REGISTRO SÓNICO

REGISTRO SÓNICO

Es una herramienta sónica consiste de un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Esto es conocido como tiempo de transito, delta t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de transito para una formación determinada depende de su litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios. El principio del registro sónico: consiste en la propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que está regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta del registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. En el cado de los registros de pozos, la pared y la rugosidad del agujero, las capas de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas. Registro sónico: Las herramientas de registro sónicas son unos delos instrumentos más utilizados para las evaluaciones de hoy en día Su uso no se limita ala evaluación de formaciones para la búsqueda dé aceite y gas, sino que se extiende hasta la evaluación de terminación del pozo así como del diseño del mismo. Las medidas acústicas se usaron por primera vez en un pozo en 1951 con el objetivo de determinar las velocidades acústicas de las formaciones, las cuales eran necesarias necesarias para convertir las medidas en tiempo de las señales sísmicas de exploración en medidas de profundidad.  Al poco tiempo se descubrió quelas señales de velocidad podían usarse para determinar la porosidad de las formaciones. De esta manera, las herramientas sónicas se convirtieron rápidamente en instrumentación indispensable para la determinación de presencia y cantidad de hidrocarburos en las formaciones. Las mediciones acústicas se basan en La transmisión de energía a través de pulsos depresión. El perfil de velocidades un registro en función dela profundidad, del tiempo requerido por una onda de sonido para atravesar una distancia determinada a través de las formaciones alrededor. Este fue el primer esquema de diseño de la herramienta de registros sónicos en donde se encontraba un transmisor 

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(rojo) que hacia llegar una señal acústica al receptor (azul) que se encontraba a una distancia conocida. Las medidas de tiempo de recorrido de la señal desde el transmisor al receptor  único presentaron muchos problemas tanto operacionales como de interpretación. 2. El Registro Acústico, se basa en la transmisión y recepción de señal de forma senoidal emitidos por transductores sonoros de alta frecuencia. Con lo cual por medio de cálculos del tiempo de tránsito del sonido, entre el transmisor  y el receptor, nos va a proporcionar datos del grado de porosidad, del yacimiento de interés. Posteriormente se comparan esos datos con tablas de valores del registro de neutrón para proporcionar información más aproximada de porosidad. Sin embargo al encontrarse con paquetes de gas, el registro acústico es poco confiable puesto que el sonido no viaja de igual manera en este medio. En tal caso se tomará un registro nuclear por ser de mayor  confiabilidad. Los registros acústicos más usados son: a). Sónico de Porosidad b). Sónico de Cementación c). Sónico Digital d). Sónico Bipolar  a). Sónico de Porosidad. Su principio acústico es usado en un pozo sin tubería, es decir, sobre la litología. Al pasar por calizas, arenas, etc. Cambia su velocidad de recepción. b). Sónico de Cementación. Se utiliza para pozos ya entubados y el principio lo utiliza para verificar la fijación o los vacíos entre el cemento, la tubería de revestimiento y la formación. c) . Sónico Digital. La forma en que trabaja, el tipo de transmisión de datos es diferente, las pérdidas por el cable y por frecuencia o ruidos, se eliminan, es decir no hay error en la información. d). Sónico Bipolar. Como su nombre lo indica contiene dos polos, las características de los transmisores son diferentes. Este tipo contiene más receptores y por tanto pueden determinar otro tipo de parámetros por medio de

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El registro sónico es simplemente un registro del tiempo de tránsito, t, requerido para que una onda de sonido atraviese un pie de formación. El intervalo de tiempo de tránsito para una formación dada, depende de su litología y porosidad. De la lectura del registro se obtiene directamente el valor de porosidad en fracción o porcentaje. Wyllie y Cols propusieron para formaciones limpias y consolidadas con poros pequeños uniformemente distribuidos, la siguiente

