Sísmica de Pozo y Prospeccion Acustica

Cátedra de Geofísica Aplicada, U.N.P.S.J.B., Chubut, Argentina. Tema 16 Prospección Acústica y Sísmica de Pozo

Chelotti, L., Acosta, N., Foster, M., 2009

PROSPECCIÓN ACÚSTICA Y SÍSMICA DE POZO

La acústica (del griego ἀκουστικός, auditivo) es la ciencia del sonido (del latín, sonitus). Los griegos Pitágoras en 550 a.C. y Aristóteles en 350 a.C. hicieron los primeros estudios sobre la naturaleza del sonido. Posteriormente, en el año 20 a.C., el arquitecto romano Vitruvio realizó algunas observaciones sobre fenómenos acústicos y aventuró hipótesis ingeniosas en relación con la reverberación y la interferencia. Muchos siglos después, en 1636, el matemático francés Marin Mersenne realizó medidas cuantitativas en relación con el sonido al hallar el tiempo de retorno de un eco y calcular con sólo un 10% de error el valor de la velocidad del sonido, así como la frecuencia de vibración de distintas cuerdas en relación con sus notas y tonos. Años después, en 1660, el irlandés Robert Boyle demostró que el sonido no se propaga en el vacío. Y el inglés Isaac Newton fue 1687 el primero en publicar un tratamiento matemático de los fenómenos acústicos, y durante el siglo XVIII los matemáticos franceses Jean d'Alembert y Joseph Lagrange así como los suizos Johann Bernoulli y Leonhard Euler contribuyeron al conocimiento del sonido, cuyo tratamiento matemático completo requiere del análisis armónico, desarrollado por el matemático francés Joseph Fourier en 1822 y aplicado luego en física por el alemán Georg Ohm hacia 1830. Posteriormente, en 1878, el inglés John Strutt (Lord Rayleigh) publicó “The Theory of Sound” con nuevas aportaciones al tema. Ondas sísmicas y ondas sonoras o acústicas difieren sólo en el rango de frecuencias involucradas: usualmente no mucho más de 100 Hz para las primeras y hasta 20 000 ó 30 000 Hz para las segundas (con más de 20 000 Hz caen fuera del espectro audible humano y son denominadas ultrasonidos, y debajo de 15 ciclos/s, subsonidos). .

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Sonar Lateral y de Substrato Fue Leonardo Da Vinci en 1490 el primero en emplear las ondas de sonido en el agua para, a través de un tubo sumergido, detectar la cercanía de barcos. Siglos después, tras el desastre del Titanic (1912), Lewis Richardson patentó en Inglaterra el primer ecolocalizador subácueo y fue el canadiense Reginald Fessenden, mediante un oscilador de 500 hz, quien primero utilizó esta técnica para localizar témpanos, en 1913. Este desarrollo fue mejorado en varios países durante la Primera Gran Guerra para detección y navegación submarina. El sonar (acrónimo de SOund Navigation And Ranging) es una herramienta acústica (sónica) empleada en lagos o mares para navegación, posicionamiento, comunicaciones y localización de cardúmenes. Emite ondas de ultrasonido y registra su tiempo de reflexión (viaje de ida y vuelta) que en base a la velocidad de las ondas en el agua (1500 m/s) permite el cálculo automático de distancias, tal como lo hacen ballenas y delfines. En el ámbito de las geociencias y también en otras disciplinas se utiliza el sonar para la obtención de imágenes acústicas en el fondo de cuerpos de agua. Se basa en la emisión de ondas de sonido y la recepción de sus reflexiones, las cuales tendrán una variación debida al tiempo de viaje (función de la distancia) y una variación de amplitudes, según los coeficientes de reflexión de las superficies reflectantes.

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Existen dos modalidades en uso: El Sonar Lateral (Side-scan Sonar) utilizado comercialmente desde la década de 1960, aunque había sido inventado hacia 1950 por el alemán Julius Hagemann (trabajando para la Marina estadounidense). Este sistema obtiene dos imágenes, una a cada lado del aparato emisor-receptor (el pescado o fish), las cuales permiten graficar las características acústicas del fondo marino o lacustre. Se emplean para geomorfología y sedimentología del lecho, búsqueda de barcos hundidos, etc. A la derecha esquema de adquisición de datos, imagen de un cono volcánico y batimetría mapeada.. Abajo, imagen doble de óndulas en un lecho arenoso, y una embarcación naufragada.

