documento tÉcnico para el desarrollo del procesamiento e interpretaciÓn de … · 2014-03-14 ·...

Anexo 1 Respuesta Solicitud No. 20142300071783 1/19

ANEXO 1

DOCUMENTO TÉCNICO PARA EL DESARROLLO DEL PROCESAMIENTO E

INTERPRETACIÓN DE LA INFORMACIÓN SÍSMICA ADQUIRIDA EN DESARROLLO

DEL PROGRAMA SÍSMICO LÍNEA TRASANDINA 4B 2D/09

CONVENIO INTERADMINISTRATIVO NO.200834

FONADE - AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

FEBRERO DE 2014

VERSIÓN V.2.0


1. PROCESAMIENTO EN EL CENTRO DE PROCESAMIENTO DE LOS DATOS ADQUIRIDOS DEL PROGRAMA SISMICO LINEA TRANSANDINA 4B 2D/09

Principales Actividades Alcance

Procesamiento en centro de procesamiento. 73,6 Kilómetros

1.1. Organizar y entregar la información adquirida en campo (Raw Data) según

Manual de entrega de la información técnica al centro de recepción del EPIS.

1.2. Centro de Procesamiento

El procesamiento adelantado por el contratista debe ser en las dos componentes adquiridas en campo. El Centro de Procesamiento debe estar ubicado en Bogotá, y tener un terminal de visualización y control para la Interventoría y supervisión de la ANH que garantice la interacción entre el centro de proceso y el intérprete y deberá contar mínimo con equipos con capacidad suficiente para el procesamiento de los datos registrados, con software actual y especializado e infraestructura para entregar los productos solicitados y aplicar la siguiente secuencia mínima básica de procesamiento para la onda P:

Preproceso (Reformateo, edición, recuperación de amplitudes, etc.)

Geometría

Primera edición de trazas

Revisión del posicionamiento de estacas y pozos (X, Y, y Z)

Picado de primeros arribos

Estáticas de refracción

Análisis de velocidad inicial (estos análisis se harán con los intervalos de tiempo y distancia definidos por la ANH. Utilizarán CVS, Semblance, BIG-CVS. Todas las especificaciones anteriores serán a criterio del representante de la ANH)

Editado de trazas ruidosas

Atenuación de ruido

Compensación de amplitud

Deconvolución (aprobada por el representante de la ANH)

Balanceo espectral

Filtros pasabanda

Estáticas Residuales

Análisis de velocidad (Este análisis se hará con los parámetros definidos por la ANH)

Atenuación de ruido

Estáticas Residuales

Estáticas Residuales consistentes en CDP

Apilado

Análisis de Velocidad detallado (Este análisis se hará con los parámetros definidos por la ANH)

Estáticas Residuales (2do paso)


Dip Move Out (DMO) ó CRS, según el caso

Migración (será aprobada por el representante de la ANH después de realizar las pruebas correspondientes)

Filtros pasabanda

Supresión de ruido (2), filtros finales y ganancias de presentación.

Migración pre-apilado en tiempo (PSTM). La ANH requiere la realización, para todas las líneas, de procesos de Migración pre-apilado en tiempo (PSTM) con CRS, migración pre-apilado en profundidad (PSDM).

Para la onda S convertida, se deberá aplicar la siguiente secuencia básica mínima: - Separación de componentes radial y tangencial. - Atenuación de ruido. - Consistencia de amplitudes superficiales y deconvolución. - Correcciones estáticas - Estimación inicial de velocidades de ondas convertidas. - Cálculos apropiados de gamma - Apilados iniciales: CRS y ACCP. - Refinamiento de estáticas. - Actualización de apilamiento ACCP. - Cálculos vp/vs - Actualización de parámetros de Moveout a partir de ACCP gathers/stacks. - Compensación de Q. - CCP gathers/stacks. - C – wave PreStack Time Migration (PreSTM). - Residual Moveout, mute y stack. - Filtrado y escalamiento. Para ser aceptado el producto del procesamiento por la ANH, de acuerdo con los pasos anteriores, debe cumplir con las expectativas y estar recibido a satisfacción. Si estas condiciones no se cumplen la compañía está obligada a mejorar el procesamiento repitiendo los análisis con parámetros diferentes.

1.3. Encabezado de Las Secciones Sísmicas

Con el fin de contar con un registro completo y útil de la historia de procesamiento en oficina, de la información sísmica, se requiere que la siguiente información sea incluida en el encabezado de las secciones: 1. Información general:

Logotipo y nombre de la ANH claramente visible en la parte superior de la sección

Nombre completo de la línea

Rango de puntos de disparo, orientado como la sección

Rango de estaciones

Nombre del programa sísmico y área

Tipo de sección (apilado, migración, etc.)

