Exploración Petrolera

1. 4 Oilfield Review
Sondeos electromagnéticos
para la exploración de petróleo y gas
Los avances acaecidos recientemente en la identificación de características
del subsuelo utilizando los contrastes de resistividad, han incorporado una
herramienta significativa para la búsqueda de hidrocarburos. La técnica de sondeo
electromagnético comprende dos tecnologías relacionadas entre sí, los levantamientos
magnetotelúricos y los levantamientos electromagnéticos con fuentes controladas
que proporcionan conocimientos del subsuelo claramente diferentes. Su capacidad
para esclarecer las estructuras y ayudar a identificar posibles acumulaciones de
hidrocarburos antes de la perforación, está apasionando a los exploracionistas.
James Brady
Tracy Campbell
Alastair Fenwick
Marcus Ganz
Stewart K. Sandberg
Houston, Texas, EUA
Marco Polo Pereira Buonora
Luiz Felipe Rodrigues
Petrobras E&P
Río de Janeiro, Brasil
Chuck Campbell
ACCEL Services Inc.
Houston, Texas
Leendert Combee
Oslo, Noruega
Arnie Ferster
Kenneth E. Umbach
EnCana Corporation
Calgary, Alberta, Canadá
Tiziano Labruzzo
Andrea Zerilli
Río de Janeiro, Brasil
Edward A. Nichols
Clamart, Francia
Steve Patmore
Cairn Energy Plc
Edimburgo, Escocia
Jan Stilling
Nunaoil A/S
Nuuk, Groenlandia
Traducción del artículo publicado en inglés en
Oilfield Review Spring 2009: 21, no. 1.
Copyright © 2009 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Graeme Cairns, George Jamieson, Jeff
Mayville, Fred Snyder y Xianghong Wu, Houston.
MMCI y Petrel son marcas de Schlumberger.
El sol nos provee energía de muchas maneras.
Una conexión sorprendente entre la exploración
de recursos energéticos y el sol está adquiriendo
cada vez más importancia para la industria de
E&P. Los iones emitidos por el sol experimen-
tan un proceso complejo de interacción con el
campo magnético terrestre, generando campos
electromagnéticos que se propagan y penetran
en el subsuelo e interactúan con sus capas con-
ductivas. A medida que la industria intensifica la
búsqueda de hidrocarburos, más geocientíficos
están utilizando estos campos electromagnéticos
para examinar áreas difíciles de detectar con
métodos sísmicos.
El estudio de las corrientes eléctricas en la
Tierra, comúnmente conocido como telúrica, no es
nuevo. Conrad Schlumberger, uno de los fundadores
de Schlumberger, utilizó este fenómeno en los
primeros estudios de la superficie que dirigió
en la década de 1920, antes de iniciarse en el
método de adquisición de registros con cable.1
Louis Cagniard, un profesor de la Sorbona en
París, reportó por primera vez la combinación de
una medición de los campos eléctricos y magné-
ticos, denominada magnetotelúrica (MT), para
la exploración del subsuelo en el año 1952.2
No
obstante, recién en los últimos años, el método
MT se ha convertido en una herramienta impor-
tante para los exploracionistas de la industria
de E&P, gracias a los avances producidos en la
tecnología de modelado e inversión sísmica 3D.
Ahora, los resultados MT pueden combinarse de
manera más eficiente con los levantamientos sís-
micos y gravimétricos, generando un modelo más
calibrado del subsuelo.
Si bien Cagniard también analizó un método
relacionado con las mediciones MT que utiliza
un campo electromagnético impuesto artificial-
mente, las técnicas de generación y detección de
una señal suficientemente intensa para ser utili-
zada en la industria de E&P, aparecieron algunas
décadas más tarde: en la década de 1960, en tie-
rra firme, y posteriormente, en la década de 1980,
en el ambiente marino. Este método se conoce
ahora como método electromagnético con fuente
controlada (CSEM).
La interacción de la Tierra con los campos
eléctricos y magnéticos incidentes es compleja.
Dos factores importantes para el análisis MT
son el espectro de frecuencia de los campos y la
resistividad (o su inversa, la conductividad) del
medio particular a través del cual se propagan
las ondas de los campos. El análisis de los datos
del espectro de frecuencia ayuda a obtener un
valor de resistividad aparente como una función
de la frecuencia.3
Esta resistividad aparente puede
relacionarse con la resistividad verdadera de la
formación a diversas profundidades. Si el sub-
suelo es homogéneo, la resistividad aparente
medida es igual a la resistividad verdadera; pero,
si la resistividad cambia con la profundidad, la
resistividad aparente es una combinación de los

2. Volumen 21, no. 1 5
efectos de las mediciones y un promedio de las
resistividades. A través del análisis de los datos,
los intérpretes pueden determinar las profun-
didades de los cuerpos cuyas resistividades son
desiguales, proporcionando un resultado que se
denomina sondeo MT.
Este artículo analiza la física de estas interac-
ciones electromagnéticas y cómo se interpretan
con el fin de proporcionar información útil para
la evaluación de cuencas y yacimientos. Además
describe el equipo utilizado para detectar, y en
el caso del método CSEM, generar los campos
electromagnéticos relevantes. Algunos estudios
de casos del Golfo de México, Brasil y Groenlandia
ilustran estas tecnologías para el mapeo de las for-
maciones salinas marinas y la iluminación de los
yacimientos. Un artículo complementario describe
las aplicaciones superficiales del método CSEM en
tierra firme (véase “Levantamientos electromagné-
ticos someros,” página 20). La sección siguiente se
refiere a los campos electromagnéticos naturales y
sus interacciones con la Tierra.
Soplando en el viento
El viento solar es una corriente de iones positivos
y negativos emitidos por el sol. La intensidad del
viento varía, incrementándose durante los perío-
dos de gran actividad de las manchas solares.
Este viento iónico “sopla” a través del espacio; las
auroras manifiestan su interacción con el campo
magnético terrestre de formas espectacularmen-
te coloridas.4
Si bien la mayoría de los iones solares son
desviados por el campo magnético en una región
denominada magnetopausa, la cual se encuentra
en el espacio a varios radios terrestres de distan-
cia, algunos iones fugan. Los iones que llegan a la
atmósfera superior pueden ionizar las partículas
presentes en la ionosfera, la cual se halla entre
los 75 y 550 km [50 y 340 mi] de altura por encima
de la superficie terrestre. En la ionosfera, las
velocidades de las partículas son suficientemente
altas y la densidad de las partículas suficiente-
mente baja como para que los iones cargados no
se recombinen de inmediato para formar átomos
y moléculas neutrales sino que forman un plasma
de partículas cargadas. Este plasma hace que la
ionosfera sea una capa conductora, a diferencia
de las capas no conductoras de la atmósfera
inferior donde la densidad de las partículas es
demasiado alta para mantener los iones cargados
durante un tiempo significativo.
Los movimientos de las cargas en la ionosfera
están restringidos por el campo magnético terres-
tre, cuyas líneas de fuerza se extienden de polo
a polo. Cuando los iones solares ingresan en el
plasma, dentro de este campo magnético, generan
pulsos electromagnéticos (EM) que resuenan en la
ionosfera, viajando a lo largo de las líneas del campo
magnético.Elresultadoesanálogoapulsarlascuer-
das de una guitarra; así como la cuerda resuena con
frecuencias características, la ionosfera resuena
electromagnéticamente. La interacción compleja
del campo magnético, el plasma atmosférico y los
1. Leonardon EG: “Some Observations Upon Telluric
Currents and Their Applications to Electrical
Prospecting,” Terrestrial Magnetism and Atmospheric
Electricity 33 (Marzo-Diciembre de 1928): 91–94.
2. Cagniard L: “Basic Theory of the Magneto-Telluric
Method of Geophysical Prospecting,” Geophysics 18
(1953): 605–635.
3. La resistividad aparente es un promedio volumétrico de
las resistividades verdaderas de los medios existentes
en el volumen medido con un dispositivo, tal como una
herramienta de resistividad o de inducción, o un receptor
magneto telúrico.
4. Para ver un análisis reciente acerca del origen de las
auroras, consulte: Brown D y Layton L: “NASA Satellites
Discover What Powers Northern Lights,” NASA News
& Features, http://www.nasa.gov/home/hqnews/2008/
jul/HQ_08185_THEMIS.html (Se accedió el 2 de marzo
de 2009).

3. 6 Oilfield Review
iones solares, se traduce en un amplio espectro
de frecuencias EM, incluyendo los fenómenos de
luz visible de la aurora boreal y la aurora austral.
El rango espectral útil para las mediciones MT
relacionadas con la industria de E&P, abarca
desde frecuencias de aproximadamente 0.001 Hz
hasta frecuencias de 10 kHz; para los estudios que
llegan hasta el manto terrestre se utilizan fre-
cuencias aún más bajas (arriba). Las frecuencias
superiores a 1 Hz son atenuadas severamente a
través del agua de mar que actúa como conductora
y, por consiguiente, no crean ninguna respuesta
submarina de la Tierra, lo cual lo convierte en el
límite efectivo de las frecuencias superiores para
las mediciones MT marinas.
El espectro de amplitud y frecuencia de la señal
es muy variable.5
Las fluctuaciones del viento solar
reflejan el ciclo de actividad solar, que oscila entre
11 y 14 años. Este espectro depende además de la
estación y la hora del día, ya que la luz solar incide
en el grado de polarización de la ionosfera. Los
niveles de las señales en las regiones ecuato-
riales son bajos, mientras que en las regiones
polares son altos. Esta señal más intensa que
tiene lugar cerca de los polos o cerca de los picos
del ciclo de actividad solar, se traduce en datos
MT de calidad superior; por el contrario, la obten-
ción de datos de las áreas ecuatoriales de aguas
profundas, especialmente durante los períodos
de baja actividad, es más difícil (abajo).
Una parte del espectro de frecuencia es afec-
tada por los relámpagos. La descarga de un rayo
puede generar corriente en el rango que oscila
entre 20 y 50 kA, lo cual pone en marcha una fuerte
interacción en la ionosfera. El impulso de carga
sigue las líneas del campo magnético alrededor
de la Tierra, reflejándose cerca de los polos y
tocando sus propias notas resonantes.6
Los cam-
pos EM generados por las descargas eléctricas
son globales.7
La atmósfera inferior representa un conductor
eléctrico deficiente, de modo que las ondas EM se
propagan virtualmente sin ninguna atenuación.8
Esta falta de atenuación permite que las transmi-
siones radiales se escuchen a gran distancia de la
fuente cuando las condiciones atmosféricas son
adecuadas para que dichas transmisiones se refrac-
ten y lleguen a la audiencia. Por el contrario, una
vez que alcanzan las capas superficiales de la
Tierra, las ondas interactúan con el agua de mar
y las formaciones que son conductoras de la elec-
tricidad en mayor o menor medida. Los cuerpos
conductores atenúan las ondas EM.
La mayor parte de la matriz sólida de una roca
conduce la electricidad de manera deficiente. No
obstante, los diversos fluidos alojados en los medios
porosos poseen conductividades diferentes. La sal-
muera es buena conductora pero el petróleo y el
gas poseen altas resistividades. Las formaciones
adyacentes con marcados contrastes de resisti-
vidad—tales como una zona con hidrocarburos
rodeada de estratos saturados con salmuera—
afectan el campo EM en propagación de mane-
ras diferentes y potencialmente cuantificables.
El contraste de resistividad también es alto entre
las capas sedimentarias rellenas de salmuera y
algunas litologías específicas, tales como la sal,
el basalto y los carbonatos resistivos.
Las ondas EM interactúan con las formaciones
conductivas e inducen una onda de respuesta que se
retropropagahacialasuperficie.Sibienlageometría
de la señal y de la respuesta se representa a veces
como análoga a la de una reflexión sísmica, el efecto
EM posee un origen físico diferente y un comporta-
miento diferente al de una onda sísmica reflejada.9
La señal EM variable en el tiempo induce un bucle
de corriente en la capa conductora. Las propiedades
de esta corriente parásita inducida dependen de
la resistividad de la formación conductora y de la
magnitud y la velocidad de cambio con el tiempo—o
la frecuencia—de la señal de la fuente. A su vez, la
corriente parásita induce un campo magnético que
se propaga desde la formación. Los sensores coloca-
dos en la superficie miden este campo de respuesta.
> Espectro de amplitud típico del campo magnético de la atmósfera. La señal
ionosférica que se origina en las interacciones del campo magnético terrestre
decae rápidamente con el incremento de la frecuencia electromagnética.
Los relámpagos generan señales en una región conocida como bandas de
Schumann, en el espectro comprendido entre 7.8 y 60 Hz.
0.000001
0.00001
0.0001
0.001
0.01
0.1
0.001 0.01 0.1 1
Frecuencia, Hz
10 100 1,000 10,000
1
10
Amplitudespectraldelcampomagnético
EM_FIGURE 01
> Actividad electromagnética. La actividad electromagnética planetaria se
estima a partir de las mediciones de un índice geomagnético obtenido por
la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de EUA (véase referen-
cia 5) en diversas localizaciones. La actividad fluctúa tanto anual como
semanalmente, como se indica para el año 2008 (negro). El ciclo solar se
encuentra actualmente en un período de calma.
12/31/0810/1/087/1/084/1/081/1/08
Promedio
anual
Fecha
Índicegeomagnético
16
12
8
4
0
2006
2007
2008
2005

