SISMICA DE POZOS

SISMICA DE POZOS La sísmica de pozos, consiste básicamente en dos tipos de registros: TIROS DE VERIFICACION Y PERFIL SISMICO VERTICAL. TIRO DE VERIFICACION El tiro de verificación, llamado también perfilaje de velocidad sísmica o check shot , consiste en medir el tiempo requerido por un pulso sísmico generado en la superficie para propagarse hacia un geófono posicionado a una profundidad determinada en el pozo, normalmente corresponden a las profundidades a los topes formacionales de interés geológico. En exploración de geofísica petrolera los objetivos mas importantes son: .a) Puntos de control para la interpretación de datos sismograficos. .b)Cálculos de las velocidades sísmicas en las formaciones marcadores geológicos. .c)Cálculos de las profundidades de los reflectores y delineación de contornos de isovelocidades. Una vez obtenidos los mapas de contorno de isovelocidades, y con la disposición de los mapas isocronos, se determinan los valores de las profundidades de los reflectores, y los topes formacionales deben ser ploteados en un mapa con la finalidad de establecer los cambios de velocidades en relación a otros pozos del área. Los mapas de isovelocidades tienen entre otras aplicaciones, estudios concernientes a la distribución de ambientes sedimentarios y cambios litológicos de importancia para detectar reas de posibilidades petrolíferas. De los datos obtenidos del perfilaje de velocidad sísmica en un pozo, se obtienen los siguientes gráficos: .a) curva tiempo -profundidad .b) curva velocidad promedio .c) curva velocidad intervalica. La curva tiempo –profundidad se obtiene ploteando los valores de tiempo vertical corregido contra profundidad vertical al dátum. La curva velocidad contra profundidad, se calcula ploteando la profundidad vertical referida al dátum contra la velocidad (Zdat/Tvert.). Velocidad intervalica contra intervalo de profundidad . Se obtiene de los intervalo de profundidad referidos a los intervalos de tiempo vertical corregidos. Dependiendo de las necesidades o requerimientos de un programa de interpretación y/o integración de datos sismograficos correspondientes a las formaciones geológicas de interés en el área, es necesario graficar los datos de perfilaje de velocidad sísmica en dos niveles referenciales, comúnmente se utilizan : .a) Dátum nivel del mar. .b) Dátum por encima del nivel del mar. Fig. FUENTE DE ENERGIA La fuente de energía mas utilizada actualmente es la pistola neumática (air gun), parte de la energía producida es propagada como un pulso inicial junto a un pulso de burbuja de mayor tiempo que el primero, se han usado varias técnicas para superar tal dificultad, veamos las mas usuales: .a) disparando a una determinada profundidad, con distintas presiones y luego sumando cada respuesta con un determinado peso, en este método se usa la energía del pulso de burbuja como espectro de frecuencia ,tiene la propiedad de ser angosto en torno de su frecuencia de resonancia; de modo que asignándole un peso apropiado a cada una de las respuestas obtenidas de la distintas presiones liberadas en el cañón , es decir

haciendo una adecuada combinación entre ellas, se puede obtener un espectro de la frecuencia y l ancho de la banda que se desee. Con fines didácticos y practico es bueno que se tenga presente este procedimiento, aunque se dispongan de los ajustes automáticos de presiones. .b) mediante un arreglo, de forma que al realizar el stacking de los pulsos de presión radiados, la energía de sus pulsos iniciales sea concentrada en un tiempo corto (1 milisegundo) mientras que la d e los pulsos de burbujas sean desfasados en un tiempo mas largo (5 milisegundos), como consecuencia de esto la energía efectiva tomada de esta manera esta formada en su totalidad por la suma d los pulsos iniciales. RELACION ENTRE EL REGISTRO SONICO Y TIRO DE VERIFICACION El registro sonico (Fig. 6,6ª) , desde el punto de vista del geofísico, básicamente consiste en medir el tiempo en el cual un frente de onda pasa a través de un pequeño intervalo de profundidad, esto podría inducir a pensar que por proceso de sumacion de esos pequeños intervalos podríamos llegar a la conclusión que estriamos obteniendo los mismos resultados que se logran al realizar las operaciones y la interpretación de los datos obtenidos en los tiros de verificación, sin embargo esto no es cierto debido a que durante la perforación existen muchos factores tales como, perturbación del terreno de las formaciones circundantes, socavaciones, invasión de lodo, interacción de fluidos instersticiales, estratos de buzamiento altos etc. Los cuales impiden que el registro sónico sustituya al perfilaje de velocidad sísmica , la utilización del registro sónico en Geofísica, radica fundamentalmente, en la obtención de los coeficientes de reflexión, elaboración de sismogramas sintéticos, predicción de zonas de presiones anormales etc. La diferencia fundamental e intrínseca entre los registros sónicos y l perfilaje de velocidad sísmica (check shot), es la grabación de frecuencias. Las frecuencias obtenidas por el método sísmico están en el orden de un centenar de Hz en alta resolución, mientras que en el sónico, es mucho mayor en el orden de KHz. TABLA COMPARATIVA DE INTREVALOS SONICOS-TIROS DE VERIFICACION (Pozo 23-M-14, Falcon, costa afuera) En el pozo 23-M-14 al igual que en el 33-ac-18 (Acema-Casma) los intervalos de tiempo de tiros de verificación, resultaron ser ligeramente menor a los intervalos del registro sónico. En el 23-M-14, el único valor que eta por encima del 20% , corresponde al basamento, el cual a una profundidad de 8419 pies, presento una desviación del 73%, en general los resultados obtenidos están dentro de las tolerancias. Cuando se presentan desviaciones que están en el orden del 80% menor que el sónico para uno o dos intervalos, es indicio de que algo anormal esta sucediendo, a fin de aplicar correctivos o detectar causas podríamos pensar en errores de lecturas bien sea en el sónico o en el de perfilaje, calidad pobre en el sónico, errores hechos al medir la profundidad del nivel de disparo, movimiento de la pistola neumática, características anómalas de las formaciones geológicas, así por ejemplo en los intervalos menos consolidados se obtienen las mayores desviaciones del sónico con respecto al perfilaje de velocidad. Pag.6 Al comparar los intervalos de tiempo obtenidos de la integración del perfil sónico con los intervalos de los tiros de verificación se observan diferencias las cuales se deben a varias causas entre ellas: .a) Alteraciones de las formaciones alrededor del pozo (invasión, derrumbes, etc.). .b) Diferencia en el espectro de frecuencia del pulso de sonido generado por ambos métodos. .c) Técnica de detección a los efectos de la calibración tiempo -profundidad , el tiempo entre dos niveles es el obtenido con los datos de perfil de referencia sísmica, debido a que es una técnica similar a la utilizada en las secciones sismograficas. Para los efectos de calibración del perfil sónico, los tiempos de transito de este registro son integrado entre dos niveles del check shot , lo que nos dará un tiempo sónico integrado referido a uno de esos dos niveles, los valores obtenidos en los tiros de verificación son usados como referencia para calibrar el perfil sónico a través

de la curva de corrimiento (drift), la cual se define como la diferencia entre los tiempos calculados con ambas herramientas respecto a un nivel de referencia . DRIFT= Tiempo (check shot)- TTI (sónico) . Tiempo (check shot)= los valores de tiempo de check shot, corregidos a tiempo vertical. TTI= Tiempo de transito integrado desde el perfil sónico (crva de tiempo de transito contra profundidad). El corrimiento (drift) se iguala a cero en una profundidad arbitraria y se denomina “punto de atadura”, comúnmente en el tope del perfil sónico, cuando un punto de disparo del tiro de verificación se efectúa a esa profundidad. En cada niel de disparo del check shot, podemos definir un drift, y luego graficarlo, para obtener la curva de drift. Esta curva es una sucesión de segmentos de líneas rectas, la union de tales segmentos se llama codo, un codo no debe estar necesariamente en un punto del check-shot, pero si donde hay un cambio litológico o del carácter del sónico. Cuando el drift es positivo, las causas se asocian a las diferencias en las frecuencias de los pulsos dl sonido entre ambas técnicas o zonas gasiferas en las cuales el filtrado en las zonas invadidas disminuye el tiempo de transito leído en el registro sónico o la diferencia en la detección . El drift positivo se produce fundamentalmente por las siguientes causas: .a) Ruido, el cual puede disparar el receptor lejano del sónico antes que la señal real . .b) Inversión de velocidad cerca del pozo, significa que la velocidad de la formación no perturbada es menor que la velocidad de la zona invadida. En la zona de gas, este es empujado por el barro filtrado, significa que el sónico registra la velocidad de la roca saturada con agua, mientras que las ondas sísmicas se propagan a través de la formación no perturbada que contiene gas, debido a que la velocidad de las rocas porosas que contienen gas es menor que la velocidad de la misma roca porosa que contiene agua, por lo tanto se produce un drift positivo. .c) Velocidades dependientes de las frecuencias, esto implica un efecto de dispersión . Para el sónico un drift positivo de 10 milisegindos/pies o aun un poco mas puede ser explicado por dispersión, el fenómeno dispersivo es tal que las componentes de latas frecuencias de la onda se propaga a mayor velocidad que las componentes de bajas frecuencias. El drift positivo será alto en rocas que son absorcivas, es decir no consolidadas, muy heterogéneas, fracturadas etc. Obviamente será menor en rocas no absorcivas. Cuando el drift es negativo, se debe fundamentalmente a derrumbes en el pozo, los cuales causan inconsistencia instrumental en el registro sónico (el efecto no es lo suficientemente compensado), y a alteraciones en la pared del pozo, por lo general los valores del drift oscilan entre “0” y 15 milisegundos/pies. INSTRUMENTACION PARA EL REGISTRO DE PERFILAJE DE VELOCIDAD El equipo de superficie para efectuar este registro consiste en: .a) Un sistema de control. .b) Un sistema registrador. .c) Una fuente de energía ( usualmente pistola neumática). .d) Un hidrófono y geófonos de superficie. El equipo de pozo esta constituido por : .a) Geofono y amplificador. .b) Dispositivo de anclaje. .c) un sistema hidráulico de alta precisión . El equipo de perfilaje de velocidad esta diseñado para medir el tiempo que transcurre en llegar, a un geófono estacionado a un nivel de profundidad pre-establecido, un pulso o frente de onda generado en la superficie, en