Polaridad


Orientación de la línea

Compañía de procesamiento y lugar donde se realizó el proceso 2. Parámetros de Adquisición:

Fecha de adquisición

Compañía que realizó la adquisición y grupo

Tipo de sistema de registro incluyendo equipo, número de canales, filtros de campo, formato de grabación, tasa de muestreo, longitud de registro.

Tipo de geófonos: tierra o pantano, frecuencia natural, número de geófonos por estación, diagrama del arreglo, hidrófonos, etc.

Espaciamiento entre estaciones. Inicio y fin de línea (estacas y pozos)

Polaridad de grabación

Tipo de fuente

Dinamita: características de explosivos – sismigel y detonadores

Patrón de fuente

Tamaño de carga por hueco y por formación

Profundidad de pozo por formación

Intervalo de la fuente

Configuración del tendido: Gap, tipo del tendido, offset lejano y cercano, diagrama del tendido y cubrimiento nominal, metodología para el roll-on y roll-off

3. Parámetros de Procesamiento: Se debe incluir toda la secuencia de procesamiento aplicada con cada uno de los parámetros utilizados en todos y cada uno de los procesos. Además de esto se requiere:

Fecha de procesamiento.

Compañía de proceso y localización

Procesador y supervisor de procesamiento

Supervisor de procesamiento por la ANH

Relación SP-CDP

Número de las cintas o cartuchos que contienen la información procesada.

Formato de grabación de las cintas de campo y formato final 4. Información Complementaria:

Perfil de Elevación y Perfil Geológico de la línea

Los perfiles deben presentarse en tiempo y distancia

Deben presentarse perfiles de estáticas por elevación, refracción y residuales

Diagrama de Cubrimiento (fold) convenientemente marcado, en la parte superior o inferior de la sección

Estación o punto de disparo, debe aparecer tanto en la parte superior como en la inferior

CDP 5. En la parte superior de la sección:

Cajas de Velocidad, deben contener CDP, tiempo, velocidad rms y velocidad intervalo.


Nivel de Referencia

El datum de proceso y todo nivel intermedio de referencia, como datum flotante, deberá aparecer claramente marcado en la sección. Igualmente, debe ser claro el origen de los análisis de velocidad y como se relacionan con los tiempos de la sección sísmica.

Escalas

Vertical en pulgadas/s o cm/s (éstas serán definidas con la ANH)

Horizontal en trazas/pulg y km/cm.

Escala horizontal en forma gráfica.

Cruces con otras líneas del programa sísmico, indicando nombre de la otra línea ó SP de esa línea en el que se cruzan.

6. Normas generales: Para una fácil identificación, verticalmente, en el extremo de la sección, se colocará el número de la línea sísmica y el tipo de proceso aplicado. Cualquier irregularidad importante que se presente en la sección sísmica debe identificarse y demarcarse adecuadamente (cruce de ríos, zonas de cambio de parámetros de adquisición, zonas de ruido por causas específicas, etc.). Se resaltarán las líneas verticales y horizontales de la sección sísmica a intervalos prudenciales. (Ejemplo: líneas de tiempo resaltadas cada 1 segundo y trazas cada 50 CDP’s). Se incluirá un mapa del programa sísmico completo indicando su correspondiente escala, resaltando la línea procesada. Los pozos que hayan sido amarrados, deberán aparecer localizados en la sección sísmica.

1.4. Medio Magnético

Las siguientes son las especificaciones a tener en cuenta para la generación de información sísmica en medio magnético para la ANH. Debe cumplir con las especificaciones del EPIS.

1. Información en la carátula: - Para cintas exabyte: Lomo de la carátula

Número de identificación (el mismo que aparezca en las secciones sísmicas finales)

Compañía contratista y ANH

Nombre del programa y proyecto (suministrado por la ANH)

Fecha de realización

Compañía de servicios

Reprocesamiento o proceso nuevo. Interior de la carátula:

Datos generales

Datum de la información grabada en cinta

Formato de grabación

Densidad de grabación


Tiempo máximo

Velocidad de corrección Además debe incluirse una relación de los archivos grabados indicando número del archivo, línea sísmica, tipo de proceso (apilado, migración, etc.), CDP inicial y final y SP inicial y final. La relación de los archivos deberá corresponder exactamente con el orden de grabación de los mismos. - Cinta 3490 o similar: Deberá estar claramente marcada con etiqueta autoadhesiva, tanto en el lomo como en el frente, de manera que pueda identificarse su caja respectiva. Como mínimo, la etiqueta deberá incluir el nombre del programa, fecha de realización, compañía de servicios, compañía operadora, tipo de proceso, tasa de muestreo, datum, longitud del registro y densidad de grabación. 2. Información digital en la cinta o cartucho: El formato de grabación deberá ser SEG-Y standard. Los encabezados (headers) binarios del archivo y de cada una de las trazas deberán contener como mínimo la información requerida por el EPIS. Se deberá indicar claramente la posición de cualquier información adicional que se incluya. 3. Otras consideraciones:

La secuencia de procesamiento utilizada deberá incluirse en el encabezado ebcdic de cada archivo.