4. Volumen 21, no. 1 7
La corriente parásita de la formación con-
ductora se contrapone al cambio producido en el
campo generado por la fuente. El resultado de la
corriente parásita y la transferencia de energía a la
señal de respuesta es la atenuación de la onda EM
de entrada. Por consiguiente, a medida que la onda
ingresaenelmedioconductor,alcanzandocadavez
mayor profundidad, la corriente parásita se vuelve
más débil, promoviendo que el campo de respuesta
tambiénsetornemáspequeño.Conforme continúa
este proceso, la señal incidente decae, a la vez
que se forman señales de respuesta más débiles,
con cada incremento sucesivo de la profundidad
dentro de la formación conductora. Este decai-
miento se denomina efecto pelicular (arriba).
La distancia característica para la penetración
de la señal en un medio conductor, denominada
profundidad de penetración, se obtiene determi-
nando cuándo la amplitud del campo se reduce
en un factor de 1/e; es decir, la inversa de la
función exponencial. La atenuación es depen-
diente de la frecuencia; las frecuencias altas se
atenúan más rápido que las frecuencias bajas.
Además es una función de la conductividad de la
formación: en las formaciones más conductivas,
el campo incidente induce un flujo de corriente
mayor que cancela parcialmente el campo gene-
rado por la fuente. En una sección geológica típica,
las frecuencias naturales utilizadas en MT poseen
profundidades de penetración que oscilan entre
algunas decenas y algunas decenas de miles de
metros. Las componentes de alta frecuencia, útiles
para detectar formaciones someras delgadas, sólo
se encuentran presentes en los levantamientos
terrestres (o en aguas extremadamente someras),
debido a la atenuación que produce el agua de mar
que es conductiva. Cuanto mayor es la profundi-
dad de sepultamiento de una estructura objetivo,
más grande debe ser la estructura para posibilitar
su detección a través de la evaluación MT; este
problema básico de resolución MT a profundidad,
es más severo que la resolución de rasgos profun-
dos y pequeños utilizando ondas sísmicas.
La señal de respuesta contiene información,
en valores de impedancia de las propiedades
resistivas de las formaciones. Impedancia es un
término complejo—que comprende partes reales
e imaginarias—y designa la dificultad de propa-
gación de la energía EM a través de un medio.
Se determina a partir de la relación de amplitud
y fase que existe entre los campos eléctricos y
magnéticos medidos.10
Además, es una cantidad
tensorial que puede relacionarse con la resisti-
vidad aparente de la formación. La impedancia
varía con la frecuencia de la señal de entrada.
Dado que la fuente se encuentra tan lejos,
los campos MT incidentes en un área de levan-
tamiento de E&P pueden aproximarse sobre un
gran ancho de banda como ondas planas ver-
ticalmente incidentes, con el campo eléctrico
polarizado en sentido horizontal.11
Los campos
MT son sensibles a los rasgos conductores de gran
extensión, lo cual los hace útiles para los estudios
de grandes cuerpos salinos, basálticos y carbona-
tados. No obstante, la atenuación de los campos
MT con la profundidad—el efecto pelicular—los
vuelve insensibles a los contrastes de resistividad
de las formaciones de poco espesor, tales como
los sedimentos que contienen hidrocarburos.
En general, para resolverse por métodos MT, el
espesor de la capa debe ser equivalente al menos
al 5% de su profundidad de sepultamiento, y la
5. Datos disponibles en la Administración Nacional
Oceánica y Atmosférica de EUA, http://www.swpc.
noaa.gov/ftpmenu/indices/old_indices.html
(Se accedió el 5 de mayo de 2009).
6. Esta respuesta a la actividad de relampagueo se
denomina resonancia Schumann, por el físico alemán
Winfried Otto Schumann que pronosticó las resonancias
matemáticamente en el año 1952.
7. Las tormentas activas que generan relámpagos parecen
estar vinculadas: Desde el Trasbordador Espacial
de la NASA, se han observado descargas eléctricas
sincronizadas, desde localizaciones geográficas
ampliamente espaciadas entre sí. Para obtener más
> Efecto pelicular. Un campo electromagnético descendente (curva azul) que sale de un medio altamente resistivo, tal como el aire, comienza a decaer
cuando ingresa en un medio más conductivo, tal como la roca. Las ondas de frecuencia más baja (izquierda) se propagan a mayor distancia que las
ondas de frecuencia más alta (centro a la izquierda y centro a la derecha), y las ondas se propagan a mayor distancia en los medios menos conductivos
(derecha). La amplitud posee un decaimiento exponencial (rojo), que es una función de la conductividad del medio, σ, y de la frecuencia de la onda, ω.
La profundidad de penetración es la distancia en la que la amplitud ha decaído hasta alcanzar 1/e del valor incidente. La onda en el medio conductivo
también experimenta un retardo gradual en la fase. Dado que el cambio de fase es difícil de visualizar en este ejemplo, una ilustración (extremo izquierdo)
muestra además una onda atenuada sin el cambio de fase (violeta). En estos ejemplos, los valores de frecuencia y conductividad son relativos.
EM_FIGURE 04
Profundidad
de penetración
ω = 2
σ ~ 0
σ ~ 10
σ ~ 0
σ ~ 1
ω = 5 ω = 10 ω = 10
Profundidad
de penetración
Profundidad
de penetración
Profundidad
de penetración
información sobre descargas eléctricas sincronizadas,
consulte: Yair Y, Aviv R, Ravid G, Yaniv R, Ziv B y Price
C: “Evidence for Synchronicity of Lightning Activity in
Networks of Spatially Remote Thunderstorms,” Journal
of Atmospheric and Solar-Terrestrial Physics 68, no. 12
(Agosto de 2006): 1401–1415.
8. Las ondas electromagnéticas se propagan a través de
un vacío sin ninguna atenuación.
9. La energía EM en un medio conductor posee una
naturaleza difusiva más que de propagación de ondas.
10. La fase de una onda describe dónde ésta se encuentra
en su ciclo de amplitud, que se extiende de máximo a
mínimo y nuevamente a máximo, conforme el ángulo
de fase pasa de 0° a 360°. El campo eléctrico y el
campo magnético de una onda que se propaga no
necesariamente se encuentran en la fase 0° en el
mismo instante de tiempo, y la diferencia entre ambos
también se denomina ángulo de fase.
11. Las ondas inciden verticalmente porque el aire no
es conductor. La uniformidad de la señal para los
levantamientos MT se basa en la distancia considerable
que existe hasta la ionosfera, comparada con la
longitud de una línea de levantamiento. No obstante, si
la señal proviene de la caída de un rayo cerca del área
del levantamiento, la hipótesis de la onda plana no se
cumple y la geometría local incide en la interpretación.

