Caracterización 3D de yacimientos de oro y cobre — anomalías, profundidades y volúmenes detectados sin un solo sondaje físico.
Ver casos de minería →Reservas de hidrocarburos delineadas de forma remota — anticlinales, niveles trampa y volúmenes de interés comercial, sin perforación exploratoria.
Ver caso de petróleo y gas ↓Acuíferos, niveles freáticos y reservas de agua subterránea cartografiados desde superficie, con resolución de profundidad y volumen.
Ver casos de agua →Cuando Innoson Oil & Gas obtuvo la operación del Bloque 2020a en la frontera costa afuera de Sierra Leona, gemelo conjugado de la cuenca de Guyana, no tenía dos años para una campaña sísmica clásica. Los 11.000 km² (4.247 mi²) de área de estudio se caracterizaron en un trimestre, se identificaron 16 prospectos y leads en cinco clústeres, y el mapa resultante fue convertido por Ryder Scott en un CPR P50 de 8,4 TCF de gas y 234 MMbbl de condensado.
Innoson Oil & Gas Ltd —operador independiente del Golfo de Guinea— obtuvo en 2020-2021 la operatoría del Bloque 2020a en la plataforma costa afuera de Sierra Leona. La concesión cubre 8.035 km² (3.102 mi²) en aguas de 600 a 1.000 m (1.970 a 3.280 pies) de profundidad, sobre un margen pasivo atlántico que la reconstrucción tectónica permite encajar con la cuenca de Guyana —donde se han confirmado 9 Bbbl de reservas y se proyectan hasta 15 Bbbl.
El programa Inside Earth cubrió un área de estudio de 11.000 km² (4.247 mi²) —el bloque más una franja de margen— con un plazo de ejecución de 3 meses. La metodología combinó tres etapas ERS (Earth Remote Sensing): reconocimiento satelital multibanda, procesado RMN de delineación, y un levantamiento de campo DHI de sondeo profundo. Ryder Scott Company (Houston) actuó como asesor técnico independiente y emitió el CPR de recursos prospectivos.
Hace dos décadas, los grandes hallazgos de hidrocarburos en África Occidental y Ecuatorial reorientaron la atención exploratoria hacia los márgenes conjugados del Atlántico Sur. La cuenca de Guyana, en el norte de Sudamérica, ha pasado a ser una de las cuencas más prolíficas del mundo: 9 Bbbl de reservas confirmadas y un potencial satélite estimado de hasta 15 Bbbl.
Sierra Leona, con más de 400 km (249 mi) de costa atlántica, se reconstruye tectónicamente ajustándose con precisión a la cuenca de Guyana. Es, geológicamente hablando, su gemelo oriental — con análogos estratigráficos y estructurales que sustentan un interés exploratorio de primer orden.
El dominio costa afuera de Sierra Leona está bien cubierto por sísmica 2D y 3D y confirma un sistema petrolero maduro en la sección profunda. El reto no era de prospectividad regional, sino de caracterización por bloque: identificar dónde, a qué profundidad y con qué fluido están los reservorios dentro del Bloque 2020a.
Los datos son de carácter ilustrativo.
Innoson Oil & Gas planteó el programa con tres condiciones: cubrir 11.000 km² (4.247 mi²) en una sola pasada, mantener el plazo de ejecución en torno a un trimestre, y contar con auditoría independiente Ryder Scott sobre los volúmenes resultantes.
Se ejecutó un flujo de trabajo ERS de tres etapas: reconocimiento satelital multisensor, procesado RMN de delineación, y un levantamiento de campo DHI de sondeo profundo en las zonas anómalas. La integración con la sísmica heredada permitió comprar únicamente 1.000 km (621 mi) de líneas 2D (de los 4.000 km / 2.485 mi disponibles), focalizadas sobre las anomalías ya delineadas.
El resultado fue una caracterización completa del bloque —16 prospectos y leads en 5 clústeres: Sena, Lauda, Piquet, Fangio, Jupiter— con techo medio de reservorio a -2.700 m (-8.860 pies) TVDSS, espesores de 180 a 240 m (591 a 787 pies), y trampas de origen tectónico-estratigráfico.
El flujo de trabajo ERS aplicado al Bloque 2020a es secuencial: cada etapa cualifica o descarta la siguiente y aporta una capa adicional de información sobre las anomalías de hidrocarburos. Las decisiones de inversión sísmica y de perforación se adoptan al final, sobre la base de evidencia combinada remota y sísmica.
Series temporales, imagen multiespectral e hiperespectral procesadas para extraer reflectancia espectral, identificar elementos y detectar procesos —incluyendo trazas de fallas tectónicas— mediante visible, ultravioleta, infrarrojo y radar sobre los 11.000 km² (4.247 mi²). Esta etapa cualifica o descarta el área para investigación posterior.
Cualifica el áreaEl conjunto de datos multisensor de alta resolución se procesa para filtrar ruido y amplificar las señales anómalas indicativas de acumulación de hidrocarburos. La precisión de delineación se logra con el tratamiento por radiación de imagen analógica y la firma de resonancia magnética nuclear (RMN) del recurso muestra. Salida: 5 clústeres anómalos · 16 prospectos/leads.
