Hispanopedia WikiEn sismología de reflexión , un atributo sísmico es una cantidad extraída o derivada de datos sísmicos que puede analizarse 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 ] Ejemplos de atributos sísmicos pueden incluir tiempo medido, amplitud , frecuencia y atenuación , además de combinaciones de estos. La mayoría de los atributos sísmicos son post-apilamiento , pero aquellos que usan conjuntos CMP , como amplitud versus desplazamiento (AVO), deben analizarse pre-apilamiento . [ 2 ] Pueden medirse a lo largo de una sola traza sísmica o a través de 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 una de las primeras en desarrollarse. [ 3 ]
Otros atributos comúnmente utilizados incluyen: coherencia , azimut , caída , 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 .
Atributos de amplitud
Los atributos de amplitud utilizan la amplitud de la señal sísmica como base para su cálculo.
Amplitud media
Un atributo posterior al apilamiento que calcula la media aritmética de las amplitudes de una traza dentro de una ventana específica. Esto puede utilizarse para observar el sesgo de la traza, lo que podría indicar la presencia de un punto brillante .
Energía promedio
Un atributo posterior al apilamiento que calcula la suma de las amplitudes al cuadrado dividida por el número de muestras dentro de la ventana especificada. Esto proporciona una medida de reflectividad y permite mapear indicadores directos de hidrocarburos dentro de una zona de interés.
Amplitud RMS (raíz cuadrática media)
Un atributo posterior al apilamiento que calcula la raíz cuadrada de la suma de las amplitudes al cuadrado dividida por el número de muestras dentro de la ventana especificada. Con esta amplitud cuadrática media (RMS) , se puede medir la reflectividad para mapear indicadores directos de hidrocarburos en una zona de interés. Sin embargo, la RMS es sensible al ruido, ya que eleva al cuadrado cada valor dentro de la ventana.
Magnitud máxima
Un atributo posterior al apilamiento que calcula el valor máximo del valor absoluto de las amplitudes dentro de una ventana. Esto puede utilizarse para identificar el indicador directo de hidrocarburos más potente dentro de una zona de interés.
atributos AVO
Los atributos AVO (amplitud versus desplazamiento) son atributos pre-apilamiento que se basan en la variación de la amplitud de una reflexión sísmica con el desplazamiento. Estos atributos incluyen: intercepto AVO, gradiente AVO, intercepto multiplicado por gradiente, lejos menos cerca, factor de fluido, etc. [ 4 ]
Factor de atenuación anelástica
El factor de atenuación anelástica (o Q) es un atributo sísmico que se puede determinar a partir de datos de reflexión sísmica tanto para la caracterización de yacimientos como para el procesamiento sísmico avanzado .
Atributos de tiempo/horizonte
Coherencia
Atributo posterior al apilamiento 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 visualizar fallas, canales u otras características discontinuas.
Aunque debería utilizarse dentro de un horizonte temporal específico, muchos paquetes de software calculan este atributo en intervalos de tiempo arbitrarios.
Aderezo
Un atributo posterior al apilamiento que calcula, para cada traza, el plano (3D) o la línea (2D) que mejor se ajusta entre sus trazas vecinas inmediatas en un horizonte y devuelve la magnitud de la inclinación (gradiente) de dicho plano o línea, medida en grados. Esto puede utilizarse para crear un mapa pseudo-paleogeológico en una sección del horizonte.
Azimut
Un atributo posterior al apilamiento que calcula, para cada traza, el plano de mejor ajuste (3D) entre sus trazas vecinas inmediatas en un horizonte y devuelve la dirección de máxima pendiente (dirección de buzamiento) medida en grados, en sentido horario desde el norte. Esto no debe confundirse con el concepto geológico de acimut, que es equivalente al rumbo y se mide 90° en sentido antihorario desde la dirección de buzamiento.
Curvatura
Un conjunto de atributos posteriores al apilamiento 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 de acimut (buzamiento) del horizonte, magnitud de la curvatura a lo largo de la dirección de rumbo del horizonte, magnitud de la curvatura de una línea de contorno a lo largo de un horizonte.
Atributos de frecuencia
Estos atributos implican la separación y clasificación de eventos sísmicos dentro de cada traza en función de su contenido de frecuencia. La aplicación de estos atributos se conoce comúnmente como descomposición espectral . El punto de partida de la descomposición espectral es descomponer cada traza unidimensional del dominio del tiempo en su correspondiente representación bidimensional en el dominio tiempo-frecuencia mediante cualquier método de descomposición tiempo-frecuencia, como la transformada de Fourier de tiempo corto , la transformada wavelet continua , la distribución de Wigner-Ville , el método de búsqueda de coincidencia , entre muchos otros. Una vez que cada traza se ha transformado al dominio 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 o banda de frecuencias podría considerarse un atributo. Los datos sísmicos suelen filtrarse en distintos rangos de frecuencia para mostrar ciertos patrones geológicos que podrían no ser evidentes en otras bandas. 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 a frecuencias más altas, mientras que las capas más gruesas lo son a frecuencias más bajas. Esto permite identificar cualitativamente el adelgazamiento o engrosamiento de una unidad rocosa en diferentes direcciones.
La descomposición espectral también se ha utilizado ampliamente como indicador directo de hidrocarburos.
Referencias
- ↑ https://www.software.slb.com/products/petrel/petrel-geophysics/multitrace-attribute Análisis de atributos sísmicos de Schlumberger
- ↑ Young, R. y LoPiccolo, R. 2005. Análisis AVO desmitificado. E&P. http://www.e-seis.com/white_papers/AVO%20Analysis%20Demystified.pdf
- ↑ Sheriff, RE (2002). Diccionario enciclopédico de geofísica aplicada (4.ª ed.). Sociedad de Geofísicos de Exploración . ISBN 1-56080-118-2.
- ↑ Castagna, JP; Backus, MM (1993). Reflectividad dependiente del desplazamiento: teoría y práctica del análisis AVO . Sociedad de Geofísicos de Exploración . ISBN 1-56080-059-3.
Lecturas adicionales
- S. Chopra; KJ Marfurt (2007). Atributos sísmicos para la identificación de prospectos y la caracterización de yacimientos . Sociedad de Geofísicos de Exploración . ISBN 978-1-56080-141-2.
- P. Avseth; T. Mukerji; G. Mavko (2010). Interpretación sísmica cuantitativa: Aplicación de herramientas de física de rocas para reducir el riesgo de interpretación . Cambridge University Press . ISBN 978-0-521-15135-1.
Enlaces externos
- RSAM: Medición de amplitud sísmica en tiempo real
- Medición sismológica
- Ingeniería petrolera