5. 8 Oilfield Review
capa debe ser más conductiva que sus adyacencias.
Estas limitaciones condujeron al desarrollo del
método CSEM (arriba, a la derecha).
El método CSEM impone una señal EM pode-
rosa, generada artificialmente. La fuente es un
dipolo eléctrico localizado, con una señal con-
trolada que se extiende sobre un ancho de banda
estrecho, incluyendo, a menudo, sólo algunas
frecuencias fundamentales y sus armónicas. Los
campos EM generados por este tipo de fuente no
son ondas planas. La composición y la geometría
de la señal se escogen de manera tal de hacerla
más sensible para la detección de formaciones
de poco espesor en una localización hipotética
determinada, y con un valor de resistividad que
contrasta con el de las formaciones adyacentes.
Esta diferencia entre las señales de las fuentes
MT y CSEM, afecta el método de procesamiento
de los datos e incide en el tipo de estructuras que
pueden detectarse con estos métodos, tal como
se analiza en las dos secciones siguientes.
Visión profunda con MT
La fuente atmosférica para las señales MT varía
de manera aleatoria en el tiempo; sin embargo,
en cualquier tiempo determinado, las ondas verti-
calmente incidentes son uniformes a través de un
área extensa. Los campos de ondas son planares y
verticalmente incidentes sobre la superficie terres-
tre; el campo eléctrico sólo tiene componentes
horizontales, al igual que el campo magnético orto-
gonal. Por cuestiones de nomenclatura, la porción
del campo eléctrico que puede ser resuelta a lo
largo del rumbo de un rasgo geológico se deno-
mina modo eléctrico transversal (TE); la porción
a través del rumbo es el modo magnético trans-
versal (TM).
Debido a la geometría vertical y planar del
método MT, la impedancia del subsuelo puede obte-
nerse tomando la relación entre el campo eléctrico
horizontal en una dirección, y el campo magnético
horizontal en la dirección perpendicular a la ante-
rior (arriba, a la izquierda).12
Este cálculo elimina la
variabilidad temporal de la señal incidente, dejando
sólo la respuesta deseada de la formación.
La compleja impedancia puede calcularse para
obtener la resistividad aparente, ρa, de las forma-
ciones infrayacentes y el ángulo de fase, φ, entre los
campos eléctricos y magnéticos. Los geocientíficos
utilizan estos resultados para interpretar la estruc-
tura del subsuelo mediante el modelado directo o a
través de la inversión sísmica.13
El modelado directo
asume la presencia de una estructura y ciertas pro-
piedades,talescomolaprofundidadylaresistividad
de la capa, y pronostica la respuesta electromag-
nética terrestre al modelo asumido. Mediante la
comparación o la normalización de los datos proce-
sados en función de este modelo, es posible evaluar
su bondad de ajuste. El proceso de inversión es la
inversa del modelado directo y utiliza los datos para
retrocederatravésdelprocesofísico,conelobjetivo
de obtener un modelo del subsuelo. El resultado no
es único, de manera que el proceso se itera hasta
que el resultado es aceptable. Existen muchos
algoritmos en uso para hacer converger la inver-
sión en un modelo en particular.
Un paso clave del proceso de planeación, pre-
vio a la adquisición, consiste en determinar si en
los datos se diferenciarán modelos diferentes.
Esto seefectúahabitualmentemodelandoprimero,
por modelado directo, la respuesta de los diversos
escenarios pronosticados y luego empleando posi-
blemente el proceso de inversión sobre los datos
sintéticos modelados. Para investigar si se puede
recuperar el modelo original, los datos sintéticos
incluyen el ruido de medición o el ruido de fondo
esperado. Este paso ayuda a justificar la utilidad
de un levantamiento propuesto o, de lo contrario,
manifestarse en contra de su aplicación. Los pará-
metros de adquisición, tales como la ubicación de
los instrumentos y el tiempo que deben permane-
cer en el terreno, también son resultados de este
proceso. En los levantamientos CSEM, las frecuen-
cias óptimas también pueden determinarse a
través del modelado.
El interés reciente en las mediciones MT se ha
centrado en las evaluaciones de ambientes mari-
nos, como resultado del incremento de los costos
de perforación en aguas profundas y la compleji-
dad que implica obtener imágenes por debajo de
formaciones salinas y basálticas. En consecuen-
cia, las tecnologías que aumentan la posibilidad
de éxito económico después de localizar los obje-
tivos de perforación, poseen un gran valor.
Al igual que los levantamientos sísmicos,
los levantamientos EM requieren el despliegue
de los equipos, ya sea en tierra o bien en el mar.
Los levantamientos MT marinos se ejecutan utili-
zandoembarcacionespequeñasybrigadasreducidas.
Los levantamientos CSEM necesitan embarcacio-
nes de mayores dimensiones para manipular los
equipos que sirven como fuentes, y brigadas más
grandes para operar y mantener esos equipos.
Habitualmente, se apunta tanto a los levanta-
mientos MT como a los levantamientos CSEM,
examinando estructuras ambiguas específicas o
anomalías promisorias en una sección sísmica.
> Comparación entre las tecnologías de levantamientos MT y CSEM marinos.
EM_FIGURE 05
Tecnología MT marina Tecnología CSEM marina
Fuente pasiva (atmosférica)
Ondas planas, verticalmente incidentes
Escala de cuenca
Detección de la estructura y de la litología
Campo de ondas sensible a los conductores
Fuente controlada activa
Fuente dipolar localizada
Escala de yacimiento
Detección del contraste de resistividad, tal como el
producido por un fluido resistivo en el medio poroso
frente a un ambiente conductivo
Campo de ondas sensible a los resistores
> Detección de la impedancia. Una onda EM
verticalmente incidente interactúa con la Tierra
a través de la impedancia de la formación, Z.
El valor de Z puede ser determinado mediante
la medición del campo eléctrico horizontal, E,
y del campo magnético, H, en la superficie o
en el fondo marino (bronceado). La resistividad
aparente, ρa
, es la resistividad total de las capas
de la formación por debajo de la antena dipolar
eléctrica y de la bobina del magnetómetro de un
sensor (amarillo). En el caso mostrado, E y H están
en fase; si los cruces por cero de los dos campos
estuvieran fuera de sincronización, existiría un
ángulo de fase entre los dos campos.
Ex
iρa µHy
Z = = ω
EM_FIGURE 07
Ex =
∆V
L
ω
resistividad de la formación
frecuencia
susceptibilidad
impedancia de la formación
campo eléctrico
campo magnético
tiempo
caída de potencial en el dipolo
longitud del dipolo
–1
ρa =
=
µ =
Z =
E =
H =
t =
∆V =
L =
i =
xxxx
Y
X
Ex (t)
Hy (t)
∆V
L
H

6. Volumen 21, no. 1 9
Por consiguiente, la duración y el alcance areal de
estos estudios, habitualmente son menores que los
de los levantamientos sísmicos.
Las mediciones EM submarinas—tanto MT
como CSEM—son similares a las mediciones te-
rrestres, dejando de lado la gran diferencia en las
resistividades del agua de mar y el aire. En la inter-
faz entre el aire y la tierra, no puede haber ninguna
corriente eléctrica vertical porque el aire no es
conductivo, pero en el fondo marino puede existir
una corriente eléctrica vertical en el agua conduc-
tiva. La consecuencia de esta diferencia es sutil.
En tierra firme, el campo eléctrico responde
significativamente a los cambios de resistividad
producidos en las capas del subsuelo, pero el
campo magnético exhibe mucha menos varia-
ción. Por el contrario, en el ambiente marino, es
el campo magnético, más que el campo eléctrico,
el que exhibe mayor variación con el cambio
producido en la estructura del subsuelo, aunque
ambos campos contienen información sobre la
estructura.14
Medición de la señal
Los dos dispositivos básicos para medir los cam-
pos EM son un par de electrodos para detectar
una diferencia de potencial en el campo eléctrico
y un magnetómetro para detectar las variaciones
del campo magnético. El par de electrodos forma
un dipolo eléctrico, que permite la medición de
la diferencia de potencial o voltaje entre los mis-
mos. Un magnetómetro es una bobina de cable
conductor que genera una corriente cuantifica-
ble sobre la base del flujo magnético cambiante a
través de la bobina.
Cuando sólo se utilizan dos sensores de un
mismo tipo, éstos se orientan para medir los
componentes ortogonales del campo en el plano
horizontal. La componente vertical del campo se
mide solamente si se utiliza un tercer sensor.
Recientemente,elinterésprincipaldelaindus-
tria de E&P se ha centrado en las áreas marinas y,
en la última década, se han realizado esfuerzos
considerables con el fin de desarrollar un sensor
para uso marino. El Instituto Oceanográfico de
Scripps en La Jolla, California, EUA, desarrolló
el sensor básico de campo eléctrico utilizado hoy
por WesternGeco. Los magnetómetros fueron
desarrollados por Electromagnetic Instruments
Inc., una compañía adquirida por Schlumberger
en el año 2001.15
En el dispositivo de WesternGeco se forman
dos dipolos eléctricos horizontales con electrodos
de plata/cloruro de plata, colocados en los extre-
mos de cuatro tubos largos de fibra de vidrio que
se extienden desde cada uno de los cuatro lados de
la estructura del receptor (arriba, a la derecha).
La configuración actual incluye un dipolo vertical
con una longitud de 1.82 m [6 pies]. Su longitud
es limitada como consecuencia de la necesidad
de mantener la ortogonalidad y la estabilidad; un
dipolo más largo es más susceptible a las corrientes
del fondo marino que mueven la antena dipolar e
introducen ruido en la medición dentro del rango
de frecuencia de interés.
Para detectar el flujo magnético se utilizan los
magnetómetros; bobinas de múltiples vueltas ins-
taladas en un alojamiento no metálico. Los tubos
del magnetómetro se fijan horizontalmente en
los orificios de la estructura. El rango de opera-
ción oscila entre 0.0001 y 100 Hz.
La calibración de ambos tipos de sensores
es crítica. Los sensores y los amplificadores de
WesternGeco son calibrados por separado, lejos
de la presencia de ruido electromagnético, en un
lugar remoto de la campiña noruega. Además, la
calidad de los datos requiere la observación estricta
de los procedimientos de despliegue a bordo de la
embarcación de levantamiento.
Un bloque de hormigón, adosado a la porción
inferior de la estructura del receptor, proporciona
el peso para llevarlo hasta el fondo oceánico.
Esta ancla de hormigón ayuda además a estabilizar
el instrumento frente a las fuerzas de las corrien-
tes marinas; la rotación de la antena de tan sólo
1 μrad puede detectarse fácilmente con la bobina
de inducción magnética que se mueve en el campo
magnético terrestre. Al finalizar el levantamiento,
una señal acústica proveniente de la superficie
dispara el mecanismo de liberación del bloque y,
mediante esferas de vidrio llenas de aire, se lleva el
receptor a la superficie para su recuperación.
El costo y la logística que implica establecer
conexiones eléctricas con múltiples receptores
colocadosenelfondomarino,enaguasprofundas,
son prohibitivos, de manera que los ingenieros
diseñaron el receptor para que operara en forma
independiente y pudiera ser recuperado al final
de la prueba. Cada receptor porta un registrador
de datos que controla la operación y registra las
señales en una tarjeta compacta de memoria
flash. Los datos de alta resolución de los dipolos
y los magnetómetros provienen de conversores
analógicos-digitales de 24 bits, los cuales regis-
tran el tiempo con precisión de modo que las
señales pueden ser sincronizadas posteriormente
con el registro fuente y entre sí.
La unidad posee diversos paquetes de bate-
rías independientes. Uno provee la potencia para
los componentes electrónicos del registrador
de datos. Una batería independiente suministra
la potencia para los dispositivos de liberación
del ancla, y otra provee la potencia para una
baliza de posicionamiento acústico que indica
la ubicación de la unidad en el fondo marino.
El paquete de baterías que suministra la potencia
para el registrador de datos dura hasta 40 días;
la larga vida útil de las baterías proporciona
12. Cagniard, referencia 2.
13. Para obtener más información sobre la inversión sísmica,
consulte: Barclay F, Bruun A, Rasmussen KB, Camara
Alfaro J, Cooke A, Cooke D, Salter D, Godfrey R, Lowden
D, McHugo S, Özdemir H, Pickering S, Gonzalez Pineda
F, Herwanger J, Volterrrani S, Murineddu A, Rasmussen
A y Roberts R: “Inversión sísmica: Lectura entre líneas,”
Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 44–66.
14. Constable SC, Orange AS, Hoversten GM y Morrison
HF: “Marine Magnetotellurics for Petroleum Exploration,
Part I: A Sea-Floor Equipment System,” Geophysics 63,
no. 3 (Mayo–Junio de 1998): 816–825.
15. Webb SC, Constable SC, Cox CS y Deaton TK:
“A Seafloor Electric Field Instrument,” Journal
of Geomagnetism and Geoelectricity 37, no. 12
(1985): 1115–1129.
Constable et al, referencia 14.
> Receptor CSEM. Las antenas dipolares ortogo-
nales del receptor miden los valores de Ex y Ey
y dos magnetómetros de bobinas de inducción
miden los valores de Hx y Hy. Cada tubo que
contiene una antena posee una longitud de 3.6 m
[12 pies]; sumada a la dimensión de la estructura,
la longitud del dipolo eléctrico formado por un
par que señala direcciones opuestas es de 10 m
[32.8 pies]. Un ancla de hormigón transporta el
receptor hasta el fondo marino, donde permanece
a lo largo de toda la prueba. El registrador elec-
trónico registra durante un tiempo establecido.
Al final de la prueba, una señal acústica prove-
niente de la embarcación dispara un mecanismo
de liberación a través del cable que sujeta el
dispositivo al ancla. Mediante esferas de vidrio
llenas de aire se eleva el receptor a la superficie,
donde éste se recupera y se capturan los datos.
En algunos casos, el receptor incluye un dipolo
vertical para medir el campo eléctrico vertical,
Ez (que no se muestra aquí). (Imagen, cortesía
del Instituto Oceanográfico de Scripps.)
Flotador
instrumentado
con cordel
excedente Dipolo para el
campo eléctrico
Magnetómetros
de bobinas de
inducción
Mecanismos
de liberación
por sistema de
fusible
Flotación
por gas
Registrador
Componentes
acústicos
Ancla de
hormigón