caso de disparos de control en el mar prácticamente no se presentan problemas ocasionados con el acople acústico. En tierra cuando se utiliza pistola neumática, se introduce dentro de una fosa, la cual debe ser lo suficientemente profunda para proveer un buen acople acústico entre la pistola neumática y la tierra, generalmente se utiliza una fosa de 4 mts. X 16 mts2 La pistola neumática (alimentada por el compresor de aire) genera un pulso de sonido en la superficie. El tiempo de referencia (tiempo cero) se identifica por la señal que se produce debido a la presencia del hidrófono y la señal que llega al geófono dentro del pozo (las señales son grabadas en cintas magnéticas ). Se deben hacer varios disparos a un mismo nivel de profundidad con el fin de lograr mejor muestreo del tiempo de transito y reducir los ruidos ocasionados durante la operación. APLICACIONES DEL REGISTRO SONICO EN GEOFISICA La herramienta de registro sonico mide el tiempo de transito y la atenuación de una onda de sonido que se propaga a través de la formación. Las empresas especializadas han ido mejorando sus herramientas del perfilaje sónico, así, el convencional de una empresa lo denomina BHC, o sónico normal, luego han salido al mercado nuevas versiones, mas efectivos en diversos tópicos, tales como obtener información mas confiable en arenas pocas consolidadas, detección de permeabilidades, orientación de fracturas etc. Por ejemplo, la ventaja del equipo del sónico del espaciamiento largo en comparación con los equipos de sonico normal, radica entre otras cosas, que el primero resulta menos afectado por las condiciones del ´pozo y por las zonas alteradas durante la perforación hecho este que permite obtener valores de tiempo mas representativo de la formación. Es un hecho bien conocido, que en la zona alterada la magnitud de la velocidad de propagación, es función del espesor de la zona alterada, del lodo etc, de tal manera que la velocidad de propagación dependerá del medio, espaciamiento transmisor -receptor, de modo que la trayectoria mas rápida puede ser a través de : .a) Lodo. .b) Zona alterada. .c) Zona virgen. Con el sónicode espaciamiento largo aumenta la factibilidad de que los datos registrados correspondan a la zona virgen en vez de la zona alterada. Experimentalmente y dentro de ciertos límites prácticos se ha demostrado que a medida que se incrementa espaciamiento aumenta la profundidad de investigación, es decir la distancia desde la pared del pozo hacia el interior de la formación en la que se puede admitir alteración sin que afecte las medidas de los valores de T de la zona virgen. Es importante tomar en cuenta que aún cuando en el sónico de espaciamiento largo no se puede utilizar la configuración convencional, para compensar la inclinación de la sonda y el efecto caverna se aplican procedimientos operacionales que permiten presentar las resultados de forma análoga al sónico normal (BHC). Los registros sónicos son funciones de: .a) Espaciamiento transmisor-receptor .b) espesor de la zona alterada (para ciertos valores la herramienta es instrumentalmente inconsistente, es decir no se obtiene información de la zona virgen). .c) transición entre la zona alterada y la zona virgen.

SUPERVISION DE OPERACIONES EN TIROS DE VERIFICACION INTRODUCCION Lo que a continuación se escribe son lineamientos generales para realizar labores de supervisión de campo en las operaciones de supervisión de campo en las operaciones de perfil de velocidad sísmica. Los registros monitores que representan los puntos de disparos muestran un canal el cual contiene la señal del tiempo cero (señal correspondiente al galvanómetro del hidrófono) y tres canales conectados al geófono de pozo, en los canales filtrados (corte bajo y corte alto, dos galvanómetros ) , la variación o retardo del tiempo debe estar dentro de las tolerancias dadas por el fabricantes . En el pozo GARCIA-1X (Edo Zulia), se aplicaron 10-40Hz, utilizando el sismógrafo ABEM-5X-12, cuya tolerancia es de 4,5 ms. Después de varios intentos, y con bastante dificultades, el operador logró colocar el equipo dentro de las especificaciones técnicas, esto nos indica que al comenzar las operaciones debemos concentrar nuestros esfuerzos en la parte netamente experimental .a) inversión de la polaridad de la señal de acuerdo con nuestras experiencias tanto en los tiros de verificación hechos en los pozos del flanco nprte de la Cuenca Oriental, como los del Estado Guárico, ls de tierra del Estado Zulia, y el Miranda 23-X, costa afuera al norte del Estado Falcón muy raras veces se ha observado inversión en la señal del Geofono de pozo. Si la inversión sucede y se manifiesta en todos los registros, es posible indicio de la existencia de conexiones invertidas en los cables del geófono, en tal caso es necesario chequear los conectadores utilizados para abrir y cerrar la herramienta del geófono de pozo. En un pozo al cual se le hizo perfilaje de velocidad, ubicado en el área de Budare, parte correspondiente al Estado Guarico, a ciertas profundidades se mostró mucho ruido, se bajo el geófono algunos pies y el ruido desapareció (recomendable mover el geófono por debajo o por encima del nivel donde se observó la anomalía. .b) Explosión Débil ( empobrecimiento de la relación señal/ruido) La explosión débil en casos extremos puede causar una inversión en el quiebre. En las operaciones de perfilaje de velocidad del pozo Corvepet 33-AC-18, donde se suscitaron muchos problemas operacionales sucedió que la señal observada en los monitores fue muy débil, se detecta observando una marcada reducción de la amplitud de la señal del hidrófono, esto se produjo a que la cámara de disparo del cañón de aire contenía agua en su interior. En los monitores correspondientes a los niveles de profundidad de 10.500; 10893; y 12100 pies se observó que la señal se hizo muy débil, en tales circunstancias se incrementó la presión a 180 bars (aproximadamente 2600 PSI), esto permitió que la fuente de energía operará continuamente a su máxima potencia. En algunos casos se empobrece la relación señal/ruido por efecto del revestimiento, un mejor acoplamiento acústico dentro del mismo se puede lograr por “tanteo” lo que usualmente se hace es mover la herramienta aproximadamente 30 pies por encima o por debajo del nivel afectado, algunas veces la señal se debilita debido a la interferencia destructiva producto de señal reflejada o refractada. .c) Efecto del revestidor Si el efecto del revestidor causa dificultad para distinguir el tiempo de corte (break) de la señal d la formación se trata de minimizarlo mediante el ajuste de los filtros de bandas, usualmente la interferencia es de alta frecuencia, de modo que se debe reducir el filtro de corte alto, y luego hacer disparos en es nivel y/o a 100, 200 pies por debajo o por encima.

Obtenidos los monitores se hacen las correlaciones y lecturas de tiempo para tratar de distinguir la señal del revestidor de la señal de la formación e identificar el tiempo de corte de la señal, cuando se tiene una cementación pobre y7o efecto de caverna la señal se torna muy débil, la posible solución es bajar o subir la herramienta a un nivel que nos permita mejorar la calidad. Es común obtener monitores ruidosos, debido a lo no utilización del tiempo suficiente para estabilizar el cable después de abrir la sonda, o simplemente por no abrir la sonda en forma adecuada, en estos casos lo mas recomendable es cambiar la profundidad del disparo, y chequear el estado de las herramientas, no obstante de la existencia de equipos que subsanan en forma automática lo anteriormente descrito, se considera conveniente tenerlo presente. .d) Bandas de filtro Los filtros deben ser ajustados de forma tal que permitan reducir las frecuencias alta bajas del ruido, teniendo en cuenta que las trazas filtradas nunca deben ser utilizadas para medir el tiempo de tránsito, debido a que los filtros introducen un retardo variable en la señal. Las trazas filtradas solo deben ser usadas para identificar la posición de quiebre sobre las trazas no filtradas, o como ayuda para correlacionar los registros obtenidos en el mismo, de nuevo se recalca la necesidad de conocer las especificaciones técnicas de la instrumentación geofísica utilizada en cada actividad de los métodos geofísicos. ELEMENTOS PARA TOMA DE DECISIONES EN LA REALIZACIÓN O SUSPENSIÓN DE LAS OPERACIONES DEL REGISTRO DE OERFILAJE DE VELOCIDAD (CHECK SHOT) POZO 33-AC-30 Sabemos que necesitamos conocer todo lo relacionado con la parte técnica y operativa de la perforación del pozo, gran parte de esta información la obtenemos de los geólogos e ingenieros a cuyo cargo esta la supervisión de los detalles concernientes a la perforación. Debemos tomar datos provenientes de registros tales como el CALIPER (diámetro del pozo), CBL (cementación) , si el revestidor esta bien cementado la señal de aquel prácticamente desaparece, aunque en algunos casos esta señal se utiliza como guía para identificar la señal, el DIPMETER lo utilizamos para determinar el buzamiento y azimuth de la formación. La herramienta de pozo del registro de perfilaje de velocidad ha sido construida para soportar presiones sobre los 20.000 psi y temperaturas mayores a los 3500 F, la longitud de la herramienta del BHC convencional es de 16 pies, 11 pulgadas y el diámetro de 3 5/8 pulgadas , cuando está cerrada y puede ser utilizada en pozo (condiciones normales) desviados en unos 450 , y opera satisfactoriamente en un rango de 5 ½ a 20” en hueco abierto no obstante en diámetros mayores de 12 ½” la calidad de la información comienza a deteriorarse. En el pozo 33-AC-30, (ACEMA-CASMA),donde hubo problemas operacionales y con presiones anormales típicas de la Formación Freites en el pozo, se presentó lo siguiente : .1 No se pudo hacer el perfilaje de inducción microesférica .2 Aumento de la rata de perforación en 8 pies/horas y otras pruebas presentan fuertes indicios de la existencia de hidrocarburos en las arenas S y T de la Formación Oficina. .3 Tomando en cuenta las condiciones en las cuales se encontraba el pozo, la posible existencia de importantes volúmenes de petróleo, parecía no conveniente introducir la herramienta dentro del pozo. .4 De acuerdo con las condiciones del pozo, el mínimo requerido para la introducción del pozo era de 6 pulgadas de diámetro y se estaba perforando con 5 7/8 pulgadas , y, además había que tomar en cuenta el escaso margen disponible para el uso del centralizador de la sonda. .5 A 2 kms. Del pozo , estaba la localización ONADO-103, cuya perforación estaba próxima a iniciarse. .6 Decisión –suspender los tiros de verificación. Fig. 1-3