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PRINCIPIO DE MEDICION La sonda del perfil sonico consiste en general, de uno o dos transmisores y varios receptores colocados a distancia variables, segun el tipo de herramienta usada. El transmisor emite pulsos sonoros a razon de 10 pulsos por segundo hacia la formacion, los cuales generan ondas que se desplazan en la formacion y en el lodo. como el sonido viaja mas rapidamente en los solidos de la formación que en el lodo, las ondas que viajan a traves de ellas llegaran a los receptores antes que los que viajan por el lodo. La llegada de la primera onda acustica a cada receptor, pone en funcionamiento un sistema de respuesta que registra el tiempo que tarda la onda en llegar de uno a otro receptor. El primer  tipo de herramienta usada constaba de un transmisor y tres receptores colocados a 3, 4 y 6’ del transmisor. En la actualidad, se utiliza un sistema

integrado por dos transmisores y cuatro receptores colocados entre si, lo que permite compensar las lecturas por el efecto de las irregularidades en las medidas del hoy Registros Sónicos (BHC) Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las sondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas. Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayores la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda. La unidad de medidaes el seg/m (100  – 500) ó el seg/pie (40  – 240) Efectos del Gas en el Perfil Sónico Si la formación se encuentra saturada de gas, el tiempo de tránsito de las ondas dentro de la formación será mayor, debido a que la densidad del gas es menor que lado otros fluidos, debido a que una formación saturada de gas presenta velocidades menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por  lo tanto la curva de BHC se desviará hacia la izquierda . Ley de Velocidad Única Para disminuir la ambigüedad en la relación tiempo  – profundidad se debe obtener una ley de velocidad única. Esto se logra calibrando o ajustando el perfil sónico con el registro del tiempo de arribo de la onda "D" directa a distintas profundidades, elegidas de forma tal que permitan dividir al sónico en zonas donde el carácter del perfil es más o menos constante.

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En el gráfico, sobre los perfiles de un pozo de la Cuenca del Golfo San Jorge pueden verse las posiciones elegidas para este registro de sísmica de pozo conocido como "Prueba de velocidad" (WSS), como así también la magnitud del ajuste del perfil sónico al aplicar el proceso de calibración. Calibrar el perfil sónico, puede definirse como un proceso capaz de conferirle un carácter "sísmico", es decir el de un registro en zona virgen de una señal sísmica cuyo contenido de frecuencias está habitualmente en la banda de 10 a 100 Hz, sin quitarle las ventajas de su alta resolución. Esto permite, en definitiva, contar con una ley de velocidad prácticamente continua, una muestra cada dos milisegundos de tiempo doble, y por ende con una transformación tiempo  – profundidad de alta resolución. El método clásico de calibración pasa por aplicar al perfil sónico las correcciones indicadas por una curva de "drift" obtenida a partir del análisis de las diferencias entre los tiempos registrados mediante la prueba de velocidad y los correspondientes obtenidos del tiempo de tránsito integrado (TTI) del perfil sónico. DRIFT = T sismico – T sonico = T wiss - TTI Estos "puntos de drift" aparecen graficados para su análisis con círculos pequeños, conjuntamente con el perfil de velocidades interválicas obtenido de la prueba de velocidad y el sónico correspondiente, registrados en un pozo de la Cuenca Noroeste. Calibración del perfil sónico: construcción de la curva de Drift El análisis cuidadoso de éstos datos permite concluir que, estrictamente hablando, la prueba de velocidad no calibra al sónico, pues en realidad se trata de un proceso interactivo. Si se aplicara sin dudar el drift positivo que se observa entre 3175 y 3202 metros, debería efectuarse una corrección en bloque de 55 us/ft resultando el "sónico corregido" que se indica en el gráfico. La simple aplicación del sentido común indica que éste no es un resultado aceptable pues resulta más razonable admitir un error de +/- 2 ms en los

