Dictionary:Attribute, seismic/es: Difference between revisions
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Los atributos se pueden medir en una sola traza o a través de un volumen o de otras maneras. Los primeros atributos identificados como tal fueron los atributos de envolvente de amplitud de traza compleja 1D, fase instantánea, frecuencia instantánea, polaridad aparente (ver [[Special:MyLanguage/Dictionary:complex-trace_analysis/es|análisis de trazas complejas]]) e impedancia acústica (o velocidad) determinada por [[Special:MyLanguage/Dictionary:inversion/es|inversión]]. Los atributos pueden ser medidos a lo largo de una horizonte (definido) (atributos de horizonte) tales como ''extracción de amplitudes, magnitud de buzamiento, azimut de buzamiento, iluminación artificial'' y [[Special:MyLanguage/Dictionary:coherence/es|coherencia]]. Los ''indicadores de hidrocarburos'' son atributos. Los atributos se pueden combinar para crear nuevos atributos. A las transformaciones de atributos algunas veces se les da el nombre de propiedades físicas (porosidad, saturación de fluidos, litología, discontinuidad estratigráfica o estructural, etc.), usualmente con base en diagramas cruzados locales o correlaciones locales con registros de pozos u otras mediciones; pueden haber aproximaciones locales razonables pero se prestan para arrojar valores erróneos bajo circunstancias especiales. Ver Figuras [[Special:MyLanguage/Dictionary:Fig_A-23/es|A-23]] y [[Special:MyLanguage/Dictionary:Fig_A-24/es|A-24]], Brown (1999, cap. 8)<ref name="Brown 1999">{{cite book | last=Brown | first=Alistair | title=Interpretation of three-dimensional seismic data | publisher=Published jointly by American Association of Petroleum Geologists and the Society of Exploration Geophysicists | location=Tulsa, Okla | year=1999 | isbn= | page=234}}</ref>.]], and Chen and Sidney (1997)<ref name="ChenSidney1997">{{cite journal|last1=Chen|first1=Quincy|last2=Sidney|first2=Steve|title=Seismic attribute technology for reservoir forecasting and monitoring|journal=The Leading Edge|volume=16|issue=5|year=1997|pages=445–448|doi=10.1190/1.1437657}}</ref>. | Los atributos se pueden medir en una sola traza o a través de un volumen o de otras maneras. Los primeros atributos identificados como tal fueron los atributos de envolvente de amplitud de traza compleja 1D, fase instantánea, frecuencia instantánea, polaridad aparente (ver [[Special:MyLanguage/Dictionary:complex-trace_analysis/es|análisis de trazas complejas]]) e impedancia acústica (o velocidad) determinada por [[Special:MyLanguage/Dictionary:inversion/es|inversión]]. Los atributos pueden ser medidos a lo largo de una horizonte (definido) (atributos de horizonte) tales como ''extracción de amplitudes, magnitud de buzamiento, azimut de buzamiento, iluminación artificial'' y [[Special:MyLanguage/Dictionary:coherence/es|coherencia]]. Los ''indicadores de hidrocarburos'' son atributos. Los atributos se pueden combinar para crear nuevos atributos. A las transformaciones de atributos algunas veces se les da el nombre de propiedades físicas (porosidad, saturación de fluidos, litología, discontinuidad estratigráfica o estructural, etc.), usualmente con base en diagramas cruzados locales o correlaciones locales con registros de pozos u otras mediciones; pueden haber aproximaciones locales razonables pero se prestan para arrojar valores erróneos bajo circunstancias especiales. Ver Figuras [[Special:MyLanguage/Dictionary:Fig_A-23/es|A-23]] y [[Special:MyLanguage/Dictionary:Fig_A-24/es|A-24]], Brown (1999, cap. 8)<ref name="Brown 1999">{{cite book | last=Brown | first=Alistair | title=Interpretation of three-dimensional seismic data | publisher=Published jointly by American Association of Petroleum Geologists and the Society of Exploration Geophysicists | location=Tulsa, Okla | year=1999 | isbn= | page=234}}</ref>.]], and Chen and Sidney (1997)<ref name="ChenSidney1997">{{cite journal|last1=Chen|first1=Quincy|last2=Sidney|first2=Steve|title=Seismic attribute technology for reservoir forecasting and monitoring|journal=The Leading Edge|volume=16|issue=5|year=1997|pages=445–448|doi=10.1190/1.1437657}}</ref>. | ||
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||[[File:Sega24a.jpg|thumb|500px|Ejemplos de visualización de <b>Atributos</b>. (<b>a,b</b>) Mapas de magnitude de buzamiento y azimut de buzamiento, Campo Nun River, Nigeria (tomado de Bouvier et al., 1989).]] | |||
||[[File:Sega24b.jpg|thumb|620px|(<b>c,d</b>) Rebanadas en tiempo de coherencia y amplitud; note los canales indicados por flechas rojas (modificado de Bahorich and Farmer, 1995)<ref name="BahorichFarmer1995">{{cite journal|last1=Bahorich|first1=Mike|last2=Farmer|first2=Steve|title=3-D seismic discontinuity for faults and stratigraphic features: The coherence cube|journal=The Leading Edge|volume=14|issue=10|year=1995|pages=1053–1058|doi=10.1190/1.1437077}}</ref>. (<b>e,f</b>) Rebanadas de horizontes iluminadas desde direcciones diferentes; la dirección de iluminación se indica con flechas rojas (cortesía de Woodside Offshore Petroleum Pty.). <ref name="Brown 1999">{{cite book | last=Brown | first=Alistair | title=Interpretation of three-dimensional seismic data | publisher=Published jointly by American Association of Petroleum Geologists and the Society of Exploration Geophysicists | location=Tulsa, Okla | year=1999 | isbn= | page=246, 256, and 251}}</ref>]] | |||
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Latest revision as of 00:19, 15 January 2021
Medida derivada de la información sísmica, usualmente basada en mediciones de tiempo, amplitud, frecuencia, y/o atenuación. Generalmente, las medidas de tiempo son relativas a la estructura, las de amplitud a la estratigrafía y caracterización de yacimientos, y las de frecuencia (que usualmente no son fácilmente comprendidas) a la estratigrafía y a la caracterización de yacimientos. Las mediciones de atenuación usualmente tienen un alto grado de incertidumbre. Estas están usualmente basadas en datos apilados o migrados, sin embargo, las basadas en datos antes de apilar son usadas generalmente en la determinación de velocidad de apilamiento, AVO (Variación de amplitud con la distancia/desplazamiento (AVA/AVO)) y otros atributos. Debido a la existencia de múltiples formas de agrupar la información sísmica, los atributos constituyen un conjunto abierto, y ya que se basan en algunos pocos tipos de medidas, los atributos generalmente no son independientes. Los atributos son útiles en la medida de que se correlacionan con alguna cantidad física de interés. La utilidad primaria de los atributos es que en ocasiones ayudan a ver características, relaciones y patrones que de otro modo no serían notados.