COEFICIENTE DE REFLEXION A PARTIR DE DATOS DE PERFILAJE DE VELOCIDAD De los datos registrados en el perfilaje sísmico de pozo, una vez digitizados y corregidos, se obtienen los coeficientes de reflexión,estos convolucionados con una ondícula apropiada nos aportan el sismograma sintético. Los coeficientes de reflexión son funciones de la densidad ( ) y velocidades (v) de las formaciones inmediatamente por encima y por debajo de la interfase, una de sus aplicaciones está en los estudios estratigráficos. Como ejemplo se presenta en forma muy simplificada, los valores de velocidades RMS y coeficientes de reflexiones calculados a partir de monitores originales y corregidos del pozo 23-M-14 (ensenada de la vela) . Formulas

En este pozo, los coeficientes de reflexiones , calculados para 16 intervalos, muestran valores comunes es decir iguales o menores de 0.1. Las interpretaciones que se originan del significado de los cálculos anteriores, asumen capas geológicas formadas por material homogéneas y perfectamente delimitada unas de otras, lo común es que tales medios homogéneos estén separados entre si por una zona de transición, en la cual la impedancia acústica va creciendo en forma continua a través de un intervalo de profundidad , hasta estabilizarse en un valor representativo del medio siguiente, sin embargo, para fines prácticos del uso de los coeficientes de reflexión, este inconveniente puede solucionarse considerando la interface como una secuencia de interfaces infinitesimalmente cercanas. Los valores de las densidades de las capas del subsuelo atravesadas por un pozo, tiene normalmente pequeñas variaciones, las cuales corresponden también a cambios en las velocidades, sin embargo para la construcción de sismogramas sintéticos y estudios de investigación se deben incluir los valores de las densidades para efectuar los cálculos de los coeficientes de reflexión. Pag. 18-20. Las áreas gasíferas pueden generar un alto coeficiente de reflexión, sin embargo debido a su alta comprimibilidad , el contraste de densidades a medida que aumenta la profundidad será menor y, debido a que por lo general la porosidad normalmente disminuye con la profundidad , se evidencia las factibilidad que los coeficientes de reflexión correspondientes a arenas con gas, disminuyen progresivamente sus valores con la profundidad. NOCIONES SOBRE PRESIONES ANORMALES EN EL POZO 33-ACEMA-18 Después de haber observado ciertas anormalidades en varios pozos perorados en el área de Acema-Casma, los cuales han experimentado problemas mecánicos, y basándonos en el análisis de la curva de velocidad interválica del pozo 33-AC-18, Fig. y a informaciones obtenidas de la perforación y estudios de otros parámetros, se puede concluir que para este pozo, el intervalo 9000´-9300´, representa la zona crítica en cuanto a presiones anormales de poros y lentes de agua salada sometidas a altas presiones. Las formaciones con presiones anormales complican significativamente las operaciones cuando son atravesadas durante la perforación , conociendo la distribución de las presiones en un área determinada ,bien podrían evitarse numerosos gastos y riesgos.

En el oriente del país en las proximidades del eje central de la cuenca es común detectar presiones anormales en la litología del Mioceno. Estudios conjuntos de perfilaje de velocidad ,resistividad y sónico son usualmente utilizados para reconocer zonas de presiones anormales. INDICADORES DE PRESIONES ANORMALES .a) Incremento de la rata de penetración de la mecha. .b) Aumento del volumen de fluido. Se han hecho estudios sobre los intervalos de profundidades de presiones anormales a partir de la interpretación de las presiones de poros a diferentes niveles de profundidad, y se ha llegado a la conclusión de que las mismas formaciones geológicas (Freites y tope de Oficina), son las que producen presiones anormales en los campos de Onado, Acema Oeste, Zacarias, Santa Rosa y otros campos vecinos, estudios demuestran que tales anomalías en esas áreas de la Cuenca Oriental están relacionada con la sedimentación rápida que imperó en el área. PERFIL DE REFRACCION PARA LA DETERMINACIÓN DEL TIEMPO DE CORRECCCIÓN POR CAPA METEORIZADA En algunos casos el tiempo de la onda desde la superficie al nivel de referencia, se obtiene estacionando el Geófono de pozo a la profundidad , sin embargo ocasionalmente se presentan severas interferencias de ruidos. Utilizando el método de refracción (Fig. ), las pendientes que se obtienen al graficar los tiempos determinados por los quiebres de las trazas y distancias son inversamente proporcionales a las velocidades en cada zona. El punto de intersección Xc, se obtiene gráficamente y luego se calcula Z como función de Xc. Normalmente se utilizan varias posiciones de geófonos para poder precisar mejor la definición de las velocidades, espesor, y tiempo de corrección de las capas meteorizadas, datos estos indispensables para realizar las correcciones estáticas y pueden también ser útil para esclarecer los efectos de múltiples en las secciones sísmicas. Fig 9 Pag. 22-23 NOCIONES SOBRE REGISTROS UTILIZADOS EN TIROS DE VERIFICACION Tanto la propuesta de perforación de la localización, como los registros básicos inter- relacionados con el perfilaje de velocidad sísmica (disparo de control) tienen gran importancia para el geofísico que supervisa las operaciones del perfil de referencia sísmica. .a) Perfil de buzamiento las medidas del perfil de buzamiento tiene como objetivo determinar la dirección y el ángulo de la inclinación de los estratos atravesados por el pozo. En la Fig. 10, se muestra el efecto del buzamiento en los registros sónicos y de perfilaje de velocidad sísmica. Se utilizan para reconocer el buzamiento estructural de las formaciones, detección de anomalías estructurales, análisis de unidades sedimentarias. Obviamente no se puede deducir en base a la información del diagrama de flecha únicamente la causa del cambio de buzamiento estructural, podría corresponder a fallamientos o a discordancia. .b) Perfil sónico El ajuste de los perfiles sónico y tiros de verificación, para la calibración de los datos sísmicos de superficie, en casos favorables, para trabajo sísmico de detalle, para un mejor conocimiento de las estructuras del subsuelo. Un disparo de control sísmico en el tope del registro sónico resulta lo ideal, para tener la información completa entre ambos registros.

Los equipos utilizados para realizar los registros sónicos tienen un sistema de control automático de ganancia el cual realiza los ajustes correspondientes. (Se evalúa el nivel de ruido antes de emitir la señal). .c) Registro que proporciona la información de los cambios de diámetros de perforación del pozo ( Cáliper ) EFECTOS DE LAS CONDICIONES DEL POZO EN RELACIÓN A LOS REGISTROS SÓNICOS Y PERFILAJE DE VELOCIDAD SÍSMICA .a) Invasión .b) Alteración Algunas formaciones arcillosas alteran sus parámetros físicos, cuando entran en contacto con el lodo del pozo, esto afecta significativamente el perfil sónico. (Fig. 8ª y 8b) .c) Rugosidad La rugosidad puede producir difracción, y eventualmente puede producir reducciones en amplitudes, en general la rugosidad no afecta la precisión las mediciones del sónico, sin embargo cuando se presentan variaciones rápidas en las paredes del pozo, tortuosidades en la trayectoria del sónico puede producir tiempo de tránsito anormal (mayores que los normales) también puede quedar afectado por efecto de atenuación. .d) Altos buzamientos Cuando se perforan formaciones geológicas de buzamientos altos, la señal del sónico podría viajar principalmente en forma de ondas refractadas en vez de hacerlo a través del pozo, prodiciéndose de esta forma un tiempo de tránsito más corto (Fig. 10). Otro factor importante es el de conocer los posibles aumentos en la rata de perforación, y por otra parte se debe tomar en consideración que el diámetro mínimo para la introducción de la herramienta del registro de tiros de verificación pude ser determinado por las condiciones del pozo y de las especificaciones técnicas. En la Fig. 8ª, se representa el comportamiento del registro sónico en presencia de formaciones geológicas alteradas por efectos de la perforación. En la Fig. 11 se muestra gráfica y analíticamente el efecto que causa la desviación de un pozo a los registros sónico y perfilaje de velocidad sísmica . PERFIL SISMICO VERTICAL (VSP) El perfil sísmico vertical, adquiere y procesa el tren de onda completa(ondas ascendentes , descendentes por encima y por debajo de la profundidad final) , y actualmente con la opción en la versión de las tres componentes . Una importante aplicación de los VSP con desplazamientos múltiples es la obtención de datos en áreas en la que la sísmica de superficie no ha dado resultados satisfactorios La información se graba a diferentes niveles dentro del pozo, la forma de generar el frente de onda, es similar al descrito en el perfilaje de velocidad sísmica , para determinar el número adecuado de ubicaciones de fuente e energía y la profundidad de las estaciones receptoras dentro del pozo, se realizan simulaciones por trazado de rayo (simplificación del frente de onda). Antes de comenzar se elabora un modelo estructural, utilizando la información existente . Los VSP están orientados en la dirección de la investigación, si es una estructura con orientación noreste-suroeste, los VSP tendrán esta orientación, para satisfacer los objetivos gológicos establecidos: presencia de fallas, continuidad lateral de la litología, o secuencia litológica (ejemplo areniscalutita ) en el intervalo de interés, obtener la curva de velocidades en ese pozo, correlacionar los datos obtenidos con la sísmica de superficie en esa área, determinar o estimar los topes geológicos de interés, crear imágenes de l subsuelo etc. Con un equipo que utilize tres componentes, se obtendrían también la información de las ondas S, para cuantificar la anisotropía azimutal, y la calibración de los efectos de la amplitud versus el desplazamiento (AVO). La simulación por trazado de rayos, require seleccionar varias ubicaciones de aplicación de fuente de energía, a una distancia dada para cada una (fig. 8.33 wec) , esto con la finalidad de obtener la cobertura lateral apropiada. Seria suficiente disponer con un VSP de desplazamiento prácticamente cero ( fuente de energía a una distancia de unos 60 o 70 metros del pozo ), para la correlación y los estudios de velocidad, y uno con desplazamiento acorde con los objetivos geologicos, uno 800 metros, para determinar la continuidad lateral litologicas y rasgos estratigraficos y/o estructurales, normalmente la cobertura del subsuelo para los reflectores sería pobre en l entorno del pozo debido a la refracción , el procedimiento usual es ubicar

