La sismología de reflexión se utiliza ampliamente en varios campos y sus aplicaciones pueden clasificarse en tres grupos, cada uno de ellos definido por su profundidad de investigación:

• Aplicaciones cerca de la superficie – una aplicación que tiene como objetivo comprender la geología a profundidades de hasta aproximadamente 1 km, normalmente utilizada para estudios de ingeniería y medioambientales, así como para la exploración de carbón y minerales. Una aplicación más reciente de la reflexión sísmica es la de los estudios de energía geotérmica, aunque en este caso la profundidad de la investigación puede ser de hasta 2 km.
• Exploración de hidrocarburos: utilizada por la industria de los hidrocarburos para proporcionar un mapa de alta resolución de los contrastes de impedancia acústica a profundidades de hasta 10 km dentro del subsuelo. Esto puede combinarse con el análisis de atributos sísmicos y otras herramientas de geofísica de exploración y utilizarse para ayudar a los geólogos a construir un modelo geológico de la zona de interés.
• Exploración de minerales – El enfoque tradicional para la exploración de minerales cerca de la superficie (<300 m) ha sido emplear la cartografía geológica, el análisis geoquímico y el uso de métodos de campo potenciales aéreos y terrestres, en particular para la exploración de zonas verdes, en las últimas décadas la sísmica de reflexión se ha convertido en un método válido para la exploración en entornos de roca dura.
• Estudios de la corteza – investigación de la estructura y el origen de la corteza terrestre, hasta la discontinuidad del Moho y más allá, a profundidades de hasta 100 km.

Un método similar a la sismología de reflexión que utiliza ondas electromagnéticas en lugar de elásticas, y tiene una menor profundidad de penetración, se conoce como radar de penetración terrestre o GPR.

Exploración de hidrocarburosEditar

La sismología de reflexión, más comúnmente conocida como «reflexión sísmica» o abreviada como «sísmica» dentro de la industria de los hidrocarburos, es utilizada por los geólogos y geofísicos del petróleo para cartografiar e interpretar los posibles yacimientos de petróleo. El tamaño y la escala de los estudios sísmicos han aumentado al mismo tiempo que la potencia de los ordenadores desde finales del siglo XX. Esto ha llevado a la industria sísmica a pasar de la laboriosa -y, por tanto, escasa- adquisición de pequeños estudios 3D en la década de 1980 a la adquisición rutinaria de estudios 3D de alta resolución a gran escala. Los objetivos y los principios básicos siguen siendo los mismos, pero los métodos han cambiado ligeramente a lo largo de los años.

Los principales entornos para la exploración sísmica de hidrocarburos son la tierra, la zona de transición y el medio marino:

Tierra – El entorno terrestre abarca casi todos los tipos de terreno que existen en la Tierra, cada uno de los cuales conlleva sus propios problemas logísticos. Ejemplos de este entorno son la selva, el desierto, la tundra ártica, los bosques, los entornos urbanos, las regiones montañosas y la sabana.

Zona de transición (ZT) – Se considera que la zona de transición es el área en la que la tierra se encuentra con el mar, presentando desafíos únicos porque el agua es demasiado superficial para los grandes buques sísmicos pero demasiado profunda para el uso de los métodos tradicionales de adquisición en tierra. Ejemplos de este entorno son los deltas de los ríos, los pantanos y marismas, los arrecifes de coral, las zonas de marea de las playas y la zona de oleaje. Los equipos sísmicos de la zona de transición suelen trabajar en tierra, en la zona de transición y en el entorno marino de aguas poco profundas en un mismo proyecto para obtener un mapa completo del subsuelo.

Marina – La zona marina se encuentra en zonas de aguas poco profundas (las profundidades de agua inferiores a 30 o 40 metros se considerarían normalmente zonas de aguas poco profundas para las operaciones sísmicas marinas 3D) o en las zonas de aguas profundas normalmente asociadas a los mares y océanos (como el Golfo de México).