7. 10 Oilfield Review
tiempo suficiente para desplegar los sensores y
luego adquirir los datos. El paquete de baterías
utilizado para soltar el ancla dura más de un año.
En caso de que las circunstancias impidan la
remoción inmediata del dispositivo después del
levantamiento, tal duración del paquete de bate-
rías es muy ventajoso.
La orientación de los sensores horizontales
en el fondo del mar es aleatoria. Las direcciones
de las mediciones se resuelven en función de una
orientación deseada durante el procesamiento.
Los dispositivos más nuevos poseen una brújula;
sin embargo, en el pasado, la orientación para cada
receptor se obtenía mediante la comparación con
los sensores terrestres o mediante la orientación
basada en la dirección de una fuente remolcada
en un levantamiento CSEM.
Detección de hidrocarburos
a través del método CSEM
Las mediciones MT no son sensibles a las capas
resistivas delgadas, de modo que no resultan
adecuadas para la evaluación de potenciales yaci-
mientos de hidrocarburos. A lo largo de algunas
décadas, a partir de 1980, diversos institutos y
compañías de investigación desarrollaron los equi-
pos y herramientas de modelado e interpretación
que se convirtieron luego en la técnica CSEM
marina (véase “El método CSEM marino: la evo-
lución de una tecnología,” página 1).16
Ahora, los
sistemas se encuentran ampliamente disponibles.
Dado que los mismos receptores funcionan
tanto para las mediciones CSEM como para las
mediciones MT, es posible registrar ambas res-
puestas durante un levantamiento. La técnica
CSEM se centra en la medición e interpretación
de la respuesta proveniente de la fuente contro-
lada, mientras que, entre esas mediciones, se
registran los datos MT. Los datos MT procesados
e interpretados establecen un modelo básico
para la interpretación o la inversión CSEM.
La fuente marina de transmisión CSEM es
habitualmente un dipolo horizontal largo (arriba, a
la izquierda). Dicha fuente comprende dos cables
de antena neutralmente flotantes, cada uno de
los cuales termina en un electrodo, formando de
ese modo un dipolo. Los electrodos son arrastra-
dos a través del agua, detrás de una plataforma
de sensores aerodinámicos denominada remol-
16. El primer desarrollo se atribuyó a Charles Cox, del
Instituto Oceanográfico de Scripps: Cox CS: “On the
Electrical Conductivity of the Oceanic Lithosphere,”
Physics of the Earth and Planetary Interiors 25, no. 3
(Mayo de 1981):196–201.
Para acceder a información general reciente sobre
la historia del método CSEM, consulte: Constable S y
Srnka LJ: “An Introduction to Marine Controlled-Source
Electromagnetic Methods for Hydrocarbon Exploration,”
Geophysics 72, no. 2 (Marzo–Abril de 2007):WA3–WA12.
> Transmisor CSEM. El transmisor comprende un remolcador pescante—la sección del cabezal
que contiene la potencia y el instrumental—y una antena del cable sísmico marino con electrodos
dipolares en los extremos de dos cables. El dipolo es la fuente de la señal CSEM. Los parámetros
relacionados con la transmisión de la señal y la forma de onda se establecen desde la embarcación de
levantamiento durante las operaciones, y los resultados son transmitidos a distancia, a los operadores,
para el control de calidad de la señal en tiempo real. La fotografía (extremo superior) muestra un
remolcador pescante que está siendo removido del océano, con la antena colgando en el agua.
EM_FIGURE 09
Terminación del cable
de remolque
Cable a la
embarcación de
levantamiento
Remolcador
pescante (towfish)
Antena del cable
sísmico marino
A
A: Telemedición y acondicionamiento de la señal
B: Sección de potencia del transmisor
B
Conjunto de
instrumentos
2.5 m
Alivio de
tensiones
Cable neutralmente
flotante
Transpondedor
Transpondedores
Electrodo 1
Dipolo de 300 m
Electrodo 2
20 m
> Componentes de la onda cuadrada. Una onda cuadrada (magenta) puede ser
dividida en una serie infinita de ondas sinusoidales mediante la utilización de
la transformada de Fourier (ecuación). La frecuencia fundamental, w0, exhibe
la amplitud más alta; cada armónica impar subsiguiente posee una amplitud
más baja. Las armónicas pares no se incluyen debido a la simetría de la onda
cuadrada.
1.5
1.0
0.5
0
0 1 2 3 4
–0.5
–1.0
–1.5
Amplitud
Tiempo, segundos
9ω0
Suma de cinco términos
5ω0
3ω0
7ω0
ω0
Onda cuadrada (ω0) =
4
π
sin(ω0t)
sin(3ω0t)
3
++
sin(5ω0t)
5
+
sin(7ω0t)
7
+ +
sin(9ω0t)
9
...

8. Volumen 21, no. 1 11
cador pescante (towfish), que es remolcada por
la embarcación a una velocidad nominal de entre
2.8 y 3.7 km/h [1.7 y 2.3 mi/h o 1.5 y 2.0 nudos] a una
altura de 50 a 100 m [160 a 330 pies] por encima
del fondo marino. Para proporcionar valores preci-
sos para el procesamiento, el remolcador pescante
mide la conductividad del agua de mar, la veloci-
dad de la onda sonora local y la altura por encima
del fondo marino.
La intensidad de la fuente dipolar está dada por
su momento dipolar. Este valor es el producto de la
magnitud de la corriente eléctrica que fluye a tra-
vés de los electrodos—dada por la intensidad de
la primera armónica de la señal de salida—por la
distancia entre los electrodos.
La potencia para generar una señal de fuente
de alta corriente y bajo voltaje, y propagarla a lo
largo de varios kilómetros de cable, es suminis-
trada habitualmente por un sistema de 250 kV.A
instalado en la embarcación. Los transformadores
conviertenestaseñalenunaseñaldebajacorriente
y alto voltaje que se envía a lo largo del cable.
En el remolcador pescante, la señal es transfor-
mada nuevamente en la señal de alta corriente y
bajo voltaje.
El remolcador pescante genera una forma de
onda diseñada sobre la base de los comandos pro-
venientes de la embarcación. La forma de onda real
de la corriente transmitida por los electrodos de la
fuente es medida y registrada con un registrador de
datos instalado en el remolcador pescante, trans-
mitiéndose a la embarcación en tiempo real para
el control de calidad por medio de un sistema de
telemetría de alta velocidad. Dado que la forma de
onda transmitida por la antena es afectada por la
impedancia y el desgaste de la antena y por la sali-
nidad del agua, se requiere el monitoreo preciso de
la forma de onda real para resolver correctamente
los datos del levantamiento.
Si bien la potencia emitida en la fuente es
considerable—nominalmente 50 kW—la señal
decae rápidamente con la distancia. En un recep-
tor colocado a 10 km [6.2 mi] de distancia, la
magnitud del campo eléctrico es pequeña, infe-
rior a 1 nV/m. Para el intervalo típico de 10 m de
un dipolo receptor de fondo marino, el valor de
10 nV medido es aproximadamente 80 millones
de veces más pequeño que el valor de 1.2 V de
una batería AAA. La magnitud del campo magné-
tico de respuesta, a esa distancia de la fuente, es
aproximadamente 0.0001 nT, lo cual corresponde
a alrededor de 2 partes en mil millones del campo
magnético terrestre.
La fuente controlada genera habitualmente
ondas cuadradas o secuencias de ondas cuadradas,
en las frecuencias fundamentales definidas por
el usuario. El análisis de Fourier resuelve la onda
cuadrada como ondas sinusoidales de muchas fre-
cuencias (página anterior, abajo a la izquierda).
Los componentes de más intensidad son la fre-
cuencia primaria w0 y las armónicas impares
3w0, 5w0 y 7w0, cada una de las cuales posee
magnitudes que se reducen en forma secuencial.
La combinación de la relación entre la profundi-
dad de penetración y la frecuencia y el empleo de
múltiples frecuencias, significa que este proceso
obtiene muestras a diversas profundidades y con
diversas resoluciones.
Los datos de los receptores son recolecta-
dos como datos de series de tiempo, pero para
el método CSEM, deben ser sincronizados con
la señal de onda cuadrada de la fuente a través
de una medición precisa del tiempo. Por consi-
guiente, además de la sincronización del sistema
GPS de la fuente, cada receptor posee un reloj
de alta precisión, que es sincronizado por GPS,
en el momento del despliegue y la recupera-
ción. La posición y orientación instantáneas de
la fuente dipolar también deben captarse para
lograr un proceso de inversión preciso. Los trans-
pondedores acústicos, en diversos puntos de la
antena, proveen esta información mediante la
transmisión de sus posiciones a intervalos de 1 a
4 segundos. La medición precisa de la desviación
o la inclinación de la antena es importante para
un procesamiento correcto.
Las mediciones de los campos son datos
adquiridos en el dominio del tiempo; sin embargo,
habitualmente se convierten al dominio de la fre-
cuencia utilizando una transformada de Fourier
(izquierda). Los datos se apilan mediante la super-
posición de las respuestas provenientes de series
múltiples y secuenciales de ondas cuadradas—
conocido como colección de trazos en el dominio
del tiempo (time gather)—para mejorar la rela-
ción señal-ruido. La ventana para la colección de
trazos debe ser suficientemente corta para que el
movimiento de la fuente no altere significativa-
mente el volumen muestreado del subsuelo.
> Conversión de las mediciones en el dominio del tiempo a variación de la amplitud con el desplaza-
miento. Cada receptor registra los datos para dos mediciones de los campos electromagnéticos
horizontales (extremo superior). Una transformada de Fourier convierte estas señales del dominio
del tiempo al dominio de la frecuencia. Las conversiones de Fourier de mediciones similares, en
las diversas posiciones de los receptores, permiten el desarrollo de una relación de amplitud vs.
desplazamiento, dependiente de la frecuencia (extremo inferior). Esto puede desarrollarse para
cada componente medida del campo eléctrico (sólo se muestra una) y del campo magnético.
La resistividad del subsuelo afecta la forma de estas curvas.
Ex
Ey
Hx
Hy
Tiempo, min. 5 10 15 20 25 30 35 40
–10
Amplitudeléctricaescalada,V/(A.m2
)
Desplazamiento entre fuente y receptor, km
–16
–15
–14
–13
–12
–11
–10
–9
–8
–9 –8 –7 –6 –5 –4 –3 –2 –1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
0.0625
0.1875
0.25
0.315
0.4375
0.75
1.25
1.75
Frecuencia, Hz