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De haber un error en la curva de drift el sónico corregido estaría afectado en la misma proporción. Por esta razón la investigación en este campo se ha propuesto minimizar la probabilidad de error desarrollando una técnica menos subjetiva: el método de calibración de sónico por modelado 2D iterativo llamado " Calife". Este nuevo método hace uso de las técnicas de partición en bloques ("squaring" o "zoning") utilizadas para identificación de litofacies. Estas permiten dividir el perfil en zonas donde sus lecturas varían suavemente. En el caso del perfil sónico, estas zonas, también llamadas bloques, pueden verse como estratos de velocidad constante. La metodología empleada para calibrar el sónico es la siguiente: • Se toma como solución inicial un modelo de estratificación en capas planas,

definido por el sónico en bloques, siendo cada bloque un estrato. El analista tiene control sobre la zonificación del sónico a través del parámetro "DIV", cuanto mayor es el valor de éste, menor es la dispersión admitida para los valores del sónico dentro de cada bloque, menor el tamaño de cada bloque y mayor la discretización del sónico. CALIFE: zonificación del perfil sónico • Se estiman con este modelo, para cada fuente – receptor, los tiempos de

arribo directo mediante un trazado t razado de rayos. • Se calculan las diferencias (drift) entre esos ti empos y los medidos en el

registro de campo CALIFE: calibración iterativa, solución inicial • Se modifica el modelo inicial iterativamente, cambiando las velocidades

interválicas definidas para cada bloque del sónico, hasta que las diferencias entre los tiempos sintéticos y los registrados sean tan pequeñas como se desee.

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determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del iempo de tránsito de las ondas (t).Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es lavelocidad, y por lo tanto, mayores la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierd Perfil Sónico Registro continuo del tiempo versus la profundidad que necesita una onda compresional para atravesar una distancia dada de la formación inmediatamente adyacente al pozo. Medición basica del perfil Tiempo de transito: tc= 106/v v = velocidad pie/seg tc = tiempo de tránsito en μseg/pie Tipos de sistemas de perfilajes *Receptor simple. Transmisor / receptor  *Receptor dual. Transmisor y dos receptores *Sistema compensado. Dos transmisores y dos pares de receptores.  Aplicaciones del perfil sónico compensado compensado *Determinación de porosidad intergranular y secundaria *Litología *Correlación de formaciones por variación de VC

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t, de una onda acústica en la formación, en

seg/ft (microsegundos por pie)generalmente presentado en las pista 2 y 3, en escalas de 40 a 140

seg/ft, con nemónico DT;para ello un transmisor de la herramienta genera una onda que se propaga por el lodo, alcanzalas paredes del pozo y continúa propagándose por ellas. Los efectos de esta propagación sondetectados por  dos receptores en la herramienta de perfilaje, generalmente de 3 a 5 pies deltransmisor; la diferencia de tiempos observada ( medidos desde el momento del disparo deltransmisor) dividida por los dos pies que separa los transmisores, determinan el tiempo detransito de la f ormación. 4.5.1.1.- Principios de la medición: Existen dos tipos principales de propagación de la energía acústica en un medio sólido quepueden ser registrados por la herramienta de perfilaje: las ondas compresionales, tambiéndenominadas "ondas P" y las de cizallamiento, también denominadas "ondas S" o "Shearwaves".Las ondas compresionales son las propagadas por el movimiento de las partículas del mediooscilando en dirección de propagación de la onda; las ondas de cizallamiento son laspropagadas por el movimiento de las partículas del medio oscilando en dirección perpendiculara la de propagación de la ondaos tipos de propagación de las ondas acústicas son las Ondas Rayleigh y las OndasStoneley.La onda Rayleigh se propaga en la interface lodo-formación, con una velocidad levementeinferior a la velocidad de la onda "shear" y se atenúa rápidamente La Onda Stoneley se propaga en el lodo, por interacción entre el lodo y la formación; es unaenergía de baja frecuencia que sufre muy poca atenuación, facilitando su detección por laherramienta de perfilaje. 4.5.1.2.- Herramientas de perfilajes