El Sonar de Substrato (Sub-bottom Sonar), de más reciente desarrollo, permite generar secciones acústicas verticales, de forma análoga a como lo hace la sísmica 2D o asimismo el Georradar, en este caso de poca profundidad bajo el lecho (raramente más de 100 metros) pero de gran resolución, es decir, mucho detalle, ya que permite discriminar capas de hasta unos 10 cm de espesor mínimo. Estas secciones permiten hacer estudios sedimentológicos o eventualmente estratigráficos de detalle, como también búsqueda de restos arqueológicos, etc. Abajo el pescado registrador y a la derecha una sección que muestra estratificación delgada.

Perfiles Acústicos de Pozo Una de las tareas fundamentales que realiza un intérprete sísmico es la de volcar la información obtenida de la perforación de un pozo sobre la sección o volumen sísmico que pasa por donde el pozo fue perforado. Su objetivo es obtener una relación clara entre los eventos sísmicos y geológicos. Esto le permite valerse de la sísmica de reflexión –2D ó 3D, registrada desde la superficie– para extrapolar lateralmente la información del pozo y elaborar mapas más confiables. Los perfiles sónicos (acústicos) y la sísmica de pozo son los métodos para lograr este objetivo. Mediciones Básicas con el Perfil Acústico o Sónico: La medición básica registrada por el perfil acústico es el tiempo de tránsito (los microsegundos que tomó en transitar la onda acústica un pie vertical de formación), que es una magnitud reciproca de la velocidad. La

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siguiente formula puede usarse para convertir tiempo de transito acústico en velocidad:

v = 3,048.105 / ∆t

(∆t es el tiempo de tránsito acústico en microsegundos/pie y v es la velocidad en m /segundo) El tiempo de tránsito registrado por un perfil sónico en un pozo está normalmente dentro del rango de 50 a 200 microsegundos /pie. Esto corresponde a velocidades en el orden de 6000 a 1500 m/s. Además de la curva del ∆t suelen indicarse los tiempos de tránsito integrados -es decir, la sumatoria por tramos- con marcas cada diez milisegundos al borde de la pista del perfil acústico. Una Ley de Velocidad de Pozo es una gráfica de profundidad (usualmente en ordenadas, con la boca de pozo arriba) versus tiempos de viaje de las ondas acústicas o bien de las sísmicas (en abscisas, normalmente desde izquierda a derecha). Es una información de uso cotidiano y, en su versión más económica, se la puede construir a partir de los tiempos de tránsito integrados que da un perfil sónico. La utilización de sísmica de pozo es una opción más cara, que veremos más adelante. Sistemas de Perfilaje Acústico: a) Receptor dual Se trata de una herramienta que emplea un transmisor monopolar (de onda P) y dos receptores. Este sistema mide sólo el tiempo empleado en el intervalo D, como se A ve en la figura a la derecha. Esto se logra tratando a T-R1 y T-R2 como dos B mediciones separadas de receptor simple y calculando su diferencia. Para T-R2 el tiempo registrado es la suma de los tiempos empleados para atravesar los intervalos A, B, D, E. similarmente el tiempo registrado para T-R1 C D representa los intervalos A, B y C. Si los intervalos C y E son iguales, la diferencia entre las dos mediciones es D. El espaciamiento entre R1 y R2 es siempre igual a la distancia representada por D, aun cuando sus posiciones E relativas con respecto a D pueden variar ligeramente debido a cambios en la refracción provocadas por cambios de velocidad en la formación. El único problema serio de un sistema de receptor dual es su comportamiento cuando los intervalos de tiempo desde los dos receptores hasta la formación son desiguales. Esto puede ser a causa de la inclinación de la herramienta dentro del sondeo o porque los transductores receptores pasan frente a una caverna. En cualquiera de estos casos el sistema indicará un tiempo de viaje erróneo a través de la formación porque C es significativamente diferente a E. En ausencia de estos fenómenos el sistema de receptor doble funciona bien y da resultados válidos de tiempo de tránsito de la formación. b) Sistemas compensados Para superar las dificultades causadas por diferentes tiempos de tránsito en el lodo hasta los dos receptores se ha desarrollado un sistema dual que efectivamente compensa esos errores, al promediar las lecturas en sentidos opuestos. El sistema usa transmisores y receptores dispuestos como se muestra aquí a la derecha. En este instrumento los transmisores superior e inferior (cada uno monopolar) simétricamente dispuestos disparan alternativamente. Los dos receptores envían a la superficie dos tandas de datos para ser promediados y de allí obtener el tiempo de tránsito en la formación. Cuando se encuentra un ensanchamiento o un adelgazamiento del pozo, o cuando la herramienta de alguna manera se inclina en el pozo, se eliminan los errores introducidos a causa de la diferencia de tiempo de transito en el lodo de cada uno de los sistemas de transmisor simple-receptor dual. Una inspección de A-A`, B-B` y C-C` muestra que los promedios de estas diferencias son iguales.

