Sismica de Reflexion

SISMICA DE REFLEXION INTRODUCCION El método sísmico de reflexión, al igual que el de refracción, parte de producir microsismos artificiales por medio de una explosión, impacto, vibración, implosión en agua, etc. Pero en esta variante prospectiva -la más usada de todas las que existen en geofísica- no basta con registrar el tiempo de primer arribo en cada traza, como en sísmica de refracción.

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TRAYECTORIA EN CAPAS INCLINADAS Y HORIZONTALES.-

Geometría y curva tiempo distancia para ondas reflejadas en capas horizontales. La técnica de reflexión se basa en la primera Ley de Snell que establece que:

Cuando un frente de onda llega a un contacto entre dos capas de diferentes velocidades, parte de la energía es reflejada propagándose el medio incidente. Este fenómeno tiene lugar en cualquier contacto si se cumple la condición de que exista un contraste de velocidades.

FIGURA 1 .- Diagrama de una trayectoria reflejada en el punto B , partiendo de A y detectada en C. En el caso de la exploración sismológica si se genera un movimiento sísmico en el punto A en la superficie, una de las múltiples trayectorias llegará al punto B, generándose una onda reflejada con un ángulo r , igual al ángulo incidente i , que se propagará hacia la superficie para ser detectada por un sismo detector colocado en el punto C, a una distancia X del punto de impacto A. El tiempo total de la trayectoria queda definido por el tiempo transcurrido para recorrer la distancia AB y la distancia BC, con una velocidad promedio de propagación V, entre la superficie y la profundidad Z.

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Geometría y características de las ondas reflejadas en capas inclinadas. Cuando las capas presentan echado o inclinación con respecto a la superficie, los tiempos de trayectoria de las ondas no pueden correlacionarse directamente con la profundidad, porque la distancia recorrida por la onda aumentará o disminuirá según se propague pendiente abajo o hacia arriba, con respecto a la distancia superficial a la que se encuentre cada sismodetector del punto de impacto Debe tenerse presente que los ángulos incidente y de reflexión se miden con respecto a la normal a la capa reflectora, por lo que si presenta alguna inclinación, el ángulo de echado va a influir en la distancia recorrida por las trayectorias y en la profundidad correspondiente. El ángulo de echado de la capa representa una incógnita adicional a la profundidad, por lo que para resolver el caso de capas inclinadas es necesario medir los tiempos de las trayectorias a dos sismodetectores, para disponer de dos ecuaciones que se resolverán de manera simultanea. La representación geométrica del caso de una capa inclinada. Puede simplificarse utilizando el concepto de “ punto imagen”, que consiste en situar un punto virtual simétrico al plano del contacto que represente el punto de impacto, como se muestra en la figura 4.4.

FIGURA 2 .- Geometría de ondas reflejadas en una capa inclinada. De la figura se puede establecer que el tiempo total de la trayectoria de la onda reflejada en B y detectada en C es :

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DIAGRAMA DE REFLEXION.-

Figura 3. Diagrama de reflexión

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DETERMINACION DE VELOCIDADES MEDIAS

Figura 4 grafico de reflexión para velocidad media En 1956 el estadounidense Harry Mayne propuso el método de Apilamiento o Suma (Stacking), también conocido como de Recubrimiento Múltiple (Multiple Fold), Punto Común Profundo o PCP (Common Depth Point o CDP), y el correspondiente procesamiento de la información en computadora, cuyo desarrollo (en el Massachussets Institute of Technology) fue fundamental para hacer posible la aplicación práctica del método. Ya sea en sísmica bidimensional o en la más moderna tridimensional, cada punto en el subsuelo resulta registrado varias veces a partir de distintas posiciones de fuente y receptores, de lo que resulta el apilamiento, que en los primeros años era de 6 veces (en la jerga suma de 6, ó de 600%), fue aumentando con el progreso tecnológico y actualmente suele ser de 48 (4800%) o más para trabajos de sísmica 3D, mientras que en trabajos de adquisición 2D suele recurrirse a 96 (9600%) o más, es decir que en general se emplea un mayor recubrimiento cuando los datos se adquieren sólo en líneas separadas, ya que en las secciones resultantes no hay control de información lateral como sí ocurre en un volumen sísmico (tridimensional). La figura de la derecha representa trayectorias de rayos desde una fuente hasta receptores hacia uno y otro lado en un caso de horizonte reflector inclinado. Además se ilustra la hipérbola de reflexión resultante y las fórmulas (obtenidas de deducciones trigonométricas) para calcular los

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tramos iluminados (AB y AC), así como el ángulo f de buzamiento de la interfaz, la velocidad media Vm entre el horizonte y la superficie topográfica y la profundidad Z perpendicular a la capa. Puede verse que la longitud superficial total con receptores es mayor que la longitud total iluminada en el subsuelo.