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t de la formación, para el perfil BHC normal es el orden de 60 cm (2pies). 4.5.1.3.- Tiempo de Tránsito Integrado. El tiempo de tránsito

t de la formación puede integrarse a lo largo del pozo, comenzando enel fondo (sumando los resultados de multiplicar los

s/ft observados en cada pie de pozo por ladistancia de 1 pie considerada), con lo que se obtienen

s desde el fondo del pozo hastacualquier profundidad; los resultados se presentan como pulsos pequeños para cada 1 ms ypulsos grandes para cada 10 ms de "tiempo de tránsito integrado" o TTI("Transit-Time-Integrated").Estos datos son fundamentales para verificar la sísmica de superficie y para estos fines seprefiere una herramienta de sónico de espaciamiento largo por efectuar  una medida de mejorcalidad ya que, debido a su mayor profundidad de investigación, presenta menor riesgo demedir en la zona alterada por la perforación. 4.5.1.4.- Calculo de la porosidad a través del registro sónico Existen por lo menos dos ecuaciones de respuestas diferentes, ambas empíricas; esto significa, que existe una incerteza sobre la relación existente entre el

t medido y la porosidad de laformación. Esta ecuaciones so la Wyllie y la de

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t de la formación es la suma de los

t´Efectos ambientales No existe necesidad de aplicar correcciones por efectos ambientales al perfil sónico BHC; sinembargo, el perfil puede estar afectado por alteración de la formación en las proximidades de lapared del pozo, lo que altera el valor del tiempo de tránsito

t medido. Una herramienta desónico con espaciamiento largo genera un perfil prácticamente libre de este efecto. 4.5.1.6.- Otros factores que influencian inf luencian la medición Compactación: Generalmente se asume que las propiedades elásticas de las rocas sonindependientes de la compactación si la roca está sometida a una presión suficientemente alta(varios miles de psi); si la roca está sometida a presiones menores (por ejemplo formacionessomeras o formaciones con presiones anormales), el valor del tiempo de tránsito medido esmas alto que lo esperado, indicando valores de porosidad aparente mayores que la verdaderaporosidad. En estos casos puede estimarse la verdadera porosidad

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Efectos del pozo: El pozo debe estar lleno de fluido para que los receptores puedan detectar laenergía de sónico; cuando el nivel está bajo, la herramienta deja de registrar al salir por encimadel nivel. Otro efecto, que ocurre en pozos de diámetro grande, es la atenuación de laintensidad de la onda, lo que dificulta la detección por el transmisor tr ansmisor mas lejano y puede originar'"saltos de ciclos Perfil Sónico Compensado: Este perfil permitedeterminar la porosidad de la roca en los yacimientos y sebasa en la propagación de ondas sónicas. En su forma mássimple consta de transmisor que emite un impulso sónico yde un receptor que lo capta y lo transforma en tiempo, Dt,requerido por esta onda de sonido en recorrer un pie deformación. Perfíl Sónico de Espaciamiento Largo:Se utilizapara obtener lecturas y resolver  problemas defines sísmicos, ya que permite obtener valoresmás exactos de la velocidad acústica. Puede ser empleado para determinar la porosidad total através de mediciones del tiempo de tránsito t ránsito (Dt) Perfíl Sónico Digital:Eacústicos convencionales. stábasado en el registro del patrón de la onda en su forma totaly una técnica de procesamiento de dicha forma de onda. Enlugar de limitarse solo al registro de la onda compresional,esta técnica de procesamiento de formas de onda identificay analiza todas las ondas del tren de las mismas. Medianteeste perfíl se puede obtener lecturas de tiempo de tránsitode las ondas transversales o de cizallamiento(Dts), ademásde las ondas compresionales (Dtc) suministrada por  losperfilesEn la actualidad este registro es muy útil para el cálculo delas propiedades elásticas e inelásticas (GeomecánicasDinámicas) de la roca, así