9. 12 Oilfield Review
Dado que el objetivo de las técnicas de prospec-
ción de E&P consiste en detectar hidrocarburos,
la señal de la fuente CSEM se optimiza para des-
cubrir capas no conductoras delgadas (posibles
formaciones con hidrocarburos) en un fondo
conductor (formaciones acuíferas). En el análi-
sis de la profundidad de penetración, se destacó
que la detección de formaciones de poco espe-
sor requiere componentes de frecuencia más
alta que los disponibles con las mediciones MT.
El rango de frecuencia típico de la señal CSEM
oscila entre 0.05 y 5 Hz; 1 Hz es el límite superior
efectivo para los estudios MT marinos.
Como una aproximación de primer orden,
la señal puede tomar tres trayectos generales
entre la fuente y los receptores (arriba). Cuando
la distancia de desplazamiento entre la fuente y el
receptor es corta, el trayecto directo a través del
agua domina la señal. La intensidad de la señal se
reduce rápidamente con la distancia debido a su
atenuación en el agua conductiva. Una segunda
contribución proviene de la onda aérea. El campo
electromagnético viaja hacia la superficie del agua,
donde se encuentra con el aire que es altamente
resistivo. El contraste de resistencia hace que
la propagación de la onda siga la interfaz exis-
tente entre el aire y el agua. En aguas profundas,
la señal de la onda aérea predomina solamente
con desplazamientos largos, normalmente de más
de 10 km, porque a diferencia de las señales que
siguen los otros dos trayectos, la señal en la inter-
faz entre el aire y el agua posee poca atenuación.
La tercera porción de la señal viaja a través
del subsuelo. Bajo condiciones adecuadas de fre-
cuencia, profundidad del agua y conductividad
del subsuelo, existe un rango de desplazamientos
para los cuales el tercer trayecto domina la señal.
Para este trayecto, las ondas se propagan pene-
trando en el subsuelo, donde interactúan con las
formaciones resistivas y generan un campo de
respuesta; parte de esa energía viaja nuevamente
hacia los receptores del fondo marino. Esta señal
de respuesta aparece en los receptores, con dis-
tancias de desplazamiento que habitualmente
son mayores que la profundidad del yacimiento
por debajo del fondo marino; sin embargo, con
desplazamientos aún mayores, se atenúa tanto
que la señal de la onda aérea la abate. Dado que
las ondas se propagan más fácilmente a través
de una formación resistiva que a través de una
formación conductiva, la presencia de un yaci-
miento mejora la señal recibida en comparación
con un subsuelo uniforme que carece de una capa
resistiva. Los geocientíficos pueden identificar
las anomalías de resistividad y, por consiguiente,
inferir la información geológica por medios ana-
EM_FIGURE 11
Resistor
Conductor
Agua
Señal que se propaga en la interfaz aire-agua
Señal geológica
Señal directa
0
10-12
10-11
10-10
10-9
10-8
10-7
10-6
10-5
10-4
10-3
1 2 3 4 5
Separación entre fuente y receptor, km
Fondo (ninguna
formación resistiva)
Yacimiento
Campoeléctrico,V/m
6 7 8 9 10
> Trayectos desde la fuente marina hasta los
receptores. La energía de la señal de la fuente
marina llega a los receptores siguiendo tres
tipos de trayectos. Una señal directa pasa a
través del agua hasta llegar al receptor; esta
señal es más intensa en los receptores de
desplazamiento cercano. La energía de la señal
que ingresa en el subsuelo interactúa con capas
de resistividad variada y genera una señal de
respuesta que contiene información geológica
que se propaga en forma ascendente hasta los
receptores. La energía de la señal que llega
hasta la interfaz aire-agua viaja a lo largo de la
interfaz como una onda aérea, que también se
propaga hasta los receptores. En aguas someras,
o con desplazamientos largos entre fuentes y
receptores en aguas profundas, la señal de la
onda aérea es más intensa.
líticos comparando los datos observados con los
modelos predictivos, o por medios numéricos,
mediante el proceso de inversión.
A una cierta distancia de desplazamiento, la
limitación del receptor en cuanto al ruido natural
excede la intensidad de la señal que se originó
en el transmisor fuente, planteando un límite
efectivo para la profundidad de investigación
del subsuelo. Esta limitación, o piso de ruido,
varía con la frecuencia y depende de las carac-
terísticas del receptor y su ambiente; tal como
lo hace el ruido mecánico generado por las olas
de agua que mueven las antenas. El piso de ruido
puede reducirse a través del mejoramiento del ins-
trumental, tal como la inclusión de componentes
electrónicos más silenciosos o componentes mecá-
nicos más estables, o a través del procesamiento
de señales inteligentes para remover el ruido
generado por el movimiento o el ruido coherente
a través del levantamiento.
Las características de la fuente, el receptor
y el ambiente pueden incorporarse en un análi-
sis previo al levantamiento para determinar si es
posible detectar un objetivo resistivo a una cierta
profundidad (próxima página). Los carbonatos,
que son resistivos, presentan un problema: puede
suceder que una trampa con baja saturación de
petróleo, alojada en una estructura carbonatada
resistiva, posea insuficiente contraste detectable.
Los datos del receptor pueden presentarse
como amplitudes y fases del campo eléctrico
o magnético, que son funciones de la distancia
de desplazamiento entre la fuente y el receptor.
El efecto de una anomalía resistiva puede
ponerse de manifiesto aplicando diversos méto-
dos: métodos analíticos que utilizan sólo los datos
medidos, métodos basados en modelos, derivados
durante la planeación del levantamiento, y proce-
sos de inversión.
Uno de los métodos analíticos normaliza la
respuesta de las variaciones de amplitud con el
desplazamiento de los campos eléctricos y mag-
néticos a través de la anomalía, tomando como

10. Volumen 21, no. 1 13
referencia la respuesta de un receptor lejano
que no detecta la anomalía. Un segundo método
analítico compara la respuesta normalizada de
la medición efectuada en la dirección paralela a
la dirección de adquisición (inline) con la medi-
ción efectuada en la dirección perpendicular a la
dirección de adquisición (crossline), cotejando
básicamente las dos componentes horizontales
del campo eléctrico, Ex y Ey. La presencia de una
estructura resistiva infrayacente, tal como una
formación con hidrocarburos, posee un efecto
mayor sobre la respuesta inline debido a la pola-
rización de la señal.
Un tercer método analítico convierte los datos
de campo en resistividad aparente en una seudo
sección 2D o 3D, representada gráficamente como
una función del desplazamiento entre fuente y
receptor y de la frecuencia de la señal.17
Cuando
el conjunto de datos es normalizado con res-
pecto a un espacio de la sección que no contiene
ninguna anomalía, los valores anómalos de resis-
tividad aparente aparecen como desviaciones
respecto de la unidad.
Como alternativa, es posible construir modelos
previosallevantamientocuandosedisponededatos
sísmicos o datos de pozos cercanos. Habitualmente,
un levantamiento de WesternGeco incluye al menos
dos modelos 3D que se basan en las propiedades
del objetivo y en la geometría del levantamiento.
Un modelo incorpora un cuerpo resistivo; el otro
utiliza un subsuelo uniforme sin un cuerpo resistivo.
Delosmodelos3Dseextraenlascurvasderespuesta
para cada combinación de ubicación del receptor y
cable de remolque. Una vez adquiridos los datos, es
posible normalizar las observaciones con respecto a
cada uno de los modelos para determinar cuál pro-
porciona el mejor ajuste.
Más allá de estos métodos analíticos y sobre
la base de modelos, el proceso de inversión CSEM
constituye una forma poderosa de obtener el
perfil de resistividad del subsuelo a partir de
los datos observados. No obstante, como con la
mayoría de los métodos de inversión, la solución
no es única. Los códigos del modelado directo se
corren iterativamente con los parámetros per-
turbados del modelo hasta que el resultado se
ajusta a los datos dentro de un rango aceptable.
La inversión conjunta de todos los canales y fre-
cuencias significativos que sea viable restringe
el rango de soluciones posibles, pero a expen-
sas de un tiempo de procesamiento más largo.
A veces se introducen restricciones adicionales,
tales como la ubicación de estructuras geológicas
conocidas. Los datos de registros y los datos sís-
micos proveen un modelo inicial para ayudar a
restringir el proceso de inversión.
Los datos MT también poseen un grado
de resolución limitado, de modo que el paso
de modelado utiliza la información basada en
otros tipos de mediciones. Las interpretaciones
sísmicas a menudo sirven como restricciones.
Los levantamientos gravimétricos proveen una res-
tricción independiente, al igual que los registros
de pozos. La técnica de generación de imágenes
restringidas por múltiples mediciones MMCI de
WesternGeco, utiliza un enfoque iterativo con
17. Una pseudo sección utiliza coordenadas aproximadas
o pseudo espaciales y constituye una forma
semicuantitativa de considerar los datos espaciales.
> Modelado previo al levantamiento. Para optimizar los parámetros de adquisición CSEM, el subsuelo
se modela como una serie de capas resistivas (izquierda). Se comparan dos modelos que poseen geo-
metrías idénticas. Un modelo incorpora una capa de basalto altamente resistivo (amarillo y marrón);
el otro modelo le asigna a esa capa un valor de resistividad más bajo (amarillo solamente).
Los dos modelos poseen respuestas de fase y amplitud diferentes ante un impulso CSEM simulado.
La relación de amplitud entre los modelos (extremo superior derecho) muestra un valor máximo (rojo)
con un desplazamiento—distancia entre la fuente y el receptor—de aproximadamente 7,000 m y una
frecuencia de alrededor de 0.7 Hz. La diferencia de fase (extremo inferior derecho) exhibe un valor
máximo (rojo) con 8,500 m aproximadamente y una frecuencia de menos de 0.1 Hz, y otro valor máximo
(violeta) con un desplazamiento largo y una frecuencia alta. En base a la información que figura en ambas
gráficas, los geocientíficos determinaron que el desplazamiento óptimo para maximizar la posibilidad de
detectar esta anomalía es de aproximadamente 8,000 m, con frecuencias de 0.5 y 0.125 Hz. Las líneas
de contorno indican diversos niveles de pisos de ruido de los receptores (indicados por la potencia
de 10), que dependen de los sensores, los componentes electrónicos y el ambiente. Si bien en ciertos
ambientes el piso de ruido puede ser de tan sólo 10-14, estas gráficas se extienden hasta un piso de
ruido de 10-15, que usualmente puede lograrse.
EM_FIGURE 05a
Resistividad, ohm.m Desplazamiento entre transmisor y receptor, mFrecuencia,Hz
Basalto
Agua de mar
1 0
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
Frecuencia,Hz
0.9
1.0
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000
Diferencia
de fase, °
Amplitud
Desplazamiento entre transmisor y receptor, m
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000
10 100
–40
1
2
3
4
5
6
–30
–20
–10
0
10
20
30
40
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
6,500
5,500
4,500
3,500
Profundidad,m
2,500
1,500
500
0
datos gravimétricos, MT y sísmicos, para mejorar
los resultados de la inversión. Esto se traduce en
una imagen final más restringida en escala de
profundidad.
Si bien los receptores MT y CSEM marinos
han sido utilizados en diversos estudios desde
la década de 1990, el interés de la industria ha
crecido rápidamente en los últimos años, promo-
viendo un rápido incremento del total de sitios
evaluados. Un gran estudio de múltiples fases,
efectuado recientemente en el Golfo de México,
incluyó más receptores MT marinos que el total
desplegado en todo el mundo hasta esa fecha.