A

B C` C B`

A`

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Ejemplo Práctico El perfil de abajo nos indica que para la profundidad X1 una señal acústica (similar a la de sísmica de refracción-reflexión) tarda Y1 µs en recorrer 1 pie, y en la posición X2 tarda Y2 µs en recorrer 1 pie. Si se desea averiguar cuánto tarda la señal en atravesar la profundidad X1 – X2 será: T = [(Y2 + Y1) / 2] . (X2 – X1) Donde (Y2 + Y1) / 2 es el promedio de las mediciones en el segmento X1 – X2 Para el tramo X3 – X2 será: T = [(Y3 + Y2) / 2] . (X3 – X2) Y así sucesivamente para cada uno de los tramos en forma individual. Si quisiéramos saber el tiempo total que tarda la señal acústica en ir de X1 a X3 sería: T X1-X2 + TX3-X2 = TX3-X1 (Y2+Y1)/2 . (X2-X1) + (Y3+Y2)/2 . (X3-X2) = T X3-X1 Σ (Y n +1 + Yn / 2) . (X n+1 – Xn) = T X3-X1 K ∆x

T tot = K . ∆x

Ejemplo de integración del acústico: PROF. (mbbp)

∆T(µ µs/ft)

∆T medio

∆T(s/m)

V(m/s)

Prof-Tiempo(s)

200

100.50

100.6

0.000330052

3029.821074

0.0000503

200.1524

100.70

100.8

0.000330709

3023.809524

0.0001007

200.3048

100.90

100.8

0.000330709

3023.809524

0.0001511

200.4572

100.70

100.5

0.000329724

3032.835821

0.00020135

200.6096

100.30

100.1

0.000328412

3044.955045

0.0002514

200.762

99.90

100.3

0.000329068

3038.88335

0.00030155

200.9144

100.70

100.975

0.000331283

3018.568953

0.000352038

201.0668

101.25

101.525

0.000333087

3002.216203

0.0004028

201.2192

101.80

102.075

0.000334892

2986.039677

0.000453838

201.3716

102.35

102.625

0.000336696

2970.036541

0.00050515

201.524

102.90

102.9

0.000337598

2962.099125

0.0005566

A la derecha, tramo de perfil acústico, en el Flanco Sur de la cuenca Golfo San Jorge. El acústico, sirve para correlación entre pozos, análogamente a otros perfiles. Pero también es un perfil clásico de porosidad, porque en rocas porosas, fisuradas o con fluidos la velocidad es menor, al igual que frente a lutitas con materia orgánica. En cambio, resulta mayor en rocas más compactas, muy cementadas o con fuerte diagénesis. X1

X2

X3

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Perfil de Cemento: Imagen sónica del caño que entuba el sondeo y de las rocas de la pared, con el objetivo de discernir la presencia o eventual ausencia de cemento entre ambas. El fin es el de evaluar la efectividad de la operación de cementación para posteriormente definir sobre bases firmes las capas a punzar para evaluar potenciales capas productivas u otros trabajos de terminación. del pozo. En la figura siguiente de la izquierda se ven imágenes típicas antes y después de la inyección de cemento, en este segundo caso con una cementación muy pobre en el extremo derecho.

Imágenes Acústicas de pozo: Se obtienen con una herramienta de perfilaje acústico múltiple. Se registran numerosos perfiles sónicos (24 ó más) en todo el perímetro del pozo a fin de mapear cilíndricamente la variación de los tiempos de tránsito y de ahí las velocidades, e incluso las impedancias acústicas, de las rocas de la pared de pozo en todo el tramo de interés. Son imágenes alternativas o eventualmente complementarias de las obtenidas por el perfilaje de microrresistividad, vistas en el Tema 6,7,8b. Arriba a la derecha un ejemplo, comparado con la fotografía de un testigo-corona. Perfil Sónico Dipolar: Es un registro acústico con una herramienta de dos polos: emisores vecinos que generan ondas flexurales, asimilables a las ondas S, de modo que estas ondas pueden registrarse bien (ya que resultan pobres con fuentes monopolares). Además se registran las ondas P (de fuente monopolar) y las ondas de Stonley (o Tubo), generadas a partir de las P en el límite sólido-fluido, que al atenuarse dan información sobre fracturas atravesadas.