Adquisición de datos sísmicosEditar

La adquisición de datos sísmicos es la primera de las tres etapas distintas de la exploración sísmica, siendo las otras dos el procesamiento de datos sísmicos y la interpretación sísmica.

Los estudios sísmicos suelen ser diseñados por compañías petroleras nacionales e internacionales que contratan a empresas de servicios como CGG, Petroleum Geo-Services y WesternGeco para adquirirlos. A continuación, se contrata a otra empresa para que procese los datos, aunque a menudo puede ser la misma que adquirió el estudio. Finalmente el volumen sísmico terminado se entrega a la compañía petrolera para que pueda ser interpretado geológicamente.

Adquisición de estudios terrestresEditar

Los estudios sísmicos terrestres suelen ser entidades de gran tamaño, requieren cientos de toneladas de equipos y emplean desde unos pocos cientos hasta unos pocos miles de personas, desplegadas en vastas áreas durante muchos meses. Hay varias opciones disponibles para una fuente sísmica controlada en un estudio terrestre y las opciones más comunes son la vibrosis y la dinamita. La vibrosis es una fuente no impulsiva, barata y eficaz, pero requiere un terreno plano para operar, lo que dificulta su uso en zonas no urbanizadas. El método consiste en que uno o varios vehículos pesados todoterreno bajen una placa de acero sobre el terreno, que se hace vibrar con una distribución de frecuencia y una amplitud específicas. Produce una baja densidad de energía, lo que permite su uso en ciudades y otras zonas edificadas donde la dinamita causaría daños importantes, aunque el gran peso que lleva un camión Vibroseis puede causar su propio daño ambiental. La dinamita es una fuente impulsiva que se considera la fuente geofísica ideal porque produce una función de impulso casi perfecta, pero tiene evidentes inconvenientes medioambientales. Durante mucho tiempo, fue la única fuente sísmica disponible hasta que se introdujo la caída de peso alrededor de 1954, lo que permitió a los geofísicos hacer un compromiso entre la calidad de la imagen y el daño ambiental. En comparación con la Vibroseis, la dinamita también es ineficaz desde el punto de vista operativo, ya que hay que perforar cada punto de origen y colocar la dinamita en el agujero.

Un estudio sísmico terrestre requiere un apoyo logístico considerable. Además de la propia operación sísmica diaria, también debe haber apoyo para el campamento principal (para la restauración, la gestión de residuos y la lavandería, etc.), los campamentos más pequeños (por ejemplo, cuando la distancia es demasiado grande para volver al campamento principal con los camiones vibradores), el mantenimiento de los vehículos y los equipos, el personal médico y la seguridad.

A diferencia de los estudios sísmicos marinos, las geometrías terrestres no se limitan a trayectorias estrechas de adquisición, lo que significa que normalmente se adquiere una amplia gama de desplazamientos y azimuts y el mayor desafío es aumentar la tasa de adquisición. La tasa de producción está obviamente controlada por la rapidez con la que se puede disparar la fuente (Vibroseis en este caso) y pasar a la siguiente ubicación de la fuente. Se ha intentado utilizar múltiples fuentes sísmicas al mismo tiempo para aumentar la eficiencia de la prospección y un ejemplo exitoso de esta técnica es el Barrido Simultáneo Independiente (ISS).