11. 14 Oilfield Review
El hallazgo de la base de la intrusión salina
En el año 2006, WesternGeco puso en marcha una
prueba del concepto MMCI en la zona Garden
Banks del Golfo de México, en el área marina de
Luisiana, EUA.18
Las compañías de exploración han
manifestado interés en evaluar el potencial de las
formaciones subsalinas de contener hidrocarburos.
Los datos sísmicos disponibles en ese momento, un
levantamiento convencional denominado E-Cat,
habían sido reprocesados recientemente en Garden
Banks; sin embargo, poseían un grado de resolu-
ción insuficiente para determinar la base de una
intrusión salina de manera confiable. El objetivo
del nuevo estudio consistía en integrar las medi-
ciones MT marinas, las mediciones gravimétricas
obtenidas con métodos de tensores completos y
las mediciones símicas, utilizando una evaluación
MMCI para mejorar la interpretación de la base de
la intrusión salina.
El estudio de Garden Banks incluyó 171 re-
ceptores de fondo marino, más que cualquier
otro levantamiento MT marino previo, si bien los
levantamientos con esta densidad son más comu-
nes hoy en día. En el levantamiento se utilizaron
cinco líneas paralelas de receptores, en dirección
norte-sur, separados entre sí por una distancia de
aproximadamente 2.5 km [1.6 mi], y una línea en
dirección este-oeste (derecha). Los receptores
adicionales colocados entre estas líneas, propor-
18. Sandberg SK, Roper T y Campbell T: “Marine
Magnetotelluric (MMT) Data Interpretation in the Gulf
of Mexico for Subsalt Imaging,” artículo OTC 19659,
presentado en la Conferencia de Tecnología Marina,
Houston, 5 al 8 de mayo de 2008.
19. Para obtener más información sobre levantamientos
WAZ, consulte: Camara Alfaro J, Corcoran C, Davies
K, González Pineda F, Hampson G, Hill D, Howard M,
Kapoor J, Moldoveanu N y Kragh E: “Reducción del
riesgo exploratorio,” Oilfield Review 19, no. 1
(Verano de 2007): 26–43.
20. Una formación autóctona es aquella formación que
fue depositada en su localización actual. Esta sal sería
el origen de los cuerpos salinos más someros, que se
desplazaron hasta ocupar su posición actual debido a
la diferencia de densidad y a la plasticidad de la sal.
> Levantamiento MT en el área de Garden Banks. Los receptores MT (inserto)
se colocaron en cinco líneas de orientación norte-sur y una línea de orien-
tación este-oeste. Los receptores adicionales se colocaron en el área central,
cerca del Pozo Tamara. La codificación en color indica la profundidad del
agua de mar derivada de los datos batimétricos.
EM_FIGURE 13
750
Profundidad
del fondo
marino, m
975
1,200
1,425
1,650
1,875
2,100
Línea1
Línea2
Línea3
Línea4
Línea5
Pozo Tamara
Línea 6
N
0 10km
0 10millas
cionaron una cobertura más densa cerca del
centro del área del levantamiento. Los datos bati-
métricos indicaron las expresiones de los domos
salinos infrayacentes en el fondo marino.
Durante el curso del proyecto, dos eventos
proporcionaron datos adicionales para esta in-
vestigación. En octubre y noviembre de 2007,
WesternGeco ejecutó, en el área, un levantamien-
to sísmico con cobertura azimutal amplia (WAZ)
para múltiples clientes, el cual proporcionó un
grado de resolución significativamente mejor
para la base de la intrusión salina que el del le-
vantamiento E-Cat previo con cobertura azimutal
estrecha. No obstante, aún con la iluminación del
levantamiento WAZ, la base de la intrusión salina
se resolvió en forma deficiente en algunas áreas.19
El segundo evento tuvo lugar cerca de fines del
año 2007, cuando BP dio a conocer los datos de
registros de su Pozo Tamara, ubicado en el Bloque
Garden Banks 873. Este pozo fue perforado a través
de la porción central del área del levantamiento.
El registro de rayos gamma que indicaba la base
de la intrusión salina estuvo disponible luego de
concluida la mayor parte de la interpretación MT,
lo cual proporcionó un punto de comparación
fundamental.

12. Volumen 21, no. 1 15
Un enfoque que combina modelos unidimen-
sionales (1D) para cada estación de receptores,
detectó el cuerpo salino, pero los detalles de la
estructura resultaron incorrectos debido a la
complejidad de su geometría. Además se utili-
zaron diversos enfoques 2D, pero los resultados
de todas las inversiones 2D indicaron la presen-
cia de cuerpos salinos de menor espesor que los
indicados por los datos del Pozo Tamara. La natu-
raleza tridimensional del cuerpo dictaminó la
aplicación de un procedimiento de modelado 3D.
El primer enfoque 3D adoptado por el equipo
de estudio consistió en ajustar los datos MT en
forma independiente de los datos sísmicos y gra-
vimétricos. El modelo comenzó con un valor de
resistividad homogénea e isotrópica por debajo
del fondo marino. Durante las iteraciones, se
permitió que cada resistividad de celda se modi-
ficara para que se ajustara a las mediciones de
fase y resistividad aparente. El empleo de un
algoritmo de inversión suavizada, aseguró que la
resistividad cambiara lo más suavemente posible
entre celda y celda.
La concordancia por encima del cuerpo salino
principal fue buena entre el resultado sísmico del
levantamiento WAZ, el ajuste MT y el modelo gra-
vimétrico. Además, la base de la intrusión salina
resultante de la interpretación, exhibe una dife-
rencia de algunos cientos de pies con respecto
a la base de la intrusión salina derivada de los
registros del Pozo Tamara, lo cual constituye un
buen ajuste. No obstante, el modelo gravimétrico
requirió algunos ajustes para adaptar los datos
gravimétricos medidos. Es posible obtener resul-
tados de mediciones gravimétricas similares para
configuraciones diferentes (arriba, a la derecha).
En este caso, podría agregarse sal a la capa
salina dentro del espacio del modelo, o bien a la
sal autóctona—que se encontraba en su mayor
parte por debajo de la profundidad máxima del
volumen de velocidad sísmica—o podrían modi-
ficarse las densidades de la formación subsalina
para ajustarse al resultado.20
Un segundo enfoque utilizó el levantamiento
sísmicointerpretadoparaproporcionarunpuntode
partida relacionado con la forma del cuerpo salino.
La resistividad para este modelo a priori se fijó ini-
cialmente en 50 ohm.m, dentro del cuerpo salino,
y en 1.2 ohm.m en los sedimentos adyacentes.
El proceso de inversión cambia los valores de la
resistividad en los bloques de la cuadrícula para
ajustar los datos de las mediciones, a la vez que
preserva el modelo inicial en la mayor medida
posible.
La mejor interpretación resultó de utilizar
los procedimientos MMCI, incorporando toda la
información disponible e incluyendo los datos MT,
gravimétricos y sísmicos WAZ. Las porosidades
se computaron a partir del campo de velocidad
WAZ, utilizando el conocimiento local de la rela-
ción arenisca-lutita de la sección sedimentaria, y
las densidades se computaron a partir de las den-
sidades matriciales de la arenisca y la lutita, la
densidad del agua de mar y la porosidad derivada
de la velocidad. La densidad en la sal se asumió
como un valor constante de 2.16 g/cm3.
El resultado del modelo 3D en el área de Garden
Banks, proveyó una interpretación mejorada de la
base de la intrusión salina en comparación con
el resultado obtenido sobre la base de los datos
sísmicos solamente (abajo). Los datos de resisti-
vidad indicaron que un lóbulo de gran extensión,
sugerido por la interpretación sísmica, no forma
parte de la sal sino que pertenece a una forma-
ción infrayacente.
El éxito de este estudio, de tipo prueba de con-
cepto, constituyó el impulso para un proyecto MT
de gran escala, consistente en múltiples levanta-
mientos, implementados desde mayo de 2007 en
otras áreas clave del Golfo de México. Por ejemplo,
en el área de Keathley Canyon, la determina-
ción de la base de la intrusión salina basada en
los datos sísmicos solamente era difícil. Los datos
gravimétricosproporcionaronciertogradodemejo-
ramiento; sin embargo, no fue posible distinguir
diversas interpretaciones alternativas. Mediante la
incorporación de los datos MT y la combinación de
> Carácter no singular del levantamiento gravimétrico. Un levantamiento gra-
vimétrico responde a la masa de una anomalía. Una solución puede proponer
uno o varios objetos, o poseer diferente densidad y tamaño, siempre que la
masa y la localización del centro de la masa en relación con la anomalía sean
las mismas. En este ejemplo, las tres lecturas miden la misma masa.
EM_FIGURE 16
Respuesta del
levantamiento
gravimétrico
Densidad
2.1 kg/m3
2.7 kg/m3
Volumen = 3,600 m3
3,600 m3
2,800 m3
> Confirmación mediante la perforación. Las mediciones MT detectaron una intrusión salina de alta
resistividad (rosa). El Pozo Tamara, perforado cerca de la Línea de recepción MT 3, constituye un
punto de referencia para las interpretaciones de la base de la intrusión salina. La interpretación de la
base de la intrusión salina (gris), según los mejores datos WAZ disponibles, muestra un lóbulo al sudeste,
que no es sustentado con los datos de resistividad MT; la zona de resistividad de 35 a 50 ohm.m (rosa)
excluye ese lóbulo de la sal. La interpretación MMCI 3D de los datos sísmicos, gravimétricos y MT,
indica la presencia de una base de sal (blanco) a algunos cientos de pies verticales de la base deter-
minada a partir del registro de rayos gamma del pozo (turquesa). En la base de la estructura salina,
la resistividad del registro del pozo (naranja) se reduce significativamente. Las localizaciones de los
receptores MT se muestran sobre el fondo marino (cuadrados blancos).
2,500
NW SE
–80 –40 0 40
Distancia, km
Profundidad,m
80 120
10
1
5,000
7,500
10,000
Resistividad,ohm.m