El listado de archivos contenidos en la cinta deberá incluirse en el encabezado ebcdic.

El formato utilizado para grabar la información en cintas de almacenamiento masivo no debe ser necesariamente las indicadas en este anexo, sino que deben estar de acuerdo con el formato que esté utilizando la tecnología en el momento del desarrollo del proyecto.

1.5. PARTICULARES El procesamiento de los datos deberá cumplir además de las especificaciones generales, con los siguientes requerimientos específicos:

1.5.1. Equipo: Debe ser como mínimo una estación de trabajo capaz de mantener en operación el software Promax Release 5000 o similar, con capacidad para procesar la información de cada línea con todas sus trazas y características de muestreo, que permitan realizar análisis de la información y efectuar procesos de manera simultánea y producir una sección final con la secuencia establecida. Debe contar además, con equipos de impresión adecuados para las escalas y colores requeridos por la ANH y lectores de cintas 3490E, así como de diferentes formatos de grabación (SEG Y, etc.). El procesamiento de los datos sísmicos adquiridos en el proyecto debe realizarse en Bogotá- Colombia, situación que permitirá una supervisión constante por parte de la ANH y de esta manera el cumplimiento de los objetivos geológicos previstos inicialmente. En caso de que no se cuente en el país con capacidad de proceso de las ondas convertidas, deberá tenerse un terminal que facilite la visualización y control de los procesos.


Los productos finales generados durante el procesamiento en el Centro de Procesamiento, deberán ser entregados al EPIS, cumpliendo con las especificaciones que para la entrega de dicha información se mencionan en el Manual de Entrega de Información Técnica. Se debe tener en cuenta también el Código de Petróleos (para entregas al Ministerio de Minas), y Ley General de Archivos. La información de campo se debe entregar al centro de procesamiento tan pronto como sea posible.

1.5.2. INFORME FINAL DE PROCESAMIENTO:

Debe presentarse dentro de los treinta (30) días siguientes a la terminación de las operaciones finales de procesamiento y será revisado y validado por la ANH. El formato será WORD y PDF. Debe contener como mínimo la siguiente información: o Parámetros generales de adquisición - características de la información, o Listado completo de parámetros utilizados y diagrama de flujo de todos los

algoritmos de procesamiento aplicados. o Descripción, análisis y conclusiones de las pruebas aplicadas a los datos o Parámetros de procesamiento: secuencias utilizadas desde las preliminares

hasta la final o Discusión sobre análisis de velocidades (incluir gráficas) o Aplicación de estáticas de refracción o Tipo de deconvolución aplicada y la descripción de todas las variables. Descripción de las pruebas realizadas para su elección o Algoritmo de migración utilizado (descripción de las pruebas realizadas para su

elección) o Procesos especiales adicionales o Archivos Segy y Tiff de las líneas apiladas y migradas o Interpretación de la información procesada o Archivos en formato ASCII (compatibles para lectura en la estación de la ANH) o Mapas de localización de las líneas sísmicas a una escala definida por la ANH

y copia en papel de cada una de las líneas a una escala definida por la ANH con el procesamiento final

o Conclusiones y recomendaciones Debe estar consignado en este reporte toda la información del proceso de las líneas, dificultades encontradas y el procedimiento para superarlas, metodología utilizada, etc.

1.5.3. PRODUCTOS ENTREGABLES Se debe enviar toda la información adquirida al Centro de Recepción del EPIS de acuerdo con los lineamientos establecidos en el manual de entrega de información petrolera vigente – que el oferente declara conocer – y la Ley General de Archivos, y suministrar a la ANH copias de las cartas que atestigüen recibo y la aprobación de dicho material en la entidad correspondiente. Para la información enviada a otras entidades se deberán cumplir los parámetros de entrega que éstas establezcan.


Se debe tener en cuenta la siguiente tabla para la entrega de información:

ENTREGA DE INFORMACION

* Escalas a definir ** La calidad de la película deberá ser aprobada por la ANH. S.T. Subdirección Técnica ANH EPIS: Exploration and Production Information Service Minminas: Ministerio de Minas La información que se entregue al Ministerio del Minas y Energía debe tener una nota que diga: SE HACE ENTREGA DE LA PRESENTE INFORMACIÓN A NOMBRE DE LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS – ANH -, EN CUMPLIMIENTO DE LO DISPUESTO EN EL DECRETO 1895 DE 1973. 2. INTERPRETACION SISMICA DEL PROGRAMA SISMICO LINEA TRANSANDINA

