurigaussiana. De este modo, es posible aprovechar las "sinergias informativas" para recuperar detalles que las técnicas de inversión determinista ocultan u omiten. Como resultado, los geocientíficos tienen más éxito en la reconstrucción tanto de la estructura general como de los detalles finos del yacimiento. El uso de volúmenes sísmicos de apilamiento de múltiples ángulos en la inversión geoestadística de AVA permite una evaluación más profunda de las propiedades elásticas de la roca y la litología probable o las facies sísmicas y las distribuciones de fluidos con mayor precisión.
El proceso comienza con un análisis petrofísico detallado y la calibración de los registros de pozos. El proceso de calibración reemplaza las mediciones sónicas y de densidad no confiables y faltantes con valores sintetizados de modelos petrofísicos y de física de rocas calibrados. La información de los registros de pozos se utiliza en el proceso de inversión para derivar wavelets, proporcionar el componente de baja frecuencia que no está presente en los datos sísmicos y verificar y analizar los resultados finales. A continuación, los datos del horizonte y de los registros se utilizan para construir el marco estratigráfico para la información estadística para construir los modelos. De esta manera, los datos de los registros solo se utilizan para generar estadísticas dentro de tipos de rocas similares dentro de las capas estratigráficas de la tierra.
El análisis de wavelets se realiza extrayendo un filtro de cada uno de los volúmenes sísmicos utilizando la impedancia elástica (ángulo o desplazamiento) del pozo como la salida deseada. La calidad del resultado de la inversión depende de los wavelets sísmicos extraídos. Esto requiere registros p-sónicos, s-sónicos y de densidad precisos vinculados a los eventos apropiados en los datos sísmicos. Los wavelets se extraen individualmente para cada pozo. Luego se extrae un wavelet final "de pozos múltiples" para cada volumen utilizando los mejores vínculos de pozos individuales y se utiliza como entrada para la inversión.
Se generan histogramas y variogramas para cada capa estratigráfica y litología, y se ejecutan simulaciones preliminares en áreas pequeñas. Luego se ejecuta la inversión geoestadística AVA para generar la cantidad deseada de realizaciones, que coinciden con todos los datos de entrada. Los resultados se controlan de calidad mediante la comparación directa de los volúmenes de propiedades de roca invertidos con los registros de pozos. El control de calidad adicional implica la revisión por parte de un equipo multidisciplinario de todos los parámetros de entrada y los resultados de la simulación. El análisis de múltiples realizaciones produce cubos o mapas de propiedades medias (P50). La mayoría de las veces, estos son cubos de litología o facies sísmicas y probabilidades de litología o facies predichas , pero también son posibles otros resultados. También se generan cubos de litología y facies seleccionados para probabilidades P15 y P85 (por ejemplo). Los cuerpos 3-D del yacimiento de unidades que contienen hidrocarburos se capturan con sus propiedades de roca correspondientes, y se cuantifica la incertidumbre en el tamaño y las propiedades del yacimiento.