13. 16 Oilfield Review
toda la información a través del enfoque MMCI,
el equipo de análisis obtuvo una interpretación
consistente de la estructura, incluyendo la base
de la intrusión salina (arriba). En ciertas porcio-
nes del área del levantamiento, la diferencia en
la interpretación de la base de la intrusión salina
fue de casi 3,000 m [9,700 pies].
Estudios EM en el área marina de Brasil
Los levantamientos MT marinos también han
mejorado la obtención de imágenes en escala
de profundidad en otros lugares del mundo.
La Cuenca de Santos, en el área marina de Brasil,
contiene descubrimientos subsalinos recientes
realizados por Petrobras. Con procesos de gene-
ración de imágenes sísmicas de alta resolución,
se ha mapeado la estratigrafía de los yacimientos
turbidíticos productores de hidrocarburos y las
geometrías de las estructuras salinas, incluyendo
una secuencia sedimentaria de gran espesor en
una estructura de synrift ubicada por debajo de
la formación salina.21
La litología de esta secuen-
cia fue definida por el primer pozo descubridor
del área de Tupi. Un levantamiento MT, llevado
a cabo al noroeste del área de Tupi, confirmó la
compleja estructura y demostró la utilidad de los
levantamientos MT marinos para Petrobras.22
Al este del levantamiento MT de la Cuenca
de Santos descrito precedentemente, Petrobras y
WesternGeco efectuaron un levantamiento CSEM
marino en el bloque Tambuata de la cuenca, como
parte de un proyecto de colaboración (próxima
página, arriba).23
El levantamiento se llevó a cabo
a unos 170 km [106 mi] al sur de Río de Janeiro.
La profundidad del lecho marino fue tomada de
los datos batimétricos, y en el procesamiento se
incluyó además la variación de la resistividad del
agua de mar en función de la profundidad.
El levantamiento utilizó 180 receptores con un
espaciamiento de aproximadamente 1 km [0.6 mi]
entre sí, desplegados sobre el fondo marino a través
de los yacimientos conocidos. Una embarcación
remolcó la fuente sobre las líneas de recepción.
Para la adquisición de los datos se utilizaron se-
ñales de ondas cuadradas de 0.25 y 0.0625 Hz,
que además son ricas en contenido de armónicas
impares de estas frecuencias.24
Los analistas procesaron las respuestas de los
campos eléctricos y magnéticos de componentes
múltiples para todas las frecuencias del levanta-
miento, utilizando un flujo de trabajo avanzado
sobre la base de medidas instantáneas de la longi-
tud,momentoyalturadipolares,elángulodedesvia-
ción y el echado. La interpretación de los datos se
efectuó en etapas, comenzando con la generación
de un modelo base para comparar con las medicio-
nes procesadas.
Las mediciones de pozos proporcionaron
información sobre las resistividades iniciales, pero
los datos de los registros poseen un grado de
detalle mayor que el que las mediciones CSEM
pueden diferenciar. Por consiguiente, los analis-
tas redujeron el número de capas del modelo de
resistividad para reflejar el poder de resolución
de las mediciones CSEM, pero se aseguraron de
que los registros de pozos remuestreados conser-
varan la misma respuesta CSEM que tendría la
estratificación detallada sobre la base de regis-
tros. Para determinar dónde ubicar los bordes,
tanto la resistencia acumulativa como la con-
ductancia acumulativa fueron calculadas a partir
de los registros de pozos y se combinaron con la
estratigrafía. Esto no sólo permitió esclarecer las
localizaciones de las interfaces de las capas sino
que además permitió determinar sus resistivida-
des y la anisotropía causada por la alternancia de
las capas de baja y alta resistividad. Los analistas
efectuaron un proceso de modelado 3D deta-
llado, sobre la base de las resistividades de los
registros de pozos con trazos rectilíneos (blocked
well logs) y de las geometrías de los modelos,
derivadas de las secciones sísmicas, sin incorpo-
rar ningún yacimiento. Los modelos resultantes
generaron campos básicos de referencia, los cua-
les constituyeron una base para normalizar los
datos de campo procesados de componentes múl-
tiples a cada posición de los receptores.
Las líneas de remolque seleccionadas fueron
interpretadas utilizando un proceso de inversión
2.5D.Elanálisis2.5Dincorporaunmodelogeológico
2D y resuelve múltiples posiciones de transmisores
simultáneamente, pero las fuentes y receptores
no son confinados al plano del modelo geológico.
En consecuencia, es posible simular geometrías
de adquisición realistas (próxima pagina, abajo).
El yacimiento conocido, que subyace al área
del levantamiento, apareció en la respuesta EM
como una zona de mayor resistividad que las for-
maciones adyacentes.
Como sucede con el proyecto MT implemen-
tado más hacia el oeste, en la Cuenca de Santos,
el proyecto CSEM también ofrece esperanzas para
agregar un valor considerable en las aplicaciones
del sector petrolero de exploración y producción.
Ambos proyectos acentúan la necesidad de dis-
poner de una interpretación integrada avanzada
para mejorar el resultado con respecto a las medi-
ciones sísmicas, electromagnéticas y de registros de
pozos individuales. Además, anticipan el argumento
para que la industria incluya estos novedosos para-
digmas de integración en las aplicaciones estándar.
Petrobras posee un acuerdo de colaboración téc-
nica con Schlumberger destinado a desarrollar
tecnología que integre las mediciones EM marinas
> Interpretación del área de Keathley Canyon. La base de la estructura salina es difícil de ubicar en la sección sísmica WAZ (izquierda). El mejor picado,
basado en los datos sísmicos, mostró una sección de gran espesor a la derecha del centro (contorno blanco, derecha). Los datos de resistividad
MT (colores) agregan significativa información nueva. La combinación de datos sísmicos, MT y gravimétricos en la evaluación MMCI mejora las
interpretaciones previas de la base de la estructura salina y proporciona a los intérpretes más confiabilidad en su resultado (línea amarilla de guiones).
Profundidad,m
2,500
NO
128 136 144 152 160
SE
5,000
7,500
10,000
12,500
Profundidad,m
2,500
NO
128 136 144 152 160
SE
5,000
7,500
10,000
12,500
Distancia, kmDistancia, km
Base de la sal
según datos MMCI
Base de la sal
según datos sísmicos
10
1
Resistividad,ohm.m

14. Volumen 21, no. 1 17
con otras tecnologías, para el mejoramiento de la
obtención de imágenes en escala de profundidad
y de la caracterización de yacimientos.
Aventurándose en las áreas
prospectivas de la frontera del Ártico
A medida que los operadores se desplazan hacia
ambientes cada vez más difíciles, el Ártico se pre-
senta como una de las últimas fronteras más inex-
plotadas. En el año 2008, el Servicio Geológico de
EUA (USGS) estimó los recursos sin descubrir al
norte del Círculo Ártico en 14,000 millones de m3
[90,000 millones de bbl] de petróleo y 47.8 tri-
llones de m3 [1,669 Tpc] de gas. De ese total, la
provincia situada al oeste de Groenlandia y al
este de Canadá alojaba un volumen estimado en
1,100 millones de m3 [7,000 millones de bbl] de
petróleo y 1.5 trillones de m3 [52 Tpc] de gas.25
EnCana Corporation y sus socios en la em-
presa conjunta (Joint Venture, JV), Nunaoil A/S
y Cairn Energy, poseen áreas prospectivas de
exploración en dos bloques de la cuenca de fron-
tera, situada en el área marina de Groenlandia, a
unos 120 a 200 km [75 a 124 mi] al oeste de Nuuk,
la capital. La profundidad del océano en las áreas
prospectivas oscila entre 250 y 1,800 m [820 y
5,900 pies]. Los geólogos creen que la historia
del evento de rifting y del relleno sedimentario de
esta área es similar a la de las cuencas productivas
del Mar del Norte. No obstante, el pozo control más
cercano se encuentra a más de 120 km de distancia
y no existe ningún sistema petrolero comprobado
en las cuencas. La JV necesitaba hallar una forma
de reducir el riesgo de perforar pozos secos, por lo
> Levantamientos MT y CSEM marinos en el área marina de Brasil. Tres líneas de receptores para
el levantamiento MT (rojo) se extendieron hacia el sudeste en el área marina, adentrándose en
aguas más profundas. La línea principal poseía una longitud de aproximadamente 148 km [93 mi],
comenzando a unos 42 km [26 mi] en el área marina, y la longitud de cada una de las dos líneas
adyacentes era de unos 54 km [34 mi]. Las líneas del levantamiento CSEM (blanco), al este del
levantamiento MT, cubrieron el Bloque Tambuatá (rojo). Este mapa muestra la elevación de la
tierra y la profundidad del océano.
EM_FIGURE 17
B
ahía de Santos
Áreas de levantamiento
San Pablo
–48° –46° –44° –42°
–48°
–26°
–22°
–24°
–26°
–46° –44° –42°
Río de Janeiro
MT
Área de Tupi
CSEM
N
0
1,365
662
–135
–2,286
–3,784
Altitud, m
Profundidad
del océano, m
0 100km
0 100millas
21. El término synrift se refiere a los eventos que tienen lugar
al mismo tiempo que el proceso de rifting. Una cuenca
de synrift se forma junto con el proceso de rifting y
como consecuencia de dicho proceso. En la Cuenca de
Santos, el proceso de rifting alude a las primeras etapas
de la separación entre el continente Sudamericano y el
Africano.
22. de Lugao PP, Fontes SL, La Terra EF, Zerilli A,
Labruzzo T y Buonora MP: “First Application of Marine
Magnetotellurics Improves Depth Imaging in the Santos
Basin–Brazil,” artículo P192, presentado en la 70a
Conferencia y Exhibición de la EAGE, Roma, 9 al 12
de junio de 2008.
23. Buonora MP, Zerilli A, Labruzzo T y Rodrigues LF:
“Advancing Marine Controlled Source Electromagnetics
in the Santos Basin, Brazil,” artículo G008, presentado
en la 70a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Roma,
9 al 12 de junio de 2008.
24. Las armónicas más intensas corresponden a valores de
0.75, 1.25 y 1.75 Hz, para la señal de 0.25 Hz, y a valores
de 0.1875, 0.3125 y 0.4375 Hz para la señal de 0.0625 Hz.
25. Bird KJ, Charpentier RR, Gautier DL, Houseknecht DW,
Klett TR, Pitman JK, Moore TE, Schenk CJ, Tennyson
ME y Wandrey CJ: “Circum-Arctic Resource Appraisal:
Estimates of Undiscovered Oil and Gas North of the
Arctic Circle,” Hoja Informativa del Servicio Geológico
de EUA 2008-3049 (2008), http://pubs.usgs.gov/
fs/2008/3049/ (Se accedió el 31 de marzo de 2009).
> Análisis combinado para el Bloque Tambuatá. Los yacimientos (contornos verde y rosado,
extremo superior) identificados mediante la interpretación sísmica fueron los objetivos de un estudio
CSEM y MT. Los receptores (triángulos blancos) se colocaron en conjuntos ortogonales, y la fuente
CSEM se remolcó a lo largo de las mismas líneas (negro). Un proceso de inversión MMCI 2.5D, basado
en datos EM y sísmicos, se tradujo en una sección codificada en color para indicar la resistividad,
mientras que los datos sísmicos proveen la textura (extremo inferior). A lo largo de la línea de remolque
LTAM10 N, una anomalía resistiva de 20 ohm.m (rojo) se distingue claramente del fondo más conductivo,
de aproximadamente 1.2 ohm.m (verde). Los resultados sísmicos restringieron la forma de la anomalía—
por los puntos de control definidos (círculos blancos, extremo inferior)—para la inversión de los datos.
N
Resistividad,
ohm.m
40
10
1
0.4
LTAM10 N
0 km 10
0 millas 10

