Diccionario: Atributo sísmico

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FIG. A-23. Atributos sísmicos. Las ‘‘ventanas’’ pueden ser intervalos constantes de tiempo, intervalos constantes de un horizonte, o intervalos entre horizontes[1].

Medida derivada de la información sísmica, usualmente basada en mediciones de tiempo, amplitud, frecuencia, y/o atenuación. Generalmente, las medidas de tiempo 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. Mediciones de atenuación son usualmente tienen un alto grado de incertidumbre. Estas están usualmente basadas en datos apilados o migrados, sin embargo, las basadas en datos pre-apilados son usualmente usadas en la determinación de velocidad de apilamiento (q.v.), AVO (Variación de amplitud con la distancia, q.v.), 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 que ellos se correlacionan con alguna cantidad física de interés. La utilidad primaria de los atributos es que ellos en ocasiones ayudan a ver características, relaciones, y patrones que de otro modo no serían notados.

Las mediciones sísmicas usualmente 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 &#x2014 ¿Cuán amplio es el rango en que una correlación es válida? Durante el Direct Detection Symposium 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 promedio móvil sobre 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 de cero), diferencias pico-valle, etc. 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 amplitud envolvente de trazas compleja 1D, fase instantánea, frecuencia instantánea, polaridad aparente (ver análisis de trazas complejas) e impedancia acústica (o velocidad) determinada por inversión (q.v.). 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 (q.v.). Los indicadores de hidrocarburos (q.v.) 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 registro 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].

Attribute display examples. (a,b) Dip-magnitude and dip-azimuth maps, Nun River field, Nigeria (from Bouvier et al., 1989).
(c,d) Coherence and amplitude time slices; note channels indicated by red arrows (after Bahorich and Farmer, 1995)[3]. (e,f) Horizon slices illuminated in different directions; the direction of illumination is indicated by the arrows (courtesy Woodside Offshore Petroleum Pty.). [1]


Ver también

Envolvente de traza, Fase Instantánea, Frecuencia Instantánea, 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 and Indicador de Capa Delgada


Referencias

  1. 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
  2. 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.
  3. 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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