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Tal como puede verse en la figura precedente, los tradicionales transmisores monopolares permiten generar en las formaciones geológicas más compactas o rápidas los tres tipos de ondas que resultan de interés: compresionales, transversales y Stonley (ondas Tubo, aquí referidas como Fluid waves). Pero en formaciones lentas (poco consolidadas, porosas o muy fisuradas, en muchos casos reservorios) las ondas de corte reducen notablemente su amplitud. Es por esto que se desarrolló la herramienta dipolar, que genera una onda flexural, que se comporta como onda S pero tiene gran amplitud. La figura de abajo a la izquierda ilustra esquemáticamente estos transmisores. Disponer simultáneamente de las velocidades de las ondas primarias y secundarias permite hacer inferencias sobre los tipos de rocas y eventualmente la presencia de fluidos, dado que se puede proceder al cálculo de los módulos elásticos: Volumétrico: K = δ.Vp2 – 4/3 Vs2

Lamé: µ = δ.Vs2

Poisson: σ – (Vp/Vs)2 – 2 2

Young: E = 3Kµ / 3K+µ = 2µ (1 + σ)

2 (Vp/Vs) – 2

En la figura de la derecha podemos ver un registro de imágenes microrresistivas, junto con el calibre, el rayo gamma y la información que brindan las ondas de Stonley, a fin de identificar la presencia de fracturas que atraviesan el sondeo.

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También se ha diseñado una herramienta acústica dipolar doble (cross-dipole acoustic system), que posee dos dipolos orientados perpendicularmente entre sí, lo que da la posibilidad de registrar las ondas S en dos acimutes, tal como se esquematiza a la izquierda. Las ondas de corte viajan más rápido paralelamente a las fracturas y se ralentizan cuando deben atravesarlas. A la derecha se puede apreciar su potencial empleo para averiguar la orientación de las fracturas naturales, así como las hidráulicas y también el ovalamiento del pozo en función del campo de esfuerzos presente en el subsuelo.

A la izquierda la presentación de un perfil acústico dipolar a los fines de la ingeniería de la perforación, que muestra en las sucesivas pistas los datos del calibre del pozo, módulos elásticos, esfuerzos, caídas de la presión, densidad de lodo y litología.

Sismograma Sintético Como ya vimos en el Tema 15, cada sismograma registrado, conocido como traza sísmica S(t), resulta de la convolución de los coeficientes de reflexión F(t) con la ondícula G(t): S(t) = F (t) * G(t) Donde t es el tiempo empleado por la onda sísmica para recorrer el camino desde la fuente hasta las sucesivas interfaces reflectoras y desde ellas hasta los receptores. Un sismograma o traza sintética consiste en la imitación informática de ese proceso real. Para ello se debe disponer de la serie de coeficientes de reflexión, es decir de la sucesión de impedancias acústicas que permiten

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calcularlos. Y éstas pueden obtenerse a partir de perfiles de pozo de velocidad (sónico o acústico) y densidad (obtenido usualmente con una herramienta radiactiva o en casos específicos con gravímetro). En la práctica el dato siempre imprescindible es la velocidad -principal factor de la impedancia-, mientras que puede prescindirse del dato real de densidad en cuencas sin grandes contrastes litológicos, como es el caso de la cuenca Golfo San Jorge. En este caso se podría asignar una densidad (δ δ) media constante o bien aproximar mediante la b fórmula de Gardner et al (1974): δ = a .V (V es la velocidad de cada capa, a y b magnitudes empíricas; por ejemplo, a=0,3 y b=1/4 en clásticas) En cuencas como la Neuquina estas asunciones de la densidad podrían llevar a grandes errores, ya que se intercalan litologías muy diversas (clásticas, carbonáticas, evaporitas, etc.) no siendo válida una relación lineal entre densidad y velocidad. En cualquier caso, habiendo calculado la serie de coeficientes de reflexión, luego se procede a convolucionar con una ondícula (ya sea analítica o bien extraída de datos reales de sísmica de superficie) y se obtiene una traza sísmica en la posición del pozo, o sea que se aplica un proceso que simula la generación de una traza en subsuelo, como se ilustra a la izquierda. Esta traza sintética -habitualmente repetida unas 5 a 9 veces a los fines visuales- se correlaciona luego con la sísmica de superficie en el lugar del pozo y así se pueden identificar los eventos geológicos a través de los perfiles de pozo y analizar su existencia en la sísmica.