desplazamientos intermedios de la fuente de energía, digamos 200 y 400 metros a partir de la ubicación del pozo , esto por supuesto, para mejorar la cobertura en el subsuelo, en la fig. 8.33 se muestra la cobertura lateral definitiva y la obertura en el subsuelo proporcionadas por la geometría de adquisición aplicada. El equipo de sísmica de pozo, transmite las señales sísmicas registradas en los detectores a la superficie en forma digital, esta herramientas tienen una estructura modular, que permite el uso de un módulo sensor pequeño y liviano , que hace que la herramienta sea, desde el punto de vista sísmico, más sensible a las señales de interés y menos a las interferencias (las no deseadas), por ejemplo las ondas de tubo. Este módulo sensor esta desacoplado del cuerpo principal de la herramienta y se acopla fuertemente contra la pared del pozo. El sensor consta de un arreglo de geófonos triaxiales, ortogonales entre si, en un sistema montado sobre suspensiones cardánicas, en algunas herramientas un cuarto geófono y un vibrador , también montado en el módulo , permiten realizar un exhaustivo control de calidad en sitio durante el proceso de adquisición de datos. . ADQUISICIÓN DE LOS VSPs. Se selecciona la fuente de energía más apropiada para cada caso, generalmente vibradores o explosivos, depende de la disponibilidad , condiciones adversas o irregulares (topografía, pantanos, selvática etc)., contenido de frecuencia, mayor índice señal/ruido. La fuente a usarse debe ser tal que la ondicula que genere no cambie apreciablemente a medida que se va disparando, de tal manera que los datos grabados en los diferentes niveles sean equivalentes, además se desea que la manipulación de la fuente sea lo más simple posible. Una fuente que ofrece estas características es el cañón de aire de 2000 psi, tiene una duración mínma de 50 ms. , genera una ondícula de fase mínima con un rango de frecuencia entre 5 u 80 Hz. Otra fuente, que tiene la ventaja de introducir mayor energía al subsuelo es el vibroseis . El cañón de aire, que es la fuente generalmente usada, se introduce en una fosa que s llena con lodo de perforación. El tamaño de la fosa va a depender del tamaño y número de cañones de aire que se usen para evitar el progresivo desmejoramiento de las paredes del pozo (lo cual afecta la forma de la ondicula.) ,el hidrófono se usa para para establecer el time break o tiempo cero del registro. Para iniciar el registro del VSP , normalmente se lleva la herramienta hasta la profundidad total del pozo desde donde se empieza a grabar subiendo la herramienta progresivamente a los distintos niveles de grabación. Una vez fijada la herramienta en un nivel establecido se afloja entre 5 y 10 pies el cable que comunica la herramienta con el camión grabador. Esto se hace para evitar que por el cables tenso se propague ruido que interfiera con la señal. Algunos problemas relacionados con la adquisición .a) Ruido del pozo (tube wave) El ruido principal asociado al pozo es el producido por la onda compresional que se propaga a través de la columna de lodo. Esta onda es generada principalmente en la boca del pozo por las ondas superficiales. En algunos casos puede ser generada por una refracción en una capa superficial (Balch, 1982, Hardage ,1981) . Fig 7 , también se muestra la onda compresional que se refleja en la herramienta y luego en la superficie, para que luego, al propagarse nuevamente hacia abajo sea registrada por la herramienta. Además, se ve en la sección una onda generada en la base del casing debido a que el cambio en el diámetro en ese punto produce una variación de la impedancia acústica (Hardage, 1981). Otros tipos de ruido son los producidos por la propagación de ondas en el casing y en la interfaces entre el pozo y la formación (Gal´perin 1974, Balch 1982) . Debido a que el ruido que se propaga por la columna de fluido está confinado en el pozo, hay poca atenuación por divergencia esférica, lo cual hace que a grandes profundidades su amplitud sea grande comparada con la señal. Una forma efectiva y simple de atenuar este ruido es aumentando la distancia de la fuente a la boca del pozo, se recomienda longitud de onda /2, (longitud de onda dominante del ruido), y si, el tope de la columna de lodo tiene al menos esta distancia debajo de la superficie, pequeña cantidad de energía pude ser transferida por efecto de la onda Rayleigh a la columna de lodo, debido a que su amplitud decae exponencialmente con la profundidad, otra forma de disminuir el efecto del ground roll severo es construyendo una pequeña fosa de 5 a 6 pies de profundidad, localizada entre la fuente y el pozo a la misma distancia anteriormente señalada.

Las ondas de tubo: se constituyen en el ruido coherente más fuerte en la adquisición de los VSP, relacionadas también con la ondas P, en presencia de fuerte contraste de impedancia acústica , dentro del pozo, efecto de cementión, gran influencia ejerce el ground roll (ruido), esncailmete las ondas Rayleigh, el proceso se inicia en la boca del pozo y se crea un movimiento vertical n la columna de lodo.(Fig. 4.16 Hardage). Los filtros de velocidad se hacen más eficiente para cancelar la onda de tubo descendiente a medida que la fuente se aleja del pozo, (reduce su amplitud) ,la onda de tubo ascendente es funcion de la profundidad y de la distancia fuente-pozo, generalmente su amplitud es grande cuando la distncia está en el órden de los 200 pies, usualmente es inexistente en la distancia de l orden de los 1500 pies..

.b) Deslizamiento lento de la herramienta En algunos casos, el peso de la herramienta mas el del cable hacen que la herramienta se deslice muy lentamente, produciendo un ruido de alta frecuencia y alta amplitud. Como es de esperarse, este problema se presenta generalmente a grandes profundidades (Fig 8) .Cuando el ruido es muy acentuado se debe revisar el sistema que acciona los brazos de la herramienta. En procesamiento se puede solventar este problema con filtro de frecuencia. .c) Acoplamiento de la herramienta Las trazas que se graban con la herramienta mal acoplada, se identifican por tener un alto contenido de bajas frecuencias. Generalmente filtros F-K . La herramienta de pozo, tiene uno o dos brazos electromecánicos o electrohidraúlicos que al abrirse la mntienen pegada a la pared del pozo. .d) Efecto de búrbuja. El cañón de aire funciona liberando aire comprimido a alta presión (Sheriff, 1973) .La burbuja que se produce en este proceso tiende a oscilar dilatándose y contrayéndose sucesivamente. El cañón de aire tiene un dispositivo para atenuar este efecto, el apilamiento de las trazas grabadas en un nivel dado se hace con el objetivo de incrementar la relación señal/ruido, debido a que el pulso generado por el cañón de aire es ralativamente débil. En todos los registros la amplitud de la onda directa es mucho mayor que la de los eventos posteriores, esto evidencia la fuerte atenuación que produce la tierra Separación de las ondas descendentes y ascendentes Después de haber hecho recuperación de amplitudes, se procede a separar las ondas downgoing de las upgoing,, para obtener las primeras, se alienan las primeras llegadas, luego se aplica un filtro pasabanda y finalmente se aplica el filtro de velocidades. Para obtener las upgoing, primero se lleva la sección a tiempo doble de viaje sumando a cada traza su tiempo de tránsito, luego se aplica un filtro pasabanda y finalmente el filtro de velocidades. Se obtienen así dos secciones, una correspondientes a los eventos downgoing y otra a los eventos upgoing. Esta última es la equivalente a l sección sísmica de superficie. El paso siguiente es la aplicación de la deconvolución predictiva para eliminar múltiples. Los operadores de deconvolución son determinados nivel por nivel a partir de la función de autocorrelación de la onda downgoing , luego se aplica la deconvolución wave shape o su equivalente para llevar la ondícula a fase cero y eliminar múltiples de periodo corto (Mons y Babour , 1979 ) . La última etapa de este proceso es apilar todas las ondas upgoing dentro de una ventana determinada para generar una traza que es usada para hacer una sección sísmica. La traza se repite colocando una al lado de la otra dándole a la sección una apariencia de sintética. También se puede generar VSP sintético a partir del registro sónico y el de densidad para observar en forma clara la manera en que se genera la señal y los múltiples ( Wyatt, 1981). Colocar en atributos: DEFINICION MATEMATICA DE LOS ATRIBUTOS SISMICOS. QUADRATURE TRACE: REPRESENTA LA COMPONENTE IMAGINARIA DE LA TRAZA COMPLEJA, TODOS LOS ATRIBUTOS DE LA TRAZA COMPLEJA SE DERIVAN DE LA TRAZA CUADRATURA Y LA TRAZA REAL.