Adquisición de estudios marinos (streamer)Edit

Los estudios sísmicos marinos tradicionales se realizan utilizando buques especialmenteLos estudios sísmicos marinos tradicionales se llevan a cabo con buques especialmente equipados que remolcan uno o más cables que contienen una serie de hidrófonos a intervalos constantes (véase el diagrama). Los cables se denominan «streamers», y en los estudios en 2D se utiliza sólo un streamer, mientras que en los estudios en 3D se emplean hasta 12 o más (aunque lo más habitual son 6 u 8). Los cables sísmicos se despliegan justo debajo de la superficie del agua y se encuentran a una distancia determinada del barco. La fuente sísmica, que suele ser un cañón de aire o un conjunto de cañones de aire, aunque también existen otras fuentes, también se despliega bajo la superficie del agua y se sitúa entre el buque y el primer receptor. A menudo se utilizan dos fuentes idénticas para lograr una mayor velocidad de disparo. Los estudios sísmicos marinos generan una cantidad importante de datos, cada streamer puede tener hasta 6 o incluso 8 km de longitud, conteniendo cientos de canales y la fuente sísmica se suele disparar cada 15 o 20 segundos.

Un buque sísmico con 2 fuentes y que remolca un único streamer se conoce como Narrow-Azimuth Towed Streamer (o NAZ o NATS). A principios de la década de 2000, se aceptó que este tipo de adquisición era útil para la exploración inicial, pero inadecuado para el desarrollo y la producción, en los que había que posicionar los pozos con precisión. Esto condujo al desarrollo del Multi-Azimuth Towed Streamer (MAZ), que trató de romper las limitaciones del patrón de adquisición lineal de un estudio NATS mediante la adquisición de una combinación de estudios NATS en diferentes acimuts (ver diagrama). Las propiedades sísmicas de la sal plantean un problema adicional para los estudios sísmicos marinos, ya que atenúa las ondas sísmicas y su estructura contiene salientes que son difíciles de visualizar. Esto dio lugar a otra variación del tipo de prospección NATS, el streamer remolcado de acimut amplio (o WAZ o WATS) y se probó por primera vez en el campo Mad Dog en 2004. En este tipo de prospección, un solo barco remolcaba un conjunto de 8 cables sísmicos y dos barcos distintos remolcaban fuentes sísmicas que se situaban al principio y al final de la última línea de receptores (véase el diagrama). Esta configuración se ha «mosaico» 4 veces, con el buque receptor alejándose cada vez más de los buques fuente y creando finalmente el efecto de un estudio con 4 veces el número de cables sísmicos. El resultado final fue un conjunto de datos sísmicos con una mayor gama de azimuts más amplios, lo que supuso un gran avance en la obtención de imágenes sísmicas. Estos son ahora los tres tipos comunes de estudios sísmicos con cables marinos remolcados.

Adquisición de estudios marinos (sísmica de fondo oceánico (OBS))Edit

La adquisición de estudios marinos no se limita a los buques sísmicos; también es posible colocar cables de geófonos e hidrófonos en el fondo del mar de forma similar a como se utilizan los cables en un estudio sísmico terrestre, y utilizar un buque fuente independiente. Este método se desarrolló originalmente por necesidad operativa para poder realizar estudios sísmicos en zonas con obstrucciones, como las plataformas de producción, sin tener que comprometer la calidad de la imagen resultante. Los cables de fondo marino (OBC) también se utilizan ampliamente en otras zonas en las que no se puede utilizar un buque sísmico, por ejemplo en entornos marinos poco profundos (profundidad del agua <300m) y en zonas de transición, y pueden desplegarse mediante vehículos submarinos operados por control remoto (ROV) en aguas profundas cuando se valora la repetibilidad (véase 4D, más adelante). Los sondeos OBC convencionales utilizan receptores de dos componentes, combinando un sensor de presión (hidrófono) y un sensor de velocidad vertical de partículas (geófono vertical), pero los desarrollos más recientes han ampliado el método para utilizar sensores de cuatro componentes, es decir, un hidrófono y tres geófonos ortogonales. Los sensores de cuatro componentes tienen la ventaja de poder registrar también las ondas de cizalladura, que no viajan a través del agua pero que pueden seguir conteniendo información valiosa.

