Desarrollo de la adquisición sísmica en las Cuencas del Sureste Terrestre. Los estudios sísmicos tridimensionales se han convertido en una herramienta esencial en la exploración y explotación de hidrocarburos. Esta técnica geofísica ganó aceptación mundial en la industria en los primeros años de la década de los 90s del siglo pasado. El diseño de estos primeros estudios estaba limitado por la tecnología de adquisición disponible en ese tiempo.
Gradualmente, el número de canales que se podían usar se incrementó, expandiendo las posibilidades para definir los parámetros. En buena medida, la exploración sísmica tridimensional en las Cuencas del Sureste Terrestre refleja lo que ha sucedido en la industria a nivel mundial.
A través de los años, la adquisición sísmica 3D en esta área ha evolucionado desde su primer estudio en 1995 con 750 canales por disparo, densidad de trazas de 47 mil trazas/km2 y offsets máximos de 3,100m, hasta alcanzar 32,256 canales, 1.6 millones de trazas/km2 y offsets máximos de 12km que contribuyen a la construcción de una mejor imagen sísmica del subsuelo.
Existen diversos factores que determinan los parámetros de un estudio de adquisición sísmica. El objetivo geológico es el más importante de ellos. Durante la etapa de diseño de parámetros los especialistas reúnen información geológica y geofísica del área para responder a las preguntas. ¿ qué queremos resolver, cómo se ha intentado resolver, qué necesitamos mejorar?
Cuando hablamos de mejora, no solo hablamos de mejorar los datos existentes. También necesitamos garantizar que el dato a adquirir responda a la necesidad de los algoritmos de procesamiento de última generación disponibles.
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Factores como tecnología disponible al momento de la adquisición puede ser determinante para definir los alcances del estudio. Por ejemplo, anteriormente se utilizaban arreglos de geófonos con frecuencia natural de 10 Hz, interconectado las estaciones receptoras a través de cables. Esto representaba un gran esfuerzo operativo y disminuía la flexibilidad en el despliegue del equipo en campo.
Actualmente se utiliza tecnología nodal con geófonos analógicos con frecuencia natural de 5 Hz y sensores digitales que permiten una mejor fidelidad en las bajas frecuencias registradas.
Un factor más es el presupuesto, que incide en los alcances de un estudio. Por lo que análisis de costo beneficio permiten encontrar el balance justo entre los parámetros de adquisición y la inversión.
Finalmente, factores como obstáculos superficiales, naturales e infraestructura, restricciones ambientales, factores sociales y hasta condiciones meteorológicas condicionan los resultados originalmente planeados.
Este trabajo compila la evolución de la adquisición sísmica en las Cuencas del Sureste Terrestre desde el punto de vista de parámetros de adquisición. Se analizaron diversas adquisiciones y explicaremos sus alcances y limitaciones. Nos enfocaremos en los parámetros fundamentales de la adquisición, como los son: tamaño de bin, distancia entre líneas fuentes y receptoras, offsets cortos y largos, distribución azimutal, cobertura sísmica desde el punto de vista de densidad de trazas por km2 y número de canales utilizados por punto de tiro.
Conclusiones
A principio de los años 90s, la industria reconoció la importancia de los estudios sísmicos 3D para la exploración y producción de hidrocarburos. Fue en 1995 cuando Pemex inició la adquisición sísmica 3D en las Cuencas del Sureste Terrestre.
Los primeros estudios estuvieron limitados tanto por la disponibilidad de tecnología, así como el entendimiento geológico de las cuencas. Conforme ambos progresaron, se hizo evidente la necesidad de más y mejores datos. Fue así qué se diseña y adquiere el estudio más reciente con los parámetros más robustos de la historia de la exploración terrestre en México.
La evolución de la adquisición sísmica en México, habla de una tecnología en constante desarrollo y mejora. Con el objetivo de obtener una compresión más exacta del subsuelo que permita incrementar las reservas petroleras y el desarrollo óptimo de los campos.
Los Ingenieros Sergio Romahn y Karen Hernández presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