4B 2D/09


Interpretación sísmica 73,6 Kilómetros

2.1. ESPECIFICACIONES TECNICAS La interpretación del programa sísmico comprenderá principalmente las actividades que a continuación se describen y adicionalmente aquellas que el contratista


considere importantes para el mejor desarrollo y alcance de los objetivos de interpretación: a) Calibración o amarres de las líneas sísmicas con datos de pozo a partir de registros de velocidad, registros sónicos o sismogramas sintéticos elaborados para tal fin, indicando la confiabilidad de los datos, la metodología y el proceso de selección de los mencionados registros para dichos amarres. b) La información gravimétrica, magnética y geoquímica deben formar parte de la interpretación general. c) Definición de fallas principales. d) Interpretación en tiempo de los límites de secuencias sísmicas e interpretación detallada de topes de formaciones y horizontes sísmicos de interés prospectivo. e) Descripción e interpretación de facies sísmicas. f) La cantidad de horizontes interpretables serán establecidos por la ANH dependiendo de los objetivos exploratorios en cada programa sísmico y la calidad de los datos sísmicos presentes en cada área, pero se estima provisionalmente un mínimo de cinco (5) horizontes por área o programa sísmico. g) Diagnóstico y elaboración de mapas de calidad sísmica escala 1:100.000. h) Elaboración de mapas en tiempo y en profundidad, para cada uno de los horizontes interpretados. Estos se presentarán a escala 1:100.000 para toda el área del proyecto y, adicionalmente, a escala 1:50.000 en áreas de interés prospectivo. No obstante estas escalas podrán modificarse en el transcurso del proyecto en caso que se requiera, previa aprobación de la ANH. i) Definición de los modelos estructurales y estratigráficos específicos de cada área. j) Identificación, localización, descripción y clasificación de los diferentes tipos de trampas identificadas. 2.2. PRODUCTOS A ENTREGAR Una interpretación integrada de la evolución geológica (estratigráfica y estructural) de cada cuenca que conduzca a: - Obtención de un mapa de trampas o tipos de “plays” - Identificación de vías o rutas de migración. - Postulación preliminar de la historia de generación, expulsión y entrampamiento de hidrocarburos (“timing” de cuenca). - Una carta de eventos del sistema petrolífero. - Un capítulo de conclusiones y recomendaciones detalladas que incluyan áreas o “leads” para la exploración. - Secciones sísmicas interpretadas - Mapas.


El informe final debe incluir adicionalmente los siguientes mapas: a. Mapa en tiempo y en profundidad de cada uno de los horizontes interpretados. b. Mapa de calidad de la información sísmica. c. Mapas isópacos y (o) isocoros de las unidades de interés que contengan las rocas generadoras, almacenadoras y sellos. d. Mapa de arenas netas en zonas de máximo interés. e. Mapas de áreas de máximo interés. f. Mapa de “leads” con carácter regional. Los mapas mencionados deben presentarse, tanto en tiempo como en profundidad, para cada uno de los horizontes, topes de formaciones o límites de secuencias establecidos o definidos para cada uno de los programas sísmicos. Los mapas en tiempo deben ser elaborados con un intervalo de contornos de 20 milisegundos y los mapas en profundidad con un intervalo de contornos de 20 m. Cualquier modificación a estos parámetros deberá ser aprobada por la ANH.

3. PROCESAMIENTO E INTERPRETACION DE LA INFORMACION DE GEOLOGIA Y

GEOQUIMICA ADQUIRIDA EN DESARROLLO DEL PROGRAMA SISMICO LINEA TRANSANDINA 4B 2D/09


Procesamiento e interpretación de datos de datos de geología adquiridos

en el desarrollo de un programa sísmico. 73,6 Kilómetros

Procesamiento e interpretación de datos de datos de gasometría

adquiridos en un programa sísmico 184 Estaciones

3.1. GEOLOGIA SOBRE LINEAS SISMICAS

Con los datos de la geología realizada sobre las líneas sísmicas, se realizarán cortes geológicos, columnas estratigráficas y mapas, deben entregarse en la siguiente escala:

1. Mapas: 1:25000 2. Cortes: 1:25000 3. Columnas: 1:500

Si esta escala no fuere posible por los mapas del IGAC, la ANH definirá las que se deben utilizar o el método a seguir antes de iniciar esta labor. Los mapas deben tener las coordenadas finales proporcionadas por FONADE. El informe final debe incluir los mapas y columnas y cortes finales. Toda la información debe cumplir con todas las especificaciones del manual de entrega del EPIS, el código de petróleos y la ley general de archivos de la nación.


3.1.1. Especificaciones Técnicas Generales Los datos geológicos en cada estación de campo corresponden a información de tipo litológico, estructural, sedimentológico, estratigráfico, paleontológico o cualquier otro que describa un afloramiento o las unidades y estructuras geológicas observadas, las cuales deberán ser plasmadas en el mapa geológico final escala 1:25000. El análisis de las estructuras tectónicas en el área de estudio debe realizarse con base en la descripción e integración de los elementos y sistemas estructurales identificados. Deben representarse cada uno de los elementos, conjuntos y sistemas estructurales registrados en cada estación, haciendo referencia al tipo de estructuras observadas.