15. 18 Oilfield Review
que se llevó a cabo un levantamiento CSEM para
ayudar a identificar los rasgos de potenciales acu-
mulaciones de hidrocarburos.26
El relleno sedimentario de la cuenca, luego
del evento de rifting, generó una geología
bastante simple en la que la complicación prin-
cipal provino de la actividad volcánica de edad
Paleoceno. Los flujos volcánicos son fáciles de
identificar geológica, sísmica y magnéticamente.
Estas rocas volcánicas constituyen las únicas uni-
dades litológicas resistivas conocidas en el área
del levantamiento, presentes por encima del basa-
mento, y están bien separadas de los objetivos de
exploración de edad Cretácico. Para obtener más
informaciónsobrelasformacionesvolcánicas,véase
“Evaluación de yacimientos volcánicos,” página 36.
Antes de llevar a cabo el levantamiento CSEM,
WesternGeco efectuó un modelado extensivo 3D de
la resistividad en cada área prospectiva. Este paso
confirmó que el levantamiento podía ayudar a defi-
nir la presencia de yacimientos de hidrocarburos
a una profundidad de hasta 3,000 m por debajo
del fondo marino. En los métodos de modelado
directo e inversión se utilizaron datos sintéticos.
Sobre la base de los datos de registros de pozos
vecinos clave, situados a gran distancia, se creó
un modelo inicial simplificado que incluyó una
sección sedimentaria clástica con una resistivi-
dad de 1.5 ohm.m, razonablemente uniforme, que
abarcaba desde el fondo marino hasta la profun-
didad objetivo, una capa más profunda con una
resistividad de 4 ohm.m que se extendía hasta
el basamento, y una formación de basamento de
60 ohm.m.
Como parte de este análisis previo al levanta-
miento, los geocientíficos optimizaron el diseño
para determinar la sensibilidad del objetivo, la
presencia de cubierta volcánica, la proximidad
del yacimiento con respecto al basamento, y la
forma de onda de la señal, como algunos ejem-
plos de parámetros. Esta optimización ayudó a
EnCana a planificar un levantamiento económi-
camente efectivo que cubriera la extensa área.
La disposición del levantamiento, sobre la
base de este análisis, comprendió 24 líneas de
transmisión y 182 receptores. La geometría de la
línea de remolque generó datos desde múltiples
ángulos en los receptores. Se diseñó la resolución
vertical resultante de modo de alcanzar 50 m
[164 pies] para los objetivos Cretácicos, a profun-
didades de 3,500 m [11,500 pies] por debajo del
fondo marino.
En el verano de 2008, se obtuvo un conjunto de
datos CSEM de alta calidad. El procesamiento de
las mediciones de los campos eléctricos y magnéti-
cos proporcionó las respuestas de amplitud y fase
en cada receptor. Comenzando con las respuestas
del campo eléctrico, los geocientíficos analizaron
estos datos utilizando un modelo 3D complejo con
anisotropía de resistividad. En la geometría ini-
cial, se utilizó la información de resistividad de
los registros de pozos y la interpretación sísmica
de la JV, pero no se incluyó ningún yacimiento
potencial. Las inversiones 3D requirieron un grado
considerable de tiempo de computación y datos
de entrada del intérprete.27
Los resultados fueron
numéricamente estables, con modelos eléctricos
geológicamente consistentes.
El proceso de inversión ayudó a identificar
anomalías resistivas a través de 8 a 14 áreas pros-
pectivas. El equipo utilizó el software Petrel que
abarca desde la interpretación sísmica hasta la
simulación para visualizar los datos de volúmenes
de resistividad para estas ocho anomalías con
datos geológicos, sísmicos, gravimétricos, mag-
néticos y MT marinos (izquierda). Los resultados
fueron insensibles a las variaciones razonables
del modelo inicial, convergiendo cada variación
en una solución de resistividad similar.
Las rocas volcánicas conocidas, de edad Pa-
leoceno, proporcionaron otra indicación de que
los procesos de inversión eran geológicamente
robustos y significativos. Si bien los rasgos vol-
cánicos aislados no se incluyeron en los modelos
iniciales para las inversiones, el procedimiento
de inversión los localizó correctamente.
El objetivo para la obtención del estudio
CSEM, que perseguía la JV de EnCana, consis-
tía en mejorar la evaluación de la probabilidad
de que las estructuras estuvieran cargadas con
hidrocarburos. Debido a la falta de datos firmes
previos al estudio, la probabilidad de carga de
hidrocarburos era imprecisa y la JV le asignó un
valor inicial del 50% para cada una de las ocho
áreas prospectivas. El análisis del equipo incre-
mentó la probabilidad de carga de hidrocarburos
para varios rasgos y la redujo para otros.
El área prospectiva con mayor probabilidad
de carga de hidrocarburos exhibe muchas de las
características que los geocientíficos buscaban en
el análisis. Su anomalía de resistividad se adecua
bien al intervalo objetivo. La resistividad de la inver-
sión CSEM, dentro de la anomalía, se incrementa
en forma ascendente pasando de 10 ohm.m, en la
base de la estructura, a 35 ohm.m en la cresta.
> Áreas prospectivas con anomalías resistivas. Diversas áreas prospectivas
de un bloque al oeste de Groenlandia fueron interpretadas a partir de datos
sísmicos (contornos verdes). El diseño del levantamiento colocó las líneas de
receptores CSEM (íconos blancos) a lo largo de las líneas de remolque de la
fuente (líneas blancas), por encima de las áreas prospectivas determinadas
sísmicamente. El estudio CSEM permitió distinguir las estructuras con ano-
malías resistivas verticales (naranjas y amarillos) de las estructuras sin
ninguna anomalía (localizaciones representativas indicadas). Los flujos
volcánicos por encima de la formación objetivo también son identificados a
lo largo de las líneas. En esta vista, las resistividades de menos de 10 ohm.m
no se muestran. Las líneas de contorno indican la profundidad del horizonte
sísmico del objetivo; cada línea de contorno representa una diferencia de
profundidad de 100 m [328 pies] (representada también como la secuencia
de color del fondo).
EM_FIGURE 26
Flujos
volcánicos
Área prospectiva
sin anomalías resistivas
Áreas prospectivas
con anomalías resistivas
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Flujos
volcánicos
Resistividad,
ohm.m
N

16. Volumen 21, no. 1 19
Finalmente, la base de la anomalía es plana, lo
cual podría sugerir la presencia de un contacto
agua-hidrocarburo.
EnCana y sus socios ahora están clasificando
sus áreas prospectivas en orden de prioridad para
identificar las áreas candidatas a perforación más
prospectivas sobre la base de la geología, el mapeo
geofísico y los resultados del proceso de inversión
del modelo CSEM 3D. El riesgo de exploración en
esta cuenca de frontera del Ártico sigue siendo
grande, pero la tecnología CSEM ofrece un poten-
cial promisorio para la reducción de pozos secos.
Sondeos para la próxima generación
Si bien los levantamientos MT y CSEM se llevan
a cabo desde hace muchos años, el uso comercial
de la tecnología marina en la industria de E&P es
relativamente nuevo. La industria aún está en sus
comienzos en cuanto a la interpretación de estos
datos de levantamientos electromagnéticos y con
respecto a la combinación de esa información con
la información de los levantamientos sísmicos.
Los receptores de fondo marino utilizados por
WesternGeco siguen el diseño básico desarrollado
por el Instituto Oceanográfico de Scripps, pero los
dispositivos y las metodologías son mejorados con-
tinuamente para incrementar la eficiencia y la
confiabilidad de los instrumentos. Además de los
cambios producidos en los materiales utilizados
en la fabricación de los dipolos y los magnetóme-
tros, y en su embalaje, se han agregado nuevos
equipos al paquete de receptores, tales como una
brújula de alta precisión.
La fuente dipolar para las mediciones CSEM
también está siendo mejorada por la industria.
Los proveedores de equipos han trabajado para
refinar la sincronización del tiempo de la forma
de onda de la fuente y el posicionamiento preciso
de la antena de la fuente.
Los obstáculos principales para la eficiencia
EM marina son el costo y el tiempo incluidos
en la recolección de los datos. Las mediciones
sísmicas, obtenidas a través de áreas 3D de gran
extensión, son eficientes porque las embarcaciones
remolcan múltiples cables receptores y arreglos de
cañones como fuentes. Por el contrario, los levan-
tamientos CSEM cubren un área menos extensa
porque las fuentes o bien los receptores, o ambos,
se despliegan en forma individual, y los receptores
permanecen fijos durante el levantamiento para su
posterior recuperación (arriba). Es probable que en
lasactividadesdeInvestigaciónyDesarrolloquelle-
van a cabo muchas compañías geofísicas se incluya
el desarrollo de un sistema EM de lectura profunda,
remolcado en la superficie.
Los problemas que se plantean son el ruido
inherente al movimiento de los sensores a través
del agua y la atenuación de las señales en el agua
de mar, lo cual reduce asombrosamente el aco-
plamiento de la fuente con el fondo marino y la
amplitud del campo de respuesta. Las antenas
dipolares son largas y, aún con la configuración
actual del fondo marino, las corrientes pueden
moverlas y afectar la calidad de los datos.
El Consejo Nacional del Petróleo (NPC), un
organismo industrial que brinda asesoramiento al
gobierno de EUA, estudió diversos avances rela-
cionados con el método CSEM, clasificándolos
como altamente significativos para las actividades
de exploración.28
Con miras a asegurar los recursos
energéticos del futuro, este grupo de especialis-
tas identificó dos mejoras en las tecnologías CSEM
que es preciso implementar en el corto plazo. El
desarrollo de procesos rápidos de inversión y mode-
lado 3D CSEM, podría reducir el número de falsos
positivos o anomalías resistivas que actualmente
pueden ser interpretadas erróneamente como una
respuesta de petróleo comercial. Estas anoma-
lías incluyen hidratos, cuerpos salinos y litologías
volcánicas. El segundo objetivo a corto plazo es la
integración de las mediciones CSEM con la infor-
mación estructural obtenida de los levantamientos
sísmicos para mejorar la resolución de los datos
EM. Como se analizó en los estudios de casos de
este artículo, este trabajo ya está en marcha a tra-
vés de esfuerzos tales como el método MMCI.29
En un plazo más largo, los especialistas del
NPC también consideraron altamente significativo
el hecho de extender el alcance de los estudios
CSEM al ámbito de aguas someras, tierra firme y
formaciones más profundas. Las señales en aguas
someras y tierra firme son mucho más ruidosas
que en aguas profundas debido a la onda aérea.
La intensidad de la señal ahora limita la profun-
didad de los levantamientos CSEM, pero el grupo
del NPC observó que los desarrollos conducentes
a la evaluación de formaciones más profundas per-
mitirían llevar la aplicación a nuevas cuencas. Las
geometrías de adquisición alternativas podrían
desempeñar un rol importante en los yacimientos
ultraprofundos.
El término “sondeo electromagnético” aún no es
muy común en la industria de E&P, pero los resulta-
dos impresionantes obtenidos con esta generación
de herramientas y métodos de interpretación ya
han enviado un mensaje claro. El éxito comercial
traerá aparejados avances adicionales en la tecno-
logía y una mayor variedad de aplicaciones. —MAA
> Despliegue del receptor CSEM. Cada receptor se ensambla en la cubierta utilizando protocolos de
despliegue definidos. Luego, el receptor se levanta mediante un aparejo y se deja caer en un lugar
especificado.
26. Umbach KE, Ferster A, Lovatini A y Watts D:
“Hydrocarbon Charge Risk Assessment Using 3D
CSEM Inversion Derived Resistivity in a Frontier Basin,
Offshore West Greenland,” Convención CSPG CSEG
CWLS, Calgary, 4 al 8 de mayo de 2009.
27. Mackie R, Watts D y Rodi W: “Joint 3D Inversion of
Marine CSEM and MT Data,” Resúmenes Expandidos
de la SEG 26, no. 1 (2007): 574–578.
28. Consejo Nacional del Petróleo (editores): Hard Truths:
Facing the Hard Truths about Energy. Washington, DC:
Consejo Nacional del Petróleo, 2007. También disponible
en línea, en http://www.npchardtruthsreport.org/ (Se
accedió el 5 de mayo de 2009).
29. WesternGeco efectúa estudios de modelado 3D en
forma regular y ofrece servicios de inversión CSEM 3D,
incluyendo la utilización de algoritmos en los cuales los
datos MT son invertidos en forma conjunta para ayudar
a restringir la inversión CSEM.