REFELCTION STRENGTH : INTENSIDAD DE REFLEXION ,REPRESENTA UNA MEDIDA DE AMPLITUD ÚTIL PARA EL ANÁLISIS CUALITATIVO EN LAS ANOMALIAS SÍSMICAS , PROVEE INFORMACIÓN ACERCA FALLAS. INSTANTANEOUS PHASE: FASE INSTANTÁNEA ,ES EFECTIVA MODTRANDO DISCONTINUIDADES ,FALLAS ,ACUÑAMIENTOS, ANGULARIDADES, Y EVENTOS CON DIFERENTES BUZAMIENTOS .PUEDE IDENTIFICAR ACUMULACIONES DE GAS. INSTANTANEOUS FRECUENCY : FRECUENCIA INSTANTÁNEA, PUEDE PROVEER INFORMACIÓN ACERCA DE LA FRECUENCIA CARACTERÍSTICA DE LOS EVENTOS, EFECTOS DE ABSORCIÓN, FRACTURAMIENTO Y ESPESORES DEPOSITACIONALES, UN CAMBIO HACIA FRECUENCIAS BAJAS SE OBSERVA EN HORIONTES DE ARENAS CON ACUMULACIONES DE GAS CONDENSADO. RESPONSE PHASE AND RESPONSE FRECUENCY (RESPUESTA FASE Y RESPUESTA FRECUENCIA) ;:ESTAN DEFINIDO COMO ATRIBUTO DE LA TRAZA COMPLEJA , DONDE LA POTENCIA DE REFLEXION TIENE UNMÁXIMO LOCAL , Y ESTAN ASIGNADOS A TODO EL INTERVALO DE DATA ENTRE DOS MÍNIMOS ADYACENTES.: OFRECEN UN DESPLIEGUE ALTERNO Y EN ALGUNOS CASOS , UNA MEJOR VISUALIZACIÓN DE LOS ATRIBUTOS INSTANTÁNEOS. SE CALCULAN DONDE LA TRAZA SÍSMICA TIENE UN MÁXIMO DE ENERGÍA, POR ELLO ESTÁ SUGERIDO PARA IDENTIFICAR SECUENCIAAS ESTRTIGRÁFICAS.LA RESPUESTA FRECUENCIA SEÑALA ACUMULACIONES DE GAS. APPARENT POLARITY: POLARIDAD APARENTE, ES UN SIGNO DE LA TRAZA SÍSMICA CUANDO LA REFLEXION TIENE SU ÁXIMO O MÍNIMO,SUPONIENDO UN REFELCTOR SIMPLE Y UNA ONDICULA DE FASE CERO. AYUDA A DETECTAR ACUMULACIONES DE GAS, YA QUE ÉSTAS TIENEN UNA IMPEDANCIA ACÚSTICA MEOR QUE LOS ESTRATOS A SU ALREDEDOR.EN ESOS CASOS MUESTRAN UNA POLARIDAD NEGATIVA AL TOPE Y UNA POSITIVA HACIA LA INTERFASE O CONTACTO GAS-PETRÓLEO. INSTANTANEOUS AMPLITUDE :AMPLITUD INSTANTANEA ,TAMBIEN LLAMADA FUERZA DE REFLEXIÓN . ES INDEPENDIENTE DE LA FASE. LOS CAMBIOS Y ANOMALIAS DE LA AMPLITUD INSTANTÁNEA PERMITEN HACER INTERPRETACIONES SISOESTRATIGRÁFICAS. PERIGRAM , NORMALIZED TRACE, TRAZA NORMLIZADA. AYUDA EN LA INTERPRETACIÓN DE ESTRATIGRAFIA SECUENCIAL A DEFINIR LAS CARACTERÍSTICAS DE REGRESIÓN Y TRANSGRESION. COSINE OF PHASE :COSENO DE LA FASE INSTANTANEA ,PERMITE TENER UNA IMAGEN MAS ENTENDIBLE DE LA FASE INSTANTANEA SOLA. Los atributos sísmicos, por su condición de función matemática(método determinístico) , han tenido importantes logros en la caracterización de propiedades de roca, incluso operando entre ellos mismos. De este modo se han podido correlacionar acumulaciones de gas o fluidos, fracturas, canales de arena, cambios gruesos de litología o estratigrafía, a partir de dos o más atributos procesados en funciones matemáticas posteriores. Todo la anterior dependerá de la calidad de los datos sísmicos, de la geometría y características geológicas intrínsecas a cada yacimiento y de la habilidad del intérprete en encontrar relaciones que logren el contraste deseado En el siguiente ejemplo práctico, para cada VSP con desplazamiento fijo, se diseñó un arreglo de disparo adecuado. Se colocó una carga de dinamita (de 1 kg. Cada una) a 5 metros de profundidad en cada uno de los 30 pozos de disparo, 30 disparos para cada desplazamiento. Las condiciones del pozo no permitieron que la herramienta sísmica descendiera a más de 1010 pies de profundidad , de modo que las estaciones de VSP están ubicadas entre los 1010 pies y los 200 pies, separados entre si por intervalos de muestreos de 40 pies.

PROCESAMIENTO Para cada uno de los VSP con desplazamiento distinto a cero, se le aplicó una secuencia de procesamiento convencional para una geometría con esas características (Fig. 8.34) .Durante el proceso de adquisición, la herramienta va rotando y, por lo tanto, las componentes horizontales en cada estación quedan orientadas en forma arbitraria. Debido a ello, par facilitar el procesamiento posterior e inmediatamente después de la carga de los datos, dichas componentes horizontales deben orientarse correctamente con respecto a un determinado sistema de coordenadas de referencia, mediante un método basado en la polarización de la señal. En la Fig. 8.35 se observa el sistema de coordenadas en el plano vertical y horizontal .La Fig. 8.36 muestra los datos los datos correspondientes a la fuente n la posición 2, una vez reorientado el sistema de coordenadas de cada estación , de acuerdo al de la referencia. Los eventos sísmicos dominantes en el campo de ondas VSP, fueron las ondas compresivas P. Los primeros 500 mseg. Después del primer arribo compresivo no estaban afectados por la conversión de modo, lo cual permitió obtener por lo menos 1 segundo (tiempo doble) de datos- que equivale a 3000 pies en esta área – libres de cualquier evento atribuible a la conversión de modo. Por lo tanto, no fue necesaria la separación de la onda P de la S, que podría distorsionar los resultados. El filtrado de velocidad, el paso siguiente en la secuencia de procesamiento del VSP, tiene como objetivo separar las ondas ascendentes de las descendentes. Esta separación se realizó en el dominio del tiempo, teniendo en cuenta la distancia al emisor. Se utilizó una ventana de coherencia de nueve trazas para ayudar al programa a diferenciar entre energía ascendente y descendente. En la Fig. 8.37 se observan los datos del VSP después de la separación de velocidad ,para el registro de la fuente en la posición 2. DECONVOLUCIÓN PREDICTIVA Y DE SIMULAIÓN DE ONDÍCULA Se supone que los trenes de ondas descendentes registrados en el geófono, a una profundidad en el pozo constituyen la fuente sísmica que genera todos los trenes de ondas ascendentes. Una vez que la energía ascendente se separó de la energía descendente, fue necesario utilizar un filtro de deconvolución de Wiener— Levinson para remover todas las múltiples generados entre el emisor y el geófono ubicado dentro del pozo. El filtro de deconvolución se diseñó traza por traza a partir del tren de ondas descendentes luego se aplicó a todas las trazas ,tanto las que contienen los trenes de ondas ascendentes como los de las ondas descendentes, del mismo modo, se diseñó otro filtro otro filtro del tipo Wiener-Levinson, para rcomponer la sísmica resultante con una ondícula simétrica de fase cero. Después del proceso de deconvolución, el tren de ondas ascendentes contenía las reflexiones efectivamente causadas por la señal deconvolucionada, que se propagó en forma descendente a través de la formación (Fig 8.38) MIGRACIÓN La integral de Kirchoff ( migración por curvas de difracción) se utilizó para obtener una imagen simultánea migrada de todas las trazas del VSP, para cada ubicación con desplazamiento del emisor. Según la integral de Kirchoff , para una geometría determinada (la posición relativa de los emisores y los receptores par todos los deplazamientos) y para un modelo de velocidad dado (la estructura simplificada fue tomada en cuenta dentro del modelo de velocidad) ,cada punto del subsuelo fue representado como enviando un rayo desde un determinado punto que actúa como fuente (X,Y). Luego se recibió ,reflejado, en un determinado punto de recepción (X´Y´), que corresponde al pie del pozo. Este rayo se propagó hacia abajo a través del modelo de velocidad, aplicando la ley de Snell y el principio de Huygens. Se computó la trayectoria del rayo, que va desde el punto de origen hasta el punto de recepción, para el modelo de velocidad real, y también para una amplia variedad de valores de buzamiento. Si el punto migrado corresponde a un reflector verdadero (por ejemplo, el punto imagen describe una parábola) , luego la suma de las amplitudes dará como resultado una energía coherente. Si no hubo ningún reflector en el punto imagen, la suma debería ser cero. En la Fig. 8.39 se muestra la imagen migrada en amplitud real y referida al plano de referencia sísmica- en este caso, el nivel del mar –con polaridad SEG normal. Los resultados de que se obtienen, en cuanto a su calidad , están condicionado básicamente a dos factores: frecuencias y relación señal/ruido, normalmente dependiente de la profundidad de los objetivos geológicos. .En comparación con el modelo de trazado de rayos, la refracción correspondiente al desplazamiento más lejano no resultó tan grande como era de esperar, debido, a una capa de alta velocidad cercana a la superficie.