Además de las ventajas operativas, el OBC también tiene ventajas geofísicas sobre un estudio NATS convencional que surgen del mayor pliegue y de la mayor gama de azimuts asociados a la geometría del estudio. Sin embargo, al igual que en un estudio terrestre, los acimutes más amplios y el mayor pliegue tienen un coste y la capacidad para realizar estudios OBC a gran escala es muy limitada.

En 2005, los nodos del fondo oceánico (OBN) -una extensión del método OBC que utiliza receptores sin cables alimentados por baterías y colocados en aguas profundas- se probaron por primera vez en el campo petrolífero Atlantis en una asociación entre BP y Fairfield Geotechnologies. La colocación de estos nodos puede ser más flexible que la de los cables en el OBC y son más fáciles de almacenar y desplegar debido a su menor tamaño y peso.

Adquisición por lapso de tiempo (4D)Edit

Los estudios por lapso de tiempo o 4D son estudios sísmicos 3D que se repiten después de un período de tiempo. El 4D se refiere a la cuarta dimensión que en este caso es el tiempo. Los estudios de lapso de tiempo se adquieren para observar los cambios del yacimiento durante la producción e identificar las zonas en las que hay barreras al flujo que pueden no ser detectables en la sísmica convencional. Los estudios de lapso de tiempo constan de un estudio de referencia y un estudio de seguimiento o repetición, adquirido después de que el yacimiento esté en producción. La mayoría de estas prospecciones han sido repeticiones de prospecciones NATS, ya que son más baratas de adquirir y la mayoría de los yacimientos ya han tenido históricamente una prospección de referencia NATS. Algunos de estos sondeos se realizan con cables de fondo marino porque los cables pueden colocarse con precisión en su ubicación anterior después de ser retirados. Una mejor repetición de la ubicación exacta de la fuente y el receptor permite mejorar la repetibilidad y la relación señal/ruido. También se han realizado varios estudios en 4D en campos en los que se han comprado y desplegado permanentemente cables del fondo del mar. Este método puede conocerse como sísmica de vida de campo (LoFS) o monitorización permanente de yacimientos (PRM).

La OBN ha demostrado ser otra forma muy buena de repetir con precisión una adquisición sísmica. El primer estudio 4D del mundo que utilizó nodos se adquirió sobre el campo petrolífero de Atlantis en 2009, con los nodos colocados por un ROV en una profundidad de agua de 1300-2200 m a pocos metros de donde se colocaron previamente en 2005.

Procesamiento de datos sísmicosEditar

Hay tres procesos principales en el procesamiento de datos sísmicos: la deconvolución, el apilamiento de punto medio común (CMP) y la migración.

La deconvolución es un proceso que trata de extraer las series de reflectividad de la Tierra, bajo el supuesto de que una traza sísmica es sólo la serie de reflectividad de la Tierra convolucionada con filtros distorsionadores. Este proceso mejora la resolución temporal al colapsar la ondícula sísmica, pero no es único a menos que se disponga de más información, como registros de pozos, o se hagan más suposiciones. Las operaciones de deconvolución pueden realizarse en cascada, con cada deconvolución individual diseñada para eliminar un tipo particular de distorsión.

El apilamiento de CMP es un proceso robusto que utiliza el hecho de que una ubicación particular en el subsuelo habrá sido muestreada numerosas veces y en diferentes desplazamientos. Esto permite a un geofísico construir un grupo de trazas con un rango de desplazamientos que muestre la misma ubicación del subsuelo, conocida como Reunión de Punto Medio Común. A continuación, se calcula la amplitud media a lo largo de una muestra de tiempo, con lo que se reduce considerablemente el ruido aleatorio, pero también se pierde toda la información valiosa sobre la relación entre la amplitud sísmica y el desplazamiento. Los procesos menos significativos que se aplican poco antes de la pila CMP son la corrección de desplazamiento normal y la corrección estática. A diferencia de los datos sísmicos marinos, los datos sísmicos terrestres tienen que ser corregidos por las diferencias de elevación entre las localizaciones del disparo y del receptor. Esta corrección se realiza en forma de desplazamiento vertical en el tiempo a un datum plano y se conoce como corrección estática, pero necesitará una corrección adicional más adelante en la secuencia de procesamiento porque la velocidad de la superficie cercana no se conoce con precisión. Esta corrección adicional se conoce como corrección estática residual.