Delinea y jerarquizaEl procesado RMN sobre la imagen multisensor reveló cinco zonas anómalas claramente definidas dentro del Bloque 2020a. La sísmica preexistente, adquirida únicamente sobre esas zonas, confirmó las anomalías como bright spots y aportó la geometría estructural de las trampas.
Al margen de las coordenadas del polígono, no se facilitaron muestras de petróleo, datos de composición química ni información de pozo. El procesado de imagen y la RMN identificaron, no obstante, cinco agrupaciones anómalas claras —Sena, Lauda, Piquet, Fangio, Jupiter— que reúnen los 16 prospectos y leads del bloque.
Vista esquemática en planta del bloque con los 5 clústeres anómalos (representación proxy). El color codifica el fluido dominante por clúster.
Las anomalías guiaron la selección de líneas sísmicas heredadas 2D que atravesaban las zonas. En lugar de adquirir el conjunto de datos completo de ~4.000 km (~2.485 mi), Innoson compró únicamente 1.000 km (621 mi) sobre las zonas anómalas — un 75 % menos de área sísmica con interpretación equivalente.
La interpretación estructural sobre esas líneas reveló trampas de origen tectónico-estratigráfico. El análisis de velocidades confirmó las anomalías RMN como bright spots, y la migración Kirchhoff pre-stack mostró el contacto gas-fluido y la caída local de velocidad de intervalo previstos.
| Tipo de trampa | Tectónica / estratigráfica |
| Área (una de las trampas) | 178 km² (68,7 mi²) |
| Profundidad de agua | 600 — 1.000 m (1.970 — 3.280 pies) |
| Techo de reservorio (TVDSS) | -2.700 m (-8.860 pies) promedio |
| Espesor de reservorio | 180 — 240 m (591 — 787 pies) |
| Amplitud estructural | 1.460 m (4.790 pies) |
| Sísmica adquirida | 1.000 km (621 mi) · 75 % menos |
Reconstrucción tridimensional de los 16 prospectos y leads identificados por Inside Earth y certificados por Ryder Scott (CPR enero 2022). Las cinco agrupaciones —Sena, Lauda, Piquet, Fangio, Jupiter— se sitúan en torno a la profundidad media de reservorio de -2.700 m (-8.860 pies) TVDSS, con espesores documentados de 180 a 240 m (591 a 787 pies) y amplitud estructural de 1.460 m (4.790 pies). Coloreado por fluido dominante. Eje Z exagerado ×8 para legibilidad.
Los datos son de carácter ilustrativo.
Sobre los hallazgos delineados por Inside Earth en el Bloque 2020a, Ryder Scott Company —firma independiente de consultoría petrolera en actividad desde 1937 y ampliamente utilizada en la certificación de reservas— emitió en enero de 2022 el Competent Person Report de recursos prospectivos atribuibles a la concesión.
El Competent Person Report de Ryder Scott confirmó los 16 prospectos y leads identificados, organizados en los cinco clústeres —Sena, Lauda, Piquet, Fangio y Jupiter— y emitió la estimación P50 (mediana) de recursos prospectivos atribuibles al licenciatario costa afuera de Sierra Leona.
El documento, fechado a 1 de enero de 2022 y firmado por Stephen T. Phillips, Tosin Famurewa y Olga Logvinova, sitúa el inventario en 8,4 TCF de gas y 234 MMbbl de petróleo en escenario mediano de recursos recuperables. Es el documento técnico de referencia que sostiene las negociaciones farm-in actuales del bloque.
Cerrado el inventario de gas y condensado certificado por Ryder Scott, se ejecutó la etapa de levantamiento de campo ERS (DHI) sobre los clústeres susceptibles de contener petróleo. El sondeo profundo RMN, complementado con mediciones electromagnéticas puntuales, reveló un volumen agregado de petróleo, en categoría de recurso prospectivo, superior a la estimación previa al levantamiento.
Volumen agregado de petróleo en categoría de recurso prospectivo identificado por el estudio DHI sobre los dos clústeres de leads Fangio y Jupiter del Bloque 2020a.
El DHI (Direct Hydrocarbon Indicator) es el método ERS III: ondas moduladas en frecuencia de resonancia que disparan respuesta RMN única del objetivo a profundidad, captadas por receptores en superficie. Es la etapa orientada a reducir el riesgo de pozo seco.
El cliente partía de un área asignada superior a 8.000 km² (3.089 mi²), un plazo estimado de exploración de dos años, y un coste de adquisición sísmica por encima de 5.000 USD/km. La integración del flujo de trabajo de Inside Earth comprimió todas estas variables a la vez.
Sísmica adquirida únicamente sobre las zonas anómalas IE — 1.000 km (— 621 mi) de líneas 2D en lugar de los 4.000 km (2.485 mi) del conjunto de datos disponible.
Plazo de ejecución de 3 meses para caracterizar los 11.000 km² (4.247 mi²), frente a la planificación inicial de dos años de un programa exploratorio convencional.
Reducción combinada del coste sísmico, del plazo de ejecución y de la exposición a pozos secos — respecto al plan inicial del operador para el bloque.
Emisiones de carbono evitadas por reducción de las operaciones sísmicas y de los desplazamientos asociados al programa de campo.