Las mediciones sísmicas comúnmente involucran un alto grado apreciable de incertidumbre y no se relacionan directamente a alguna propiedad geológica en particular. Con tantas variables geológicas, la correlación con una propiedad geológica particular que es apta en una situación no se mantiene en otra. Los atributos generalmente responden a una variedad de situaciones geológicas y un cambio geológico puede significar un cambio en la correlación.
El problema es determinar los límites para una correlación observada, especialmente cuando no se comprende la física subyacente. ¿Cuán amplio es el rango en que una correlación es válida? Durante el Direct Detection Symposium (Simposio de Detección Directa) en 1973, Miller Quarles presentó numerosos esquemas de procesamiento para mejorar el patrón de presencia de hidrocarburos; en respuesta a la pregunta sobre las "bases científicas de todos esos atributos" el respondió, "No sabemos todavía, pero recuerda, [nosotros] los inventamos." Desafortunadamente, se sigue sin entender cómo se correlacionan la mayoría de atributos a las causas geológicas y situaciones.
Entre las forma de calcular los atributos existe el suavizado o promediado en ventanas de varios tamaños, buscando residuos, picos, midiendo la distribución en una ventana (media, mediana, curtosis, porcentaje mayor o menor que un umbral, sumas, residuos, dispersión, etc.), continuidad, bordes, suavidad, linealidad o curvatura, gradientes o otras derivadas, valores absolutos, cambios de polaridad (cruces por cero), diferencias pico-valle, etc. Las relaciones pueden ser medidas sobre ventanas (espectro, correlación, semblanza, covarianza), etc.
Los atributos se pueden medir en una sola traza o a través de un volumen o de otras maneras. Los primeros atributos identificados como tal fueron los atributos de envolvente de amplitud de traza compleja 1D, fase instantánea, frecuencia instantánea, polaridad aparente (ver análisis de trazas complejas) e impedancia acústica (o velocidad) determinada por inversión. Los atributos pueden ser medidos a lo largo de una horizonte (definido) (atributos de horizonte) tales como extracción de amplitudes, magnitud de buzamiento, azimut de buzamiento, iluminación artificial y coherencia. Los indicadores de hidrocarburos son atributos. Los atributos se pueden combinar para crear nuevos atributos. A las transformaciones de atributos algunas veces se les da el nombre de propiedades físicas (porosidad, saturación de fluidos, litología, discontinuidad estratigráfica o estructural, etc.), usualmente con base en diagramas cruzados locales o correlaciones locales con registros de pozos u otras mediciones; pueden haber aproximaciones locales razonables pero se prestan para arrojar valores erróneos bajo circunstancias especiales. Ver Figuras A-23 y A-24, Brown (1999, cap. 8)[1].]], and Chen and Sidney (1997)[2].
 (c,d) Rebanadas en tiempo de coherencia y amplitud; note los canales indicados por flechas rojas (modificado de Bahorich and Farmer, 1995)[3]. (e,f) Rebanadas de horizontes iluminadas desde direcciones diferentes; la dirección de iluminación se indica con flechas rojas (cortesía de Woodside Offshore Petroleum Pty.). [1] |
Ver también
Envolvente de traza, Fase instantánea, Frecuencia iInstantánea, Ancho de banda instantáneo, Fase normalizada, Primera derivada en tiempo de la envolvente de traza, Segunda derivada en tiempo de la envolvente de traza, Factor Q instantáneo e Indicador de capa delgada.
Referencias
- ↑ 1.0 1.1 1.2 Brown, Alistair (1999). Interpretation of three-dimensional seismic data. Tulsa, Okla: Published jointly by American Association of Petroleum Geologists and the Society of Exploration Geophysicists. p. 234. Cite error: Invalid
<ref>tag; name "Brown 1999" defined multiple times with different content - ↑ Chen, Quincy; Sidney, Steve (1997). "Seismic attribute technology for reservoir forecasting and monitoring". The Leading Edge 16 (5): 445–448. doi:10.1190/1.1437657.
- ↑ Bahorich, Mike; Farmer, Steve (1995). "3-D seismic discontinuity for faults and stratigraphic features: The coherence cube". The Leading Edge 14 (10): 1053–1058. doi:10.1190/1.1437077.
Vínculos externos
| find literature about Attribute, seismic/es |
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