Los primeros 1500 pies de la formación (8.39) pueden caracterizarse como una secuencia estratigáfica relativamente paralela, dividida en dos bloques por una falla inversa (plano de falla subvertical ) localizada aproximadamente a 300 pies del pozo .El salto de la falla es relativamente pequeño, de modo que la profundidad del yacimiento (1300 pies) esta falla no debería interrumpir la continuidad lateral del cuerpo arenoso .Los valores de amplitud relativamente bajos sugieren que esta secuencia estratigráfica no se extiende más allá de los 1500 pies de profundidad. Los datos de los perfiles confirman estos resultados. Sin embargo, es posible observar reflectores lejos del pozo, lo cual indicaría la presencia de más secuencia arenas -lutitas en esa dirección . La buena calidad de los datos VSP, y en especial de la sección migrada convertida a profundidad, permiten concluir lo siguiente: .* las resoluciones verticales y horizontales de la imagen migrada permiten identificar con claridad el tope y la base de las areniscas que constituyen la zona de interés, los cuerpos arenosos también se puede correlacionar lateralmente a ambos lados de la falla. .* Se puede definir la presencia de una importante falla inversa por los cambios geométricos laterales de los cuerpos ,debido a la magnitud de la falla no se sabe a ciencia cierta si la misma, puede causar cambios laterales abruptos en la permeabilidad. .* Las areniscas de interés, continúan del otro lado de la falla, y presentan importantes variaciones de amplitud. .* En estas circunstancias la perforación de pozos horizontales es muy riesgosa . Debido a la presencia de una falla muy cercana al pozo. Por la tanto se consideró que una manera más segura de buscar reservas adicionales de petróleo, consiste en perforar un pozo vertical a través del segundo bloque ubicado a la derecha de la falla. Este pozo podría también investigar los eventos sísmicos profundos (por debajo de los 1500 pies) nota: colocar la fig. 8.42 con la fig. 8.33. Y agregar: resulta evidente que la forma parabólica que presentan las Formaciones Las Piedras y Mesa contribuyen a obtener una imagen más amplia del objetivo, después de varios intentos, se determinó que la cobertura óptima desde las ubicaciones posibles se encontraban sobre una línea sísmica NE-SO con cuatro desplazamientos, ubicados a +1000 m, +2000m, se grabaron los 4 VSPs con estos desplazamientos, la fuente de energía utilizada fue un vibrador de 46000 libras, monitoreado por el sistema computarizado Pelton Advance 2.,herramientas de imágenes sísmicas con digitalización dentro del hoyo, con 16 bits de rango dinámico, calibración y amplificación de 102 dB, también dentro del hoyo, una unidad de adquisición de superficie, con un módulo de adquisición sísmica preprogramada, que permite una amplificación de superficie de 60 dB, la calidad de los datos se puede apreciar en la Fig 8.43 , el contenido de frecuencias de los datos oscilan entre 10 y 80 Hz. Se observan las señales de refracción observadas dentro de los primeros arribos, estas señales son provocadas por los planos de las fallas verticales que pasan cerca del pozo. Procesamiento e interpretación Los datos fueron procesados utilizando una secuencia convencional para VSPs con desplazamiento Fig. 8.34. La dirección de la polarización de las señales refractadas fue reconstruida a partir de las tres componentes, y las señales refractadas se minimizaron tomando las señales perpendiculares a esa dirección. Los residuales se eliminaron con un filtro por la mediana de la velocidad, mientras que la separación de las ondas P y S se obtuvo por inversión paramétrica de los campos de ondas. Los datos provenientes de las cinco posiciones (cuatro con desplazamientos y uno vertical ) se migraron simultáneamente, mediante un algoritmo de migración de kirchoff, que preserva un contenido de frecuencia suficiente para indicar la dirección y continuidad de los planos de falla. En la Fig. 8.44 se observa el VSP final migrado, la sección de sísmica de superficie, y la impedancia acústica del VSP, por debajo de la fosa colapsada, en la parte inferior de la Formación Carapita,existe una buena coincidencia entre el VSP y los datos de sísmica de superficie, lo cual confirma el grado de confiabilidad de ambos .Dentro de la fosa en si ,se puede realizar el cartografiado, por ejemplo, de los reflectores de las Formaciones Las Piedras y Carapita. En los alrededores del pozo, a menos de 100 pies de distancia del mismo, se observa la presencia de varias fallas verticales; más de las esperadas. Por último, el VSP detecta las

areniscas del yacimiento Las Piedras y muestra la extensión lateral de las mismas. Esta información adicional es útil para planificar la planificación de nuevos pozos en la Formación Las piedras y además para la planificación de pozos de exploración profunda que se quieran realizar en el futuro. El VSP contribuyó a determinar la extensión de una zona fuertemente sobrepresionada .Antes de colocar el revestidor de 13 3/8 pulgadas, el pozo había atravesado la Formación Carapita hasta 5300 pies, el proceso de perforación fue muy dificultoso en los últimos 20 pies, debido a la presencia de una zona de alta presión que producía bitumen .Este actúa en forma plástica similar a la sal, pués en todos los casos se cierra pocas horas después de haber sido perforado. Se supone que esta zona de bitumen poca profunda y de alta presión, fue provocada como un escape a través de la comunicación existente entre los planos de las fallas verticales-ya observados en la imagen migrada del VSP-en un yacimiento más profundo que se encuentra a alta presión. Se decidió colocar un tapón de cemento en el pozo abierto sobre la zona de alta presión y, si esto no resolvía el problema correr una tubería corta de 11 ¾ pulgadas. A pesar de ello no estaba claro, hasta donde se extendía esta zona, ni hasta donde convenía llegar antes de colocar el tapón .El VSP pudo resolver este problema mediante un registro de impedancia de impedancia por debajo de la zapata del revestidor. La serie de reflexiones se convoluciona con la ondícula descendente, con la cual se obtiene la traza modelada, que se compara con la traza real. En base a la diferencia entre ellas, se utiliza un método de gradiente para calibrar la serie de reflexiones, en repeticiones sucesivas hasta que se logre un ajuste satisfactorio con la traza real. Para evitar posibles inestabilidades, es importante limitar el número de reflexiones y emplear restricciones geofísicas razonables . Se obtiene como resultado un registro de impedancia acústica versus tiempo (Fug 8.44), desde el tope del VSP hasta aproximadamente 0,4 seg. Debajo del pozo. Entre 1,41 seg ( estimado a 5200 pies) y 1,51 seg. (5340 pies) se produce una brusca disminución en la impedancia acústica uy una segunda hasta los 1,67 seg, que se interpreta como zona sobrepresionadas. A los 1,71 seg se observa otra caida adicional, lo cual podría indicar la presencia de otra zona de alta presión –muy común dentra de la Formación Carapita. Sin embargo, también podría interpretarse como el límite confiable del VSP. En base a esta predicción la perforación continuó, aunque con muchas dificultades hasta 5623 pies; toda esta sección fue cementada. Dado que los problemas persistían, se bajó una tubería corta a 5349 pies. Nótese que el intervalo cubierto por la misma por la misma corresponde aproximadamente a la primera zona sobrepresionada , y que el fondo del intervalo cementado corresponde aproximadamente a la base de la segunda zona de alta presión. Una vez así cerradas estas zonas, se perforó el pozo hasta llegar a la base de la Formación Carapita, sin mayores dificultades. De esta manera, el hecho de conocer el espesor de la zona de sobrepresión, y la geometría del plano de falla a partir del VSP, contribuyó a preparar un plan adecuado, para instalar la tubería corta, y cubrir el intervalo sobrepresionado productor de bitumen. Otro importante aporte del VSP, es la de ubicar futuros pozos de desarrollo y, además para planificar la perforación de pozos de peroración profunda. Dando un valor agregado, con el cálculo de la impedancia acústica por debajo del pozo a partir del VSP de desplazamiento cero, se pudo predecir una zona sobrepresionada con bitumen. Esta información resultó esencial para determinar los intervalos adecuados para colocar el tapón de cemento y la tubería corta intermedia. Una vez completada esta tarea, el pozo fue cañoneado sin mayores dificultades. A finales de la década de los 80, se hizo una prueba con el registro TOMEX, de sísmica de pozo, esta técnica consiste en generar frentes de ondas sísmicas, por medio de la mecha de perforación y registrar estas ondas por medio de distintos arreglos de geófonos conectados a una caja receptora telemétrica . Esta caja se encarga de enviar las señales captadas vía radio a la unidad de grabación .La información es procesada para generar sismogramas de las primeras llegadas, correlación del frente de onda con la salida del geófono produce la traza del VSP. Los objetivos y aplicación del TOMEX, fueron los siguientes: .a) Evaluar el potencial de esta técnica. .b) Determinar un cuerpo de arena caracterizado por la presencia de gas y altas presiones entre 7000 y 8000 pies de profundidad. .c) Determinar o estimar el tope de la Formación Naricual. .d) Obtener la curva de velocidades en el pozo Cao-301. .e) Correlacionar los datos adquiridos con los de sísmica de superficie. .f) Crear imágenes del subsuelo.