3.2. MUESTREO GEOQUÍMICO – GASOMETRÍA. Las muestras de suelo o de gas tomadas deben permitir identificar áreas en superficie donde exista presencia de hidrocarburos indicativas de reservas hidrocarburíferas profundas a partir del estudio de gasometría por las técnicas de cromatografía gaseosa, detección selectiva de masas e isótopos de Carbono. Los Resultados de esta prospección geoquímica deben ser entregados a la ANH como un anexo dentro del reporte final de operaciones al concluir el programa sísmico y deben incluir: o Identificación de componentes de gas en la gama del C1 al C12. o Identificación de las anomalías de primer, segundo y tercer grado. o Análisis de probabilidades de relación genética entre los resultados obtenidos y las acumulaciones de hidrocarburos en depósitos conocidos. o Integración de la información obtenida con la información geológica y geofísica.

3.3. PRODUCTOS A ENTREGAR

Toda la información deberá ser entregada de acuerdo a los parámetros estipulados en el manual de entrega de información vigente del EPIS. Los datos espaciales deberán estar referidos al sistema Magna-Sirgas, utilizando el geoide Geocol 2004, es decir, las mismas referencias del programa sísmico.

4. PROCESAMIENTO E INTERPRETACION DE LA INFORMACION DE

GRAVIMETRIA Y MAGNETOMETRIA ADQUIRIDA EN DESARROLLO DEL PROGRAMA SISMICO LINEA TRANSANDINA 4B 2D/09.


Procesamiento e interpretación de datos de datos de gravimetría


Procesamiento e interpretación de datos de datos de magnetometría



4.1. GENERALIDADES Antes de iniciar un trabajo de reducción, procesamiento e interpretación de la información de gravimetría y magnetometría adquirida en desarrollo del programa sísmico Línea Transandina 4B 2D/09, el contratista debe presentar a la Interventoría y por su intermedio a la ANH, una planeación del trabajo que se realizará, que incluya un cronograma de las actividades, metodologías de procesamiento e interpretación básica. El contratista debe ceñirse a los procedimientos que aquí se describen, cualquier cambio en éstos, debe ser discutido y aprobado por el supervisor de la ANH.

4.2. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES. El cronograma debe contener: - Nombre de la tarea a realizar. - Duración de la tarea. - Fecha de inicio. - Fecha de finalización. - Diagrama temporal.

4.3. GRAVIMETRÍA

4.3.1. REDUCCIÓN DE DATOS DE CAMPO Los datos de campo se reducen para obtener anomalías de Aire Libre, anomalías Simples de Bouguer y anomalías Completa de Bouguer. Los procedimientos, métodos y algoritmos utilizados para ello serán de total responsabilidad del contratista y sólo se considerarán aceptables aquellas estaciones para las cuales se sigan procedimientos de reducción aceptadas por ANH. Las definiciones que se dan a continuación no son exhaustivas de los procedimientos de reducción de datos gravimétricos y en caso de desacuerdos prevalecerá el criterio técnico.

Gravedad Teórica: Para los levantamientos de gravimetría que se efectúen para ANH, la gravedad teórica a utilizar será la dada por la "International Gravity Formula" de 1967, conocida como GRF 1967, cuya expresión es: gt = 978.03185 ( 1 + 0.005278895 sen2ᵠ - 0.000023462 sen4ᵠ) Gal Donde: gt = Gravedad Teórica sen ( ) = Seno trigonométrico ᵠ = Latitud geográfica de la estación.

Correcciones por elevación: Las correcciones necesarias debido a la elevación de la estación sobre el geoide de referencia. Las correcciones de elevación (ó correcciones de Bullard) son de tres tipos: o Corrección por Aire Libre: Se asumirá que para el territorio Nacional la corrección por aire libre es:

Δg = 2hga / R; Donde: Δg = Corrección por aire libre (elevación únicamente) h = Elevación de la estación ga = Valor de la gravedad a Nivel del Mar R = Radio de la Tierra


Para este caso, los valores a utilizar son: ga = 978.049 cm/s2 R = 6 378 388 m Lo que resulta en un Δg / h ≈ 0.3066 mGal/m

o Corrección de Bouguer (placa): Busca tener en cuenta el efecto de la roca presente entre la estación y el nivel de referencia de la gravedad teórica. Se empleará la fórmula reducida del escalón que es:

Δgb = 2.π.G.σ Donde: Δgb = Corrección de Bouguer π = Constante (3.141592) G = Constante de Gravitación Universal σ = Densidad media de la roca presente entre el nivel de referencia y la estación.

o Corrección por curvatura: El propósito de ésta corrección es el de convertir la geometría de la lámina de Bouguer, de una lámina plana infinita a una capa esférica de espesor igual al de la altura del punto de observación y con un radio medido desde la estación de 166.7 Km (LaFehr, T.R., 1991a. An exact solution for the gravity curvature (Bullard B) correction, Geophysics, 56, 1179–1184.). Esta corrección se aplica cuando la longitud de la traversa es mayor a 2 grados de latitud o longitud.