La migración sísmica es el proceso por el cual los eventos sísmicos se reubican geométricamente, ya sea en el espacio o en el tiempo, en el lugar en el que se produjo el evento en el subsuelo en lugar del lugar en el que se registró en la superficie, creando así una imagen más precisa del subsuelo.

Interpretación sísmicaEditar

El objetivo de la interpretación sísmica es obtener una historia geológica coherente a partir del mapa de reflexiones sísmicas procesadas. En su nivel más simple, la interpretación sísmica implica el rastreo y la correlación a lo largo de los reflectores continuos a lo largo del conjunto de datos 2D o 3D y su uso como base para la interpretación geológica. El objetivo es elaborar mapas estructurales que reflejen la variación espacial en profundidad de determinadas capas geológicas. Con estos mapas se pueden identificar las trampas de hidrocarburos y crear modelos del subsuelo que permitan calcular el volumen. Sin embargo, un conjunto de datos sísmicos rara vez ofrece una imagen lo suficientemente clara como para hacer esto. Esto se debe principalmente a la resolución sísmica vertical y horizontal, pero a menudo el ruido y las dificultades de procesamiento también dan lugar a una imagen de menor calidad. Por ello, siempre hay un grado de incertidumbre en la interpretación sísmica y un conjunto de datos concreto puede tener más de una solución que se ajuste a los datos. En tal caso, se necesitarán más datos para restringir la solución, por ejemplo, en forma de más adquisiciones sísmicas, registros de sondeos o datos de estudios gravimétricos y magnéticos. Al igual que la mentalidad de un procesador sísmico, el intérprete sísmico suele ser optimista para fomentar la continuación de los trabajos en lugar de abandonar la zona de prospección. La interpretación sísmica la completan tanto geólogos como geofísicos, y la mayoría de los intérpretes sísmicos tienen conocimientos de ambos campos.

En la exploración de hidrocarburos, las características que el intérprete intenta delinear en particular son las partes que componen un yacimiento de petróleo: la roca madre, la roca reservorio, el sello y la trampa.

Análisis de atributos sísmicosEditar

El análisis de atributos sísmicos consiste en extraer o derivar una cantidad de los datos sísmicos que puede ser analizada para mejorar la información que podría ser más sutil en una imagen sísmica tradicional, lo que conduce a una mejor interpretación geológica o geofísica de los datos. Algunos ejemplos de atributos que pueden analizarse son la amplitud media, que puede conducir a la delimitación de puntos brillantes y puntos oscuros, la coherencia y la amplitud frente al desplazamiento. Los atributos que pueden mostrar la presencia de hidrocarburos se denominan indicadores directos de hidrocarburos.

Estudios de la corteza terrestreEditar

El uso de la sismología de reflexión en los estudios de la tectónica y la corteza terrestre fue pionero en la década de 1970 por grupos como el Consorcio para el Perfilado de Reflexión Continental (COCORP), que inspiró la exploración sísmica profunda en otros países como BIRPS en Gran Bretaña y ECORS en Francia. El Sindicato de Perfiles de Reflexión de las Instituciones Británicas (BIRPS) se puso en marcha a raíz de la exploración de hidrocarburos en el Mar del Norte. Se hizo evidente la falta de comprensión de los procesos tectónicos que habían formado las estructuras geológicas y las cuencas sedimentarias que se estaban explorando. El esfuerzo produjo algunos resultados significativos y demostró que es posible perfilar características como las fallas de empuje que penetran a través de la corteza hasta el manto superior con estudios sísmicos marinos.