Equipos usados para la adquisición. Se usó dos tipos de mechas como fuente de energía. Una mecha tipo Polidiamond Crystal y otra tipo cónica la Christensen. La primera mecha no dio los resultados esperados ,ya que esta mecha no es la más apropiada para generar suficiente energía, motivo por el cual la actividad debió ser suspendida a 10889 pies. ( genera una señal muy débil, debido a que su movimiento de presión sobre la formación es muy suave), el peso sobre este tipo de mecha osciló entre 9000 y 12000 libras. La otra mecha se utilizó desde 6127 hasta 6327 pies, esta mecha se utilizó para romper un tapón de cemento, durante la realización de esta actividad se observó que este tipo de mecha generaba suficiente energía detectada por los geófonos por tanto se decidió continuar perforando unos 200 pies con esta mecha, el peso sobre la mecha osciló entre 12000 a 25000 libras .Los datos obtenidos con este tipo de mecha son considerados de buena calidad, ya qué se observa buena relación señal/ruido y unas primeras llegadas bién definidas. Los receptores lo constituyen 48 geófonos tipo Marsh, conectado a una caja telemétrica, ésta consiste de preamplificadores, convertidor analógico-digital, y un multiplexador, la función de esta caja es recibir la señal de los geófonos y enviarla a la unidad de grabación vía radio. Se seleciononaron 10 estaciones a las cuales se les asignaron sus elevaciones y coordenadas, esto con la finalidad de disponer de una mayor cantidad de datos que permitan la correlación de datos con los pozos vecinos. La unidad de grabación está compuesta por amplificadores, demultiplexador, convertidor analógico- digital, opción de uso de filtro etc. La rata de muestro se seleccionó a 4 ms. Debido a que es la única opción del equipo. Esta unidad está conectada a la unidad de computación la cual permite la realización de las correlaciones y la graficación de los datos analógicos en el sitio. La grabación de los datos se realizó hasta 10889 pies de profundidad .La mecha polidiamond no generó la energía suficiente para que los geófonos de superficie captaran una buena señal. Por lo tanto 9 de las 10 estaciones debieron ser desconectadas. La estación a 1000 pies del pozo se mantuvo activa para continuar la grabación de los datos en una forma experimental. Los geófonos se plantaron en un arreglo lineal espaciados cada 10 pies. La señal piloto se detectó por medio de tres sensores. Dos sensores de sensibilidad horizontal y uno vertical. La señal captada por estos sensores viaja a través de la tuberia y es enviada a la unidad de grabación via radio. El procesamiento en sitio consistió en cross-corralacionar la señal piloto enviada por los sensores en la tubería con la señal registrada por los geófonos. El procesamiento permitió obtener sismogramas para observar la calidad de las primeras llegadas, el nivel de energía generado por las mecha. Se generaron análisis espectrales de las frecuencias presentes tanto de la señal piloto como del subsuelo, autocorrelaciones etc. RELACIONES TÉCNICAS ENTRE LA SÍSMICA DE SUPERFICIE Y LA SÍSMICA DE POZOS .a) La energía producida por la fuente sísmica es fuertemente atenuada a medida que se propaga n el subsuelo. .b) Los datos adquiridos en superficie en condiciones geológicas complejas son normalmente insuficientes para hacer una interpretación confiable. .c) También son insuficientes para estudiar la propagación de as ondas (Gal´perin ,1974). Para superar estas dificultades se procedió a estudiar las ondas sísmicas dentro del mismo subsuelo colocando detectores en l interior del pozo. Algunas de las conclusiones de estos trabajos fue que los sismogramas obtenidos con la sísmica de superficie son mucho más complejos de lo que podía suponer y que la porción superior del subsuelo es altamente responsable de la generación de la señal sísmica (Wuenschel, 1976). Además la determinación de la naturaleza de los eventos observados es mucho más confiable en el VSP. El VSP permite una evaluación de las capacidades exploratorias de la sísmica de superficie El VSP puede aportar información valiosa, tanto en el dominio del espacio y del tiempo de la Geología, tanto en la vecindad del pozo como debajo de la profundidad del mismo, siempre y cuando exista suficiente contraste de impedancia acústica. (Briones) En la Fig. 1, en cada una de las posiciones G1,G2, etc. Indicadas a lo largo del pozo hay un geófono (en la práctica sólo se puede un nivel a la vez), es necesario determinar el espaciamiento adecuado en el que

se debe ubicar los geófono en el pozo (para evitar aliasing espacial) .Esta distancia viene dada en función de la frecuencia máxima y la velocidad mínima del medio donde se realiza la operación..Se requiere un mínimo de dos muestra para las longitudes de ondas más pequeña, el hecho es que se requiere tanto las frecuencia como el tiempo. Se obtiene la mínima longitud de onda, cuando la componente de máxima frecuencia de la ondícula se propaga a través de intervalo de profundidad donde la velocidad de propagación tiene su mínimo valor. Esta mínima longitud de onda, define el intervalo de muestreo espacial, delta z menor o igual lamda/2. Fig 4.4 HARDAGE DATOS CORRECTAMENTE MUESTREADO, 4 MUESTRAS PARA LA LA LONGITUD DE ONDA MÍNIMA. Cuando los datos no son muestreados correctamente, (espacio y tiempo), ocurre la aliasing digital , y los filtros de velocidad no pueden separar los modos de energía ( descendentes y ascendentes) con resolución óptima.

ojo fórmula : delta z menor o igual a la velocidad mínima/ 2 frecuencia máxima. La rata de muestreo, es usualmente definida como delta t menor o igual a 1/2fa (fa la frecuencia más alta en los datos grabados) , aunque sea satisfactorio grabar con 4 ms. Siempre es recomendable hacerlo con 1 o 2 ms. Desde el punto de vista del procesamiento de los datos, entre otras cosas, algunos procesos numéricos, tales como el diseño de los operadores de deconvolución ,son mas eficientes si se dispone de mas puntos de muestreo para definir el carácter de la ondícula, en consecuencia el procesamiento de los datos con rata de muestreo de 2 ms. Es superior al procesamiento que se realiza con 4 ms., independientemente que se utilice la misma banda de frecuencia en ambos casos, de igual manera cuando se realizan estudios para estimar atenuación se debe utilizar una rata de muestreo de un mínimo de 2 ms, independientemente si al ancho de banda justifica o no esa rata de muestreo. . Una vez determinada la distancia (usualmente menos de 20 pies) del geófono en el pozo se procede a disparar la fuente de energía en superficie y grabar en el pozo las primeras llegadas del impulso sísmico las reflexiones que el mismo genera en profundidad . Esto se hace para todas las posiciones del geófono. La trayectoria de las ondas directas (líneas punteadas ) y reflejadas (líneas continuas) se muestran a la izquierda de la Fig. A la derecha se muestra la sección sísmica que se obtendría en este caso. Ambos eventos tienen pendientes opuestas y polaridad diferente .Esta diferencia en polaridad se debe a que las ondas directas y reflejadas excitan al geófono en direcciones opuestas. Esta sección se obtendría en el caso de que la fuente produjera una ondícula compresional ideal, que no hubiese ruido y que tuviéramos un solo reflector horizontal. De igual manera que la sísmica de superficie, también en sísmica de pozo se generan reflexiones múltiples, tanto hacia abajo como hacia arriba. En las figuras 3ª y 3b se muestran múltiples que son registrados cuando se propagan hacia arriba .Estos múltiples se reflejan en un número impar de veces. En la Fig. 3ª se ilustra un múltiple de primer orden y en la 3b un múltiple de segundo orden de periodo coto. Prueba de campo entre dos fuentes de energía En toda área exploratoria, es importante conocer el tipo de energía más conveniente para realizar las operaciones de perfil sísmico vertical, para ello adquirimos datos representativos con las fuentes. Implica utilizar el mismo pozo, los mismos geófonos , y el mismo sistema de grabación.

Básicamente, se toman en consideración los siguiente puntos: .* Bandas de frecuencias que se obtienen con las fuentes que se están comparando. *Generar la energía suficiente para obtener la imagen del subsuelo correspondiente a las anomalías geológicas . .* Consistencia de la ondícula de dispara a disparo. .* Identificar los ruidos asociados con la fuente. Ejemplo, vibrador y pistola neumática. Vibrador: Litton Model 309, generados de ondas P Pistola : 200 pies cúbicos. Cada fuente colocada a una distancia de 200 pies del pozo. Una traza del vibrador, representa tres barridos ascendentes, con una banda de frecuencia 8-82 Hz, en 12 segundos. Cada traza con la otra fuente de energía, representa 3 o 4 disparos, con la cámara operando a 2000 psi A toda la información se le aplicó un filtro de 8-40 Hz, y ploteada con ganancia fija, a fin de obtener la máxima amplitud en cada traza, tengan similar representación . Los resultados de estas pruebas, se representan en las figuras 4-30 y 4-31, hacer un composite. (Hardage), la energía de salida son prácticamente iguales, la ondícula tiene an ambos casos el mismo grado de consistencia de traza a traza, el vibrador sin embargo, genera más ruido de onda de tubo ,debido a que se produce más cantidad de ondas Rayleigh ( Rayleigh ground roll ), que la pistola. En cuanto al contenido de frecuencia, si el objetivo del perfil sísmico es detectar pequeñas anomalías con objetivos geológicos profundos, podemos observar cual es el comportamiento en la Fig. 8-41, (Hardage),en la cual podemos observar una perdida de las componentes de altas frecuencias en la pistola neumática, de tal manera que en la parte estratigáfica de esta sección, la ondícula del vibrador aporta mejor resolución. También debemos tomar en consideración que otros factores tales como, condiciones y topografia del suelo, generación de ondas de tubo, inciden en la calidad que podría dar el vibrador. Procesos esenciales para separar ondas descendentes de ondas descendentes .* Sumación vertical. .* Sumacion vertical restringida. .* Filtros de velocidad. .* Deconvolución Sumación vertical: procedimenro numérico que enfatiza las ondas ascendentes y atenúa los eventos descendentes en una simple sumación vertical de las trazas del VSP que tiene reflexiones ascendentes procedente de estratos horizontales alineado en fase a lo largo de una línea de tiempo, y evento descendentes no alineados Tres consideraciones deben ser tomados en cuenta: .a) El proceso asume que los refelctores son planos y horizontales. Las reflexiones provenientes de interfaces con buzamiento no serán verticalmente alineada a lo largo de las líneas de tiempo por los desplazaientos en tiempo. .b) Los alineamientos con desfasaje de tiempo de las reflexiones primarias y múltiples ascendentes, consecuentemente , consecuentemente, la suma vertical contendrá ambas reflexiones, a menos que los múltiples sean removido por la deconvoluión. .c) Todos los eventos ascendentes, serán colocados en sus verdaderos tiempos de arribo.

Sumación vertical restringida.