Corrección por terreno: la corrección que es necesario introducir a fin de tener en cuenta el efecto de las masas de roca en exceso o defecto. A fin de conocer el efecto de estas masas, debe conocerse la topografía alrededor de la estación en un detalle que varía en forma inversa a la distancia de la estación. El cálculo de ésta corrección se debe realizar a partir de modelos digitales del terreno con la máxima precisión posible (30 m).

Densidad empleada en la reducción de datos: En las correcciones de Bouguer, de terreno, se utilizará una misma densidad de la roca, representativa del promedio de la masa total de roca presente entre la estación y el nivel de referencia (nivel del geoide). Esta es apenas una densidad óptima para reducción, y es diferente de las densidades a utilizar durante la interpretación. Para decidir una única densidad de reducción para todo el levantamiento se tendrán en cuenta los siguientes criterios:

o Información geológica: La información geológica existente para el área (mapas, núcleos de roca, registros de pozo, etc.), será utilizada para estimar los mejores promedios de densidad de roca, a partir de la litología, volumen aproximado de roca y propiedades petrofísicas (conocidas) de la masa de roca presente en el área. o Perfiles tipo Nettleton: En donde sea viable realizarlo, perfiles tipo Nettleton proporcionarán un estimativo de la densidad óptima de reducción, teniéndose en cuenta las limitaciones propias del método.


o Criterio geológico: A partir de los numerales anteriores, y adicionado con otras fuentes de información, tal como anotaciones de la libreta de campo acerca de la geología local, se decidirá con criterio geológico la densidad representativa de reducción de datos.

4.3.2. INFORMES Y REPORTES TÉCNICOS

4.3.2.1. Informe Final de Procesamiento. El informe final de procesamiento deberá incluir (pero no limitado a):

Resumen. Un resumen ejecutivo de los objetivos, metodología y resultados del levantamiento.

Parámetros, métodos y procedimientos. Parámetros, métodos y procedimientos de la adquisición de campo, incluyendo las pruebas de calibración del instrumento.

Análisis de deriva Instrumental. Análisis de deriva Instrumental, tanto en forma de tablas como digital. Deberán adjuntarse gráficos representativos de las pruebas de deriva instrumental, en donde se presente simultáneamente los valores observados (en mGal), los efectos de mareas correspondientes, y las tendencias de deriva instrumental.

Circuitos de adquisición. Cada circuito de adquisición será presentado en su propia tabla. El encabezado siempre contendrá el nombre del programa, la estación base a la que se amarra, línea o perfil, gravímetro empleado, operador y fecha. El archivo correspondiente digital, “circuito.txt” mostrará en forma tabular: número del circuito, fecha, perfil, hora, estación base, estación del circuito, lectura, mareas, deriva ó cierre y gravedad observada para cada estación.

Análisis de densidad para reducción. Además de lo especificado anteriormente, se presentarán tablas comparativas de densidades promedios, curvas tipo Nettleton para un rango suficiente de densidades y toda la información técnica necesaria para soportar esta información. Adicionalmente se presentará una tabla comparativa de la Anomalía Completa de Bouguer para un rango suficiente de densidades.

Métodos-Algoritmos. Descripción de los métodos y algoritmos (identificando la fuente) y fórmulas utilizadas para la reducción de los datos. Deberá presentarse en forma análoga y en forma digital (Tabla “anomalia.txt”), una tabla que incluya:

o Referencia de la Traversa o Número de la Estación o Latitud o Longitud o Coordenada Este o Coordenada Norte o Elevación (metros) o Gravedad Teórica o Gravedad Observada o Corrección de aire Libre o Corrección de Bouguer o Corrección de terreno o Anomalía Completa de Bouguer o Anomalía Regional. o Anomalía Residual.


Análisis estadísticos. Análisis estadístico de errores de cierres, repeticiones internas, repeticiones externas y repetitividad de la información.

Perfiles. Perfiles a escala de: o Topografía de las traversas y Gravedad Observada. o Topografía de las traversas y Anomalía Simple de Bouguer. o Topografía de las Traversas y Anomalía Completa de Bouguer. o Anomalía Completa de Bouguer. o Anomalía Regional. o Anomalía Residual.

Mapas. En donde sea práctico debido a la distribución en el área y a la densidad de muestreo se deben presentar mapas y figuras claras de:

o Topografía, mapeada de datos digitalizados. o Mapa de localización de estaciones. o Mapas y perfiles de basamento. o Mapa de Gravedad Observada. o Mapa de Anomalía Simple de Bouguer. o Mapa de Anomalía Completa de Bouguer para la densidad de reducción. o Mapa de Anomalía Completa de Bouguer para una densidad de 2.67 g/c3. o Mapa de Anomalía Regional. o Mapa de Anomalía Residual. o Mapas de interpretación.