De izquierda a derecha: perfil sónico, serie de coeficientes de reflexión, perfil de resistividad, ondícula analítica, sección sísmica y sismograma sintético intercalado (en rojo)

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Sísmica de Pozo Nos vamos a referir ahora a los registros sísmicos reales en pozos. Un sismograma sintético, como vimos, si bien útil, no es verdadera sísmica. En sísmica de pozo generalmente la fuente se halla en superficie y un receptor (geófono, foto a la izquierda) dentro del pozo se va ubicando a profundidades previamente definidas desde el fondo hasta la superficie. Prueba de Velocidad (Checkshot Survey): Es el tipo de registro sísmico de pozo más antiguo y básico. En él las posiciones o estaciones de anclaje de la herramienta a distintas profundidades se definen observando los cambios de tendencia del perfil acústico previamente registrado en el mismo pozo, de forma tal de dividir al sónico en zonas donde el carácter del perfil es más o menos constante. En los raros casos en que el perfil sónico no ha sido registrado, puede recurrirse a un perfil de resistividades profundas, que suelen tener cierta proporcionalidad general con los perfiles de velocidad. Se hacen varios disparos de la fuente -o sea, varios registros- por cada profundidad de anclaje de la herramienta (que contiene al receptor) y luego se suman las señales para aumentar la relación señal/ruido. Se mide el tiempo de arribo de la onda directa a cada profundidad y se obtiene así una ley tiempo/profundidad, llamada Ley de Velocidad sísmica de pozo, tal como la ilustrada a la derecha mediante la curva que nos da las velocidades medias -calculables en cada punto en base a las escalas vertical y horizontal superior-. En este gráfico también se representan las velocidades interválicas computadas, cuya escala está en la horizontal inferior. Calibración del Perfil Sónico: Un sismograma sintético procesado sin ajuste sísmico será mucho mejor que no tener ninguno, pero casi siempre presentará efectos distorsivos por una o varias de las siguientes causas: -Cambios laterales de velocidad en la inmediatez del pozo, los que darán unas lecturas para el perfil sónico -el cual lee a menos de un metro desde la pared del pozo- que serán distintas que las de la sísmica de pozo -la cual promedia valores a varios metros de distancia-. Debido a esto, la traza sintética puede aparecer acortada o alargada en distintos tramos respecto a las trazas sísmicas de superficie del entorno del sondeo, dependiendo tales diferencias de cuán importantes sean esas variaciones laterales y en qué sentido se produzcan. -Condición del pozo, que hace que allí donde está más deteriorado (por la invasión del lodo, expansión de arcillas, cavernas, etc) dará lecturas de velocidad más bajas para el perfil acústico que para la sísmica, dado que esta última promedia a distancias mayores donde la alteración se torna insignificante. Por esta razón en los tramos de pozo en peor condición las velocidades acústicas son más lentas que las sísmicas. Esto generalmente se da en la parte más somera del sondeo, donde las rocas son menos competentes y la exposición a la circulación de lodo ha sido más prolongada. -Dispersión de ondas, es decir la dependencia de la velocidad registrada con la frecuencia de la fuente. Dado que la herramienta acústica emite energía a 20000 ó 30000 Hz y la sísmica a no más de 100 ó 140 Hz, las velocidades sísmicas resultan más lentas. Este fenómeno se da a lo largo de todo el pozo, pero se hace visible en los sectores donde la condición de pozo es buena -dado que no es contrarrestado por el efecto anteriormente explicado-, normalmente la parte más profunda del sondeo. La calibración del perfil sónico se logra ajustándolo con el registro de tiempo de primer arribo de la onda sísmica (onda directa) de la Prueba de Velocidad. El método clásico de calibración consiste en aplicarle al acústico las correcciones indicadas por una curva de deriva (o drift) obtenida a partir del análisis de las diferencias entre los tiempos registrados mediante la Prueba de Velocidad y los tiempos de tránsito integrado DERIVA = T sísmico – T sónico integrado del perfil sónico:

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La figura adjunta muestra los métodos de corrección de la deriva, por ∆t mínimo si ésta es negativa y por desplazamiento en bloque si es positiva. En este último caso se corre toda la curva en forma pareja para compensar la diferencia de tiempo entre acústico integrado y sísmica, por efecto de la dispersión. Pero, si la deriva es negativa, el corrimiento es proporcional, como se aprecia, dado que se asume un efecto variable dado por las condiciones también variables del sondeo. El resultado es una sucesión de velocidades con la cual se puede construir una serie de coeficientes de reflexión y finalmente una traza sintética que correlacionará mejor con la sísmica de superficie, evitándose los efectos distorsivos antes explicados.