Con el fin de obtener las trazas VSP sumada verticalmente que contenga sólo las reflexiones primarias, debemos identificar la parte de la sección está más contaminada por los múltiples ascendentes y que parte es menos afectada por ellos, esto está representado en la Fig 5.5 (Hardage) . La posición de el límite AB de esas dos modalidades ; primarios-múltiples es arbitraria . pequeñas cantidades de ruido causadas por eventos descendntes y múltipes ascendentes se pueden observar en la traza compuesta dependiendo de la naturaleza del conjunto de dato del VSP. Este proceso de sumación vertical restringida, se ilustra en la Fig 5.6 . Data regime # 1, en las figuras 5-5 y 5-6, comúnmente se le conoce como “front corridor”. Procesamiento de amplitud Si las amplitudes de las ondiculas son apropiadamente grabadas y preservadas, pueden ser de gran valor en la exploración, en sísmica de superficie, las amplitudes de las reflexiones pueden ser utilizadas para una eficiente interpretación en objetivos petroleros. Las anomalias de amplitud (bright spot, son utilizado para estimar el tipo de roca que genera la reflexión y el tipo de fluido contenido en el sistema poroso. Una buena obtención de las amplitudes de la sísmica de pozo, es gran importancia para mejorar la calibración con la sísmica de superficie en la vecindad del pozo y así mejorar y aportar más certidumbre al valor de la sísmica de superfuicie.y el modelajes en el modelaje de sísmica sintética del subsuelo, por ende logra la integración de la sísmica de superficie y la sísmica sintética, el VSP permite identificar primarios y múltiples en una sección estratigráfica , otro aporte es que permite determinar las posibles discrepancias o correlaciones entre la sísmica de superficie y la sísmica sintética . Varios procesos físicos que afectan la amplitud en la propagación, deben ser compensados por procesos numéricos utilizados para ajustar los datos de los VSP, entre ellos se describen los siguientes: Divergencia esférica: Decrecimiento de la energía de la onda (energía por unidad de área de un frente de onda), con la distancia como consecuencia de una expansión de la geometria, es un decrecimiento de la intensidad de la energía, para un punto de fuente de energía, su densidad decrece inversamente al cuadrado de la distancia que ha recorrido la onda. La mayoría de los algoritmos numéricos para ajustar los datos de superficie por divergencia esférica de la propagación del frente de onda son diseñados solo para ajustar las amplitudes de las ondas compresionales, en los VSP con geofonos de tres componentes, se pueden obtener datos sobre la propagación de ondas P, S, y otras modalidades tales como las ondas de tubo, se debe tener en cuenta al meos tres configuraciones geométricas para l procesamiento de esos datos (Fig. 5.7,5.11,5.13 Hardage ), ovbiamente las ondas de tubo no presentan divergencia esférica, sus trayectorias son paralelas. La divergencia esférica es el proceso físico que más afecta al decrecimiento de la energía. Perdida por transmisión: Cuando se propaga un frente de onda, fracción de esa energía se refleja en cada contraste de impedancia acústica, cada reflexión depende de los signos algebraico de los coeficiente de reflexión . La fracción o medida de amplitud que pasa a través de una interface, se define como la energia de transmisión referida al caso de incidencia normal Scattering : dispersión difusa e irregular de la energía debido a la no homogeneidad del medio donde se propaga el frente de onda, anomalías del subsuelo producen anomalías cuando el frente de onda se propaga a través de ellas. Absorción: proceso mediante el cual parte de la energía del frente de onda se convierte en calor, en un contraste de impedancia acústica, la absorción de la energía de un frente de onda puede estar en el orden de 0.25 dB/ciclo, y puede alcanzar unos 0.50 dB/ciclo, las causas fundamentales de la absorción son; fricción producida por la oscilación de las partículas de las rocas y movimiento del fluido que produce vibraciones en el sistema poroso de la roca. Tiene relación con el scattering en el sentido de que atenúan las componentes de altas frecuencias en mayor proporción que las bajas frecuencias Directividad fuente-receptor Si la energía del VSP, es mayor en una dirección preferencial, significa que el contenido de amplitudes, obedece a la directividad de la fuente y no es indicativo de las propiedades físicas del medio gologico donde se propaga, el geófono de pozo también tiene un comportamiento de directividad. Para un frente de onda con amplitud uniforme en todas las direcciones en un medio homogéneo, la respuesta de la bobina ( Geofono de pozo) orientada verticalmente es proporcional al ….. 161 Hardage.

H es la distancia entre el pozo y la fuente de energía, Z es la profundidad del géofono (fig 5-9, Hardage) Es importante determinar la función matemática que representa la pérdida de amplitud por divergencia esférica, una vez que eta función es determinada, la inversa puede ser aplicada a los datos de VSP para amplificar todos los datos que forman una traza, de manera tal que las amplitudes de la ondícula sean equivalente a las que se generan por la propagación de ondas planas a través de la misma sección estratigráfica. Cuando se propaga un frente de onda en una esfera uniforme y un medio homogéneo, la amplitud de las primeras llegadas disminuye a razón de 1/R o 1/VT, donde R es la distancia de propagación , V es la velocidad promedio de propagación, y T el tiempo de viaje. En la práctica la mayoría de las secciones estratigráficas consisten en una sucesión de estratos con diferentes velocidades y densidades, es como una secuencia de impedancia acústica estratificada, las refracciones causan incremento de la divergencia esféria, el dacaimiento D, causada por tal proceso es: 161 Hardage. Vrms es la velocidad rms de la capa donde se propaga el frente de onda en un timpo T, el simbolo * significa muliplicación , no convolución , Vo es una constante, tomada de las velocidades de las ondas P y S en la capa tope de la secuencia ( o capas refractante donde se propaga el frente de onda, D tiene unidad de (longitud)-1 . Las trayectorias tiempo- profundidad, de las ondas descendentes con respecto a las ondas ascendentes son opuestas, hecho esta que facilita un efectivo funcionamiento de las filtros de velocidad para realizar la separación de ambos trenes de ondas, de esta manera podemos calcular un operador de deconvolución a partir del tren de las ondas descendentes para posteriormente separar los múltiples de las ondas ascendentes de las primarias de las ondas ascendentes. Una de las ventajas de utilizar las ondas descendentes para calculr el operador de deconvolución , es que estos son determinados a partir de un campo de ondas cuya señal esta en el orden de unos 20 o 40 dB mayores que los usualmente usado para este propósito ( eventos ascendentes registrados en la superficie), y por otra parte se minimiza el contenido de ruido . MODELAJE ESTRUCTURAL Y ESTRATIGRÁFICO DEL PERFIL SÍSMICO VERTICAL El trazado de rayo es un procedimiento básico para conocer los procesos de reflexión y transmisión de odas sísmicas, la mayoría de los centros de procesamiento disponen de algunos modelos de trazado de rayos los cuales son utilizados analizar el comportamiento de las reflexiones grabadas para obtener los modelos del subsuelo, entre otras las aplicaciones son las siguientes: determinación de buzamientos, geometría fuentereceptor-pozo, detección de fallas, magnitud de los saltos, discordancias, contenido de frecuencias y por ende anomalias esratigráficas en las cercanías del pozo, objetivos geológicos que ameriten el uso de desplazamientos de fuentes de energía. La intersección de un contaste de impedancia acústica y un rayo sísmico se denomina punto de reflexión especular, si la ley de Snell de reflexión y refracción definen la dirección de los rayos reflejados y transmitidos, en realidad la energía sísmica se propaga a través de la tierra en frente de onda esférico, de modo que los procesos de reflexión y de transmisión no ocurren en puntos , sino en círculos o elipse (zona de Fresnel) Fig 6. 1 Hardage. Esta zona define el área del reflector la cual contribuye a cada trayectoria de reflexión, es importante tomar en cuenta cuando esta zona es mayor que las dimensiones laterales de un rasgo estrstigráfico o estructural, en tales circunstancias la amplitud de la reflexión debido a que la zona extendería, o presentaría el rasgo geologico mayor de lo que realmente es. Modelo de reflectores con buzamiento La determinación del buzamiento del reflector es muy importante en exploración , debido a que entre otras cosas afecta la magnitud de los cierres estructurales, define la geometría de la cuenca, implica historia tectónica , y control de procesos sedimentarios. De tal manera que es importante el buzamiento que se visualiza en los datos para lograr la resolución que se requiere para determinarlo con la mayor precisión posible. (fig 6.2 Hardage) Modelo para discordancia angular El caso de la discordancias lo ilustra una yuxtaposición de elemento s del sistema petrolero (roca madre, facies sedimentarias del yacimiento, y roca sello ) , si la discordancia no es prospectiva para la acumulación de hidrocarburo, de todas maneras es útil reconocer esos limites estratigráficos debido a que aporta dato para entender la tectónica y la historia sedientaria del área. Si tenemos identificada la discordancia por sísmica de

superficie, el VSP es comunmente utilizao para aportar un valor agregado a la sísmica de superficie,de tal moo ue es importante saber como se detecta la discordancia en el VSP. (Fig 6-17, 6-18) Modelo de trazado de rayos en VSP tridimensional En áreas geológicas complejas normalmente el modelo bidimensional no es suficiente para satisfacer las necesidades requeridas debido a que los reflectores que representan a lo estratos cambian de rumbo y buzamiento en pequeñas distancias laterales y en cualquier dirección, desde el punto de vista de propagación del frente de onda adquiere una complejidad tal que no se resuelve satisfactoriamente con el modelaje bidimensional, motivo por el cual se debe utilizar el modelo tridimensional para obtener la imagen del subsuelo de tales anomalías geológicas . El cálculo de trazado de rayos en tres dimensiones en estratificaciones múltples es conceptualmente simple, pero difícil de realizar y desplegar con precisión las trayectorias tridimensionalas en la parte computarizada. Es muy importante el espaciamiento corto y adecuado de los geófonos de pozo en rlacion con la posición y magnitudes de las interfaces geologicas del subsuelo, otro factor importante son las restricciones operacionales para la ubicación de las fuentes de energía (topografia, propietarios, instalaciones industriales etc) se hace énfasis tanto en iluminar la estructura de subsuelo y la velocidad del medio donde se propaga la energía sísmica ,los análisis son más precisos si se hace un tratamiento tridimensional. La fig 6.21, representa un objetivo estratigrafico, barra de meandro. La Fig 6.23, es una representación tridimensional con fuentes variables. VSP sintético En la elaboración de un VSP sintético, en el proceso de cálculo se asume: • Todas las reflexiones de las interfaces deben ser planas y horizontales • Las ondas descendentes y ascendentes deben propagarse normalmente en todas las interfases, esto no se cumple cuando se tiene una geometría de ubicación de fuente variable. • Los límites de impedancia deben ocurrir n incrementos iguales de intervalos de tiempo. Se toma a intervalo de 1 milisegundo. • • El único dato de entrada para el cálculo es el valor de la impedancia acústica para cada capa sintética y la ondícula de la primera onda descendente. Los valores de impedancia acústica son normalmente aportados por los registros sónico y de densidad, la ondícula es asumida u obtenida de la sísmica de superficie o de los VSP.