Los mapas y figuras, anexos, etc. que contengan los informes técnicos deberán ceñirse a las normas de presentación señaladas para la información sísmica.

Sistemas de Proyección. Los gráficos, mapas y figuras se deben presentar en coordenadas planas. Se debe utilizar el mismo sistema de coordenadas descrito para las líneas sísmicas.

4.3.2.2. Informe Final de Interpretación. El Informe Final de Interpretación deberá contener como mínimo:

Interpretación de errores de cierre, calidad del levantamiento y aspectos operativos.

Interpretación cualitativa de los resultados, incluyendo información de (pero no limitado a):

o Tendencia general de anomalías. o Anomalías de interés exploratorio. o Tendencias de la información en superficie: lineamientos, rumbos preferenciales, gradientes etc. o Anomalías explicables por factores externos.

Interpretación cuantitativa de los resultados, incluyendo información de (pero no reducido a):

o Separación de una anomalía regional y obtención de la anomalía residual.


o Densidad de las distintas unidades litológicas presentes en el área, a partir de los resultados de campo y oficina. o Modelos en dos dimensiones, con sentido geológico, cuya respuesta gravimétrica refleje en forma exitosa la gravedad observada para la traversa correspondiente. En el modelamiento tipo Talwani 2-D y/o 2½ - D, deberá incluirse la topografía como primera interfase de cálculo, teniéndose en cuenta la densidad utilizada para la reducción de los datos.

El supervisor de la ANH prestará la colaboración necesaria para que el Consultor tenga acceso a la información geológica, geofísica etc. suplementaria que permita reducir el nivel de ambigüedad en la interpretación.

El Consultor se compromete a manejar dicha información, conforme a las reglas de la ética profesional, dentro de la Ley Colombiana.

El Informe final de Interpretación debe incluir un capítulo de conclusiones, en donde se incluya además de los resultados geológicos del análisis de la información, las posibles hipótesis de trabajo que sean meritorias de explorarse técnicamente por la ANH. Adicionalmente, si considera conveniente el consultor podrá plantear sus recomendaciones acerca de la utilización de los resultados, seguimiento de los mismos o posibles directrices de exploración.

4.4. MAGNETOMETRÍA

4.4.1. REDUCCIÓN DE DATOS DE CAMPO A partir de los datos de campo se deben encontrar, anomalías regionales, anomalías residuales y campo magnético reducido al polo. Los procedimientos, métodos y algoritmos utilizados, serán de total responsabilidad del contratista y sólo se considerarán aceptables aquellas estaciones para las cuales se sigan procedimientos de reducción aceptadas por ANH.

IGRFG. Como referencia se usará la última versión del modelo geomagnético internacional IGRF, (Página Web de la NASA - Dominio público).

Correcciones. A las medidas realizadas en cada estación, se les debe hacer las siguientes correcciones:

o Corrección por variación diurna. o Ajuste de cierre de ciclo.

Campo magnético total observado.

Se obtiene al aplicar las correcciones de variación diurna y ajuste de ciclo a los valores medidos en campo.

Susceptibilidad magnética. Para elegir la susceptibilidad representativa de cada sector, se tienen en cuenta los siguientes criterios:

o Información geológica: La información geológica existente para el área (mapas, núcleos de roca, registros de pozo, etc.), será utilizada para estimar los mejores valores de susceptibilidad de las


rocas, a partir de la litología, volumen aproximado de roca y propiedades petrofísicas.

4.4.2. INFORMES Y REPORTES TÉCNICOS

4.4.2.1. Informe Final de Procesamiento. El informe final de procesamiento deberá incluir (pero no limitado a):

Resumen. Un resumen ejecutivo de los objetivos, metodología y resultados del levantamiento.

Parámetros, métodos y procedimientos. Parámetros, métodos y procedimientos de la adquisición de información de campo, incluyendo las pruebas de calibración del instrumento.

Análisis de la variación diurna Instrumental medida en los cambios de base.

Análisis de variación diurna, tanto en forma de tablas como digital. Deberán adjuntarse gráficos representativos de las pruebas de variación diurna, en donde se presente simultáneamente los valores de campo magnético total observado (en nT), y los efectos de tormentas magnéticas si ocurrieron, el contratista deberá entregar los listados de información y ubicación correspondiente a la red de estaciones base.

Circuitos de adquisición. Cada circuito de adquisición será presentado en su propia tabla. El encabezado siempre contendrá el nombre del programa, la estación base a la que se amarra, línea o perfil, magnetómetro empleado, operador y fecha. El archivo correspondiente digital, “circuito.txt” mostrará en forma de tabla el número del circuito, fecha, perfil, hora, estación base, estación del circuito, lectura, variación diurna, error de cierre y campo magnético total observado.