Arriba un caso en que la velocidad y la densidad tienen comportamiento inverso, típicamente una evaporita. En la figura de la izquierda, caso de sismogramas sintéticos procesados con una densidad constante y con la que mide el perfil. Corresponde a un pozo de la cuenca del Golfo San Jorge y puede observarse que la densidad real sólo es importante en una interfaz a unos 1250 m

A la derecha un sismograma sintético procesado alternativamente con una ondícula de polaridad normal (PN) o reversa (PR), siguiendo la. convención americana. En el primer caso, un aumento de la impedancia. se corresponde con un pico. En el segundo, con un valle. (En la. convención europea es a la inversa.) El procesado alternativo con las dos

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polaridades es una práctica común, de modo que en la interpretación sísmica se pueda cotejar el sismograma con las secciones de sísmica de superficie (2 ó 3D) en una u otra polaridad según corresponda. A la izquierda correlación de perfiles de pozo y litologías interpretadas, con el sismograma sintético y una angosta franja de una sección sísmica real. Y a la derecha un detalle de traza sintética procesada alternativamente con frecuencias máximas de 50 y 125 Hz. El segundo caso da mayor resolución y se acerca, sin llegar, a la posibilidad de inferir sísmicamente las capas mas espesas de la formación Comodoro Rivadavia. Sin embargo, la que vale es la que se equipara con las frecuencias realmente cosechadas desde la sísmica de superficie, de menores frecuencias lamentablemente. ,

Otra posibilidad es la de generar sismogramas sintéticos de ondas S, a partir de un perfil acústico dipolar, como se grafica seguidamente en escalas de tiempo y profundidad.

Con todo, el sismograma sintético sigue siendo un producto artificial, con limitaciones inherentes al modelo teórico que le da origen. Estos modelos toman datos de velocidad y densidad de perfiles de pozo que, aun corregidos, pueden no coincidir con lo que ve una onda sísmica al atravesar el subsuelo. Además suponen estratificación horizontal -aunque podría hacerse un modelo de capas buzantes con una inversión de tiempo bastante mayor-, computan incidencia vertical del rayo sísmico -también podría simularse incidencia inclinada-, suponen conocer el tipo de ondícula -que puede realmente conocerse si se la extrae de la sísmica de superficie-

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y además están limitados por la extensión del pozo -en rigor por la extensión del registro acústico en el pozo-, es decir sólo son capaces de suministrar información de los estratos atravesados por el sondeo pero no de los ubicados debajo de él. Es, en suma, de importantísima ayuda para la puesta en profundidad de la sísmica de superficie, pero no es lo más. Perfil Sísmico Vertical (VSP): Para superar las limitaciones de una traza sintética, se puede recurrir a un VSP -a un costo bastante mayor- que analiza no sólo el primer arribo de la onda directa sino todo el tren de ondas y donde los geófonos están colocados equiespaciados entre 15 y 30 metros a lo largo del pozo. Este intervalo de muestreo espacial mínimo dependerá de la frecuencia máxima esperada y de la velocidad mínima esperada en la zona de interés. Según el teorema de muestreo de Nyquist, que ya hemos citado en el Tema 14, para evitar el coligamiento o aliasing espacial, dados ciertos valores de velocidad mínima (Vmín) y frecuencia máxima (Fmax), la separación entre geófonos deberá ser: ∆Z(m) < Vmín(m/s) / 2 Fmax(Hz) El campo de ondas sísmicas presentes en el VSP se divide en ondas descendentes (down) y ascendentes (up), con sus correspondientes múltiples, lo cual puede ser visualizado en la figura de la izquierda.

Arriba medidas típicas de un pozo en el cual se sumerge un cañón de aire en agua o lodo de perforación, para ser empleado como fuente en tierra, donde, sin embargo, la fuente más común es el vibro. Todas las otras fuentes conocidas son utilizables en mar o tierra, según sea el caso. Abajo se ilustra un típico espectro de frecuencias registrado, el cual se va monitoreando durante la adquisición y naturalmente siempre resulta más rico en altas frecuencias en la porción más somera del pozo.

En la figura de la izquierda vemos cómo las reflexiones múltiples, tanto las ascendentes como las descendentes, aparecen como descolgadas en el registro debido a sus trayectorias, como quedan esquematizadas.