Métodos - algoritmos. Descripción de los métodos y algoritmos (identificando la fuente) y fórmulas utilizadas para la reducción de los datos.

Resultados: Se presentará en forma análoga y en forma digital (Tabla “anomalia.txt”), una tabla que incluya:

o o Referencia de la Traversa. o o Código de la Estación. o o Latitud. o o Longitud. o o Coordenada Este. o o Coordenada Norte. o o Elevación (metros). o o Campo Magnético Total generado por el modelo para el campo

magnético de la tierra IGRF. o o Campo Magnético Total Observado.

Análisis estadísticos. Análisis estadístico de errores de cierres, repeticiones internas, repeticiones externas y repetibilidad de la información.

Perfiles.

Perfiles a escala de: o Perfil de Topografía de las traversas y de Campo Magnético Total

Observado. o Perfil de Anomalías de Campo Magnético Total. o Perfil de Anomalías Regionales. o Perfil de Anomalías Residuales.


Mapas.

En donde sea posible teniendo en cuenta la distribución de información en el área y a la densidad de muestreo, se deben presentar mapas de:

o Mapa Topográfico de la zona. o Mapa de localización de estaciones magnéticas. o Mapas y perfiles de basamento. o Mapa de Campo Magnético Total Observado. o Mapa de Anomalías de Campo Magnético Total. o Mapa de Anomalías Magnéticas Regionales. o Mapa Anomalías Magnéticas Residuales. o Mapas de interpretación.

Los mapas y figuras, anexos, que contengan los informes técnicos deberán ceñirse a las normas de presentación señaladas para la información sísmica.

Sistemas de Proyección. Los gráficos, mapas y figuras se deben presentar en coordenadas planas. Se debe utilizar el mismo sistema de coordenadas descrito para las líneas sísmicas.

4.4.2.2. Informe Final de Interpretación. El Informe Final de Interpretación deberá contener como mínimo:

Interpretación de errores de cierre, calidad de la información del levantamiento y aspectos operativos e Interpretación cualitativa de los resultados, incluyendo información de (pero no limitado a):

o Tendencia general de anomalías y gradientes. o Anomalías de interés exploratorio. o Tendencias de la información en superficie como lineamientos y rumbos preferenciales. o Anomalías explicables por factores externos.

Interpretación cuantitativa de los resultados, incluyendo información de (pero no reducido a):

o Separación de anomalías regionales y anomalías residuales. o Susceptibilidad magnética de las distintas unidades litológicas presentes en el área, a partir de los resultados de campo. o Modelos en dos dimensiones, simples y con sentido geológico, cuya respuesta magnética refleje en forma exitosa el Campo Magnético Total Observado para la traversa correspondiente. En el modelamiento tipo Talwani 2-D y 2½ - D, deberá incluirse la topografía como primera interfase de cálculo, teniéndose en cuenta la susceptibilidad observada en campo.

El Consultor se compromete a manejar dicha información conforme a las reglas de la ética profesional, dentro de la ley Colombiana.

El Informe final de Interpretación deberá incluir un capítulo de conclusiones, en donde se incluya además de los resultados geológicos del análisis de la información, las posibles hipótesis de trabajo que sean meritorias de explorarse técnicamente por la ANH. Adicionalmente, si considera conveniente el consultor podrá plantear sus recomendaciones acerca de la


utilización de los resultados, seguimiento de los mismos o posibles directrices de exploración.

5. ORGANIZACIÓN Y ENTREGA DE LA INFORMACION ADQUIRIDA EN

DESARROLLO DEL PROGRAMA SISMICO LINEA TRANSANDINA 4B 2D/09 AL CENTRO DE RECEPCION DE LA INFORMACION EPIS.


Organización y entrega de la información adquirida en desarrollo del

Programa Sísmico Línea Transandina 4B 2D/09 al Centro de Recepción de

la Información EPIS Global

Revisar, editar, organizar y entregar todos los informes y productos finales generados a lo largo del desarrollo del Programa Sísmico Línea Transandina 4B 2D/09, organizar y compilar la información encontrada en los informes generados durante la ejecución de los contratos 2110666 y 2110799, así como los que se generarán derivados del presente contrato. Esta información se debe enviar al Centro de Recepción del EPIS de acuerdo con los lineamientos establecidos en el manual de entrega de información petrolera vigente – que el oferente declara conocer – y la Ley General de Archivos, y suministrar a la ANH copias de las cartas que atestigüen recibo y la aprobación de dicho material en la entidad correspondiente. Para la información enviada a otras entidades se deberán cumplir los parámetros de entrega que éstas establezcan.

documento tÉcnico para el desarrollo del procesamiento e interpretaciÓn de … · 2014-03-14 ·...

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