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Registro real de VSP El campo de ondas ascendentes es separado del descendente y luego se efectúa un procesamiento de los datos semejante, aunque algo más simple, que el de sísmica superficial. Al visualizar el conjunto de trazas se pueden identificar fácilmente las reflexiones múltiples que pudieran haberse producido en el subsuelo, lo cual es un dato de suma utilidad para identificarlas en la sísmica de superficie, si estuvieran presentes, y eventualmente eliminarlas en un posterior reproceso de esta última. Abajo se ilustra comparativamente la familia de trazas de superficie que corresponde a la locación del pozo y la familia de trazas del VSP, distinguiéndose, entre otras, una reflexión simple (S) y su correspondiente múltiple (M) que no es tan evidente en los datos superficiales.

Las trazas de la familia del pozo (las registradas durante el VSP) luego son sumadas y se obtiene una única traza sísmica real apilada en la posición del pozo, la cual abarca desde la última posición del geófono (la más superficial), normalmente la número 40, ya que ése es el número mínimo de estaciones recomendadas para poder conseguir una buena traza suma. Y que además llega no sólo hasta la primera posición de recepción (la más profunda) sino hasta muchos metros por debajo del fondo del sondeo: mil o más, teóricamente tanto como se desee, asumiendo que la calidad se deteriora con la profundidad. El tramo superior del pozo, si no queda cubierto por el Perfil Sísmico Vertical, se completa con algunas estaciones de Prueba de Velocidad para poder calibrar el perfil sónico y ajustar el sismograma sintético, que siempre habrá de ser útil en ese tramo somero en el que se carece de una traza real de pozo. Esto se ilustra en la

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figura superior. Un VSP tiene generalmente mayor resolución que la sísmica de superficie, porque las ondas viajan menos y por lo tanto tienen menor atenuación de sus altas frecuencias. Esta no es una ventaja para la correlación entre ambas sísmicas y, de hecho, se puede aplicar un filtro cortaaltos sobre la traza del VSP para asemejarla a las trazas de superficie. Pero esta mejor resolución de pozo puede ser útil para algún eventual proceso especial de la sísmica superficial (inversión de trazas, realce de las frecuencias, etc.). De modo que, al igual que una Prueba de Velocidad, el VSP también permite construir una Ley de Velocidad, pero además provee un sismograma real de pozo, la visualización por debajo del mismo y adicionalmente datos de reflexiones múltiples. Si el pozo abierto tiene mal calibre puede que el Perfil Sísmico Vertical sólo pueda registrarse a pozo entubado, por los problemas de anclaje de la herramienta en las cavernas. Pero entonces es más factible que aparezcan en los registros las ondas Tubo (de Stonley), las cuales en este caso son ruidos que pueden invalidar un VSP. Éstas pueden atenuarse bajando el nivel de lodo del pozo (en el tramo de cañería guía) o bien ubicando la fuente tal que haya una zanja o pileta entre ésta y la boca de pozo. Pero si el problema no se soluciona, se tendrá que desistir de registrar el VSP y alternativamente conformarse con una Prueba de Velocidad (Checkshot), si los primeros arribos están libres de ruido. Esto último servirá para tener un mejor sismograma sintético, siempre que se tenga el perfil acústico, lo cual es el caso más habitual. A la derecha un VSP intercalado en la sección sísmica de superficie.

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Registros Sísmicos Apartados: Existe toda una variedad de registros con apartamientos, que permiten obtener angostas secciones sísmicas hacia los lados de los pozos perfilados -es decir, varias trazas apiladas- a fin de tener información con la que resolver problemáticas estratigráficas o estructurales cuando no existe sísmica de superficie con tales rumbos o bien cuando la sísmica existente no es de buena calidad. El más típico es el VSP Apartado (Offset VSP). En él se aleja la fuente a una posición fija a cientos de metros de la boca de pozo, como se esquematiza arriba, y se registran las usuales 40 estaciones o más como en el caso de un VSP sin apartamiento. La sección sísmica resultante se ilustra a la derecha del esquema. Otro caso es el VSP Recorrido (Walkaway) en el que se recurre a varias posiciones de fuente a distintas distancias de la boca de pozo, pero se limita el número de posiciones de geófono a unas pocas dentro del sondeo. Otros son el Sobrecorrido (Walkabove), el Horizontal, el Multiazimut y otros, cuyas configuraciones de adquisición se esquematizan a la derecha. Sísmica de Pozo durante la Perforación: También se puede registrar sísmica como parte de la técnica de perfilaje simultáneo (LWD, logging while drilling). Se puede operar ya sea con el trépano haciendo las veces de fuente y un geófono triaxial en la superficie -procedimiento que genera una ondícula muy mala- o bien, la mayoría de las veces, con un geófono ubicado dentro del conjunto de fondo en la misma columna de perforación y una fuente convencional en la superficie (vibro, cañón de aire u otra). Si bien este segundo caso es mejor, los registros obtenidos durante la perforación nunca son de buena calidad. La razón de su empleo es que permite predecir las formaciones a ser atravesadas para ajustar al máximo el momento de detener la perforación para operaciones críticas. Como ejemplos típicos, entre otros: - ensayos a pozo abierto - coroneo de reservorios - entubamiento previo a una zona sobrepresionada o a la entrada a un diapiro para cambiar la composición o densidad del lodo en función de las condiciones geológicas o de reservorios que se intenta atravesar sin dañar.

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Registros de ondas S En cualquiera de las modalidades de los VSP se puede optar por adquirir, además de las ondas longitudinales, también las transversales, alargando el tiempo de registro y procesando la información de los canales horizontales del geófono de pozo, que desde hace muchos años es rutinariamente triaxial (son tres geófonos en x,y,z). No es necesario cambiar la fuente de energía, ya que las ondas S igual se producen desde tales fuentes convencionales en tierra -no en el mar-, y además también se generan ondas S en el subsuelo por conversión de modo de las P. Abajo podemos ver los registros de campo de ambos tipos de ondas y los VSP Apartados de ondas P (P-P), de ondas S creadas en subsuelo por conversión de modo (P-S) y de ondas S que partieron como tales desde la fuente sísmica.

Tomografías Sísmicas de Pozo: Del griego tomos, sección, y gráphein, dibujar, consisten en técnicas no convencionales de adquisición que procuran el registro de pozo de las más altas frecuencias posibles para una resolución de mucho detalle. Esto puede hacerse con una técnica pozo-superficie (tipo VSP Recorrido), o bien entre dos o más pozos, con la fuente desplazándose dentro de uno de ellos y los receptores dentro del otro u otros. En cualquiera de los dos casos es determinante el distanciamiento fuente-receptores para poder obtener las altas frecuencias que se buscan, lo que significa pozos poco profundos si se emplea la técnica pozo-superficie (máximo 1000 metros) o pozos cercanos entre sí en la técnica pozo-pozo (máximo 200 metros), aunque a mayores distancias también puede hacerse con resultados menos óptimos. Pero además se requiere de una geología favorable, con buenos contrastes de impedancia acústica entre las capas de interés, donde se realiza un procesamiento muy cuidado para maximizar la relación señal/ruido y se emplea una modelización iterativa en base a otros datos de pozo.

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La figura siguiente ilustra la aplicación de las tomografías sísmicas.

CUESTIONARIO BÁSICO - ¿Qué tipos de registros se obtienen con el sonar lateral y con el de substrato? - Explicar brevemente los distintos tipos de herramientas acústicas de pozo y sus aplicaciones. - ¿Qué pasos deben seguirse para obtener un sismograma sintético? - Señalar los motivos por los que los tiempos integrados del acústico no coinciden con los que da la sísmica y explicar qué es la calibración de un sónico. - ¿Por qué en una Prueba de Velocidad sólo interesan los tiempos de primer arribo y en un VSP importa todo el tren de ondas? - Indicar las ventajas de un Perfil Sísmico Vertical convencional. - ¿Qué variantes de un VSP permiten obtener más de una traza apilada?, ¿qué información útil pueden brindar? - ¿Para qué puede servir registrar sísmica durante la perforación? - ¿Para registrar sísmica de onda S, qué tipos de fuentes pueden emplearse y cómo se trabaja? - Comentar brevemente las técnicas de tomografía sísmica de pozos. BIBLIOGRAFÍA - Bocaccio P. y otros, 1996. Apuntes de Sísmología y Sismica (p. 67-71 y 102-108). Yac. Petrolíferos Fiscales. - Sheriff, R., 1991. Encyclopedic Dictionary of Exploration Geophysics. Society of Exploration Geophysicists. - Sheriff, R., 1985. Geophysical Exploration and Interpretation. Society of Exploration Geophysicists. - Varios Autores, 1996. Sísmica de Pozo y Perfil Sónico. Western Atlas. - Varios Autores, 1990. Sísmica de Pozo. Schlumberger.

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