Figura 5 prueba de sísmica por reflexion

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CURVA DE VELOCIDADES VS PROFUNDIDAD.-

REFLEXIONES MLTIPLES La mayoría consisten enreflexiones múltiples, es decireventos entretenidos por ciertasinterfaces del subsuelo, que por lotanto llegan más tarde a losreceptores, superponiéndose enlos registros de campo con señalesprocedentes de lugares másprofundos, como se ve abajo.

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TECNICA DE REGISTRO

Los métodos de prospección sísmica se pueden clasificar según el tipo de ondas utilizadas para obtener información del subsuelo. Según este criterio se tienen métodos basados en: - ondas reflejadas - ondas cónicas o refractadas críticamente - ondas directas - ondas superficiales Cuando se efectúa un registro sísmico, casi siempre es inevitable que se reciban y graben todos estos tipos de ondas; sin embargo, sólo uno de ellos se considera útil. Las ondas consideradas útiles se las denomina “señal”, mientras que las ondas de otro tipo se las denomina “ruido” y se consideran inconvenientes. Por ejemplo, en el método de reflexión, sólo se consideran útiles las ondas sísmicas reflejadas, mientras que las cónicas, directas y superficiales se consideran ruido. Por el contrario, cuando se utilizan métodos basados en ondas superficiales, estas son la “señal”, mientras que las reflejadas forman parte del ruido. El método de exploración sísmica mas utilizado para prospección de hidrocarburos es el que utilizan ondas reflejadas y se denomina “método de reflexión sísmica”. El siguiente método mas utilizado en prospección de hidrocarburos es el que utiliza ondas directas, y en esta categoría caen todos los registros sísmicos de pozo. Las ondas directas también se utilizan en geología aplicada a obras civiles, ya sea en pozos o en galerias.

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En la sísmica de pozos se cuenta con una variedad de técnicas, entre las que se citan: - VSP - WST La fuente y los detectores se encuentran en o cerca de la superficie y puede ser en tierra o en agua. La información del subsuelo es aportada por las ondas sísmicas que se reflejan a manera de un eco, en las superficies de contacto (interfases) de estratos con propiedades elásticas diferentes. La información se suele presentar en forma de secciones sísmicas que constituyen una especie de radiografía o ecosonograma que revela las principales estructuras geológicas en el subsuelo tales como pliegues, fallas, intrusiones, patrones de sedimentación. Se utiliza principalmente para localización y detalle de estructuras geológicas favorables a contener yacimientos de hidrocarburos a profundidades entre 1000 y 4000 m. También se utiliza con fines geotécnicos principalmente en agua, por ejemplo para determinar las condiciones del fondo marino para el anclaje de plataformas petroleras o el tendido de tuberías. En este caso la resolución suele ser excepcionalmente buena. Por contraste, el método presenta muchos inconvenientes para su utilización con fines geotécnicos en tierra, a profundidades menores de 300 m . La adquisición, el procesamiento y la interpretación por el método de reflexión son las más complejas y costosas; sin embargo, se considera en general el mejor método de exploración geofísica del subsuelo. La adquisición de datos con fines petroleros se suele efectuar a lo largo de un mallado de líneas sísmicas con extensiones del orden de 5 a 100 km por línea. Los tendidos sísmicos puede tener una longitud de 3 o 4 km a cada lado dela fuente y utilizar entre 48 y 1024 canales de grabación. El número de canales de grabación se ha ido incrementando con el tiempo y actualmente puede llegar hasta 10000 canales. La exploración puede ser de reconocimiento, de detalle y 3D. En la exploración de reconocimiento la distancia entre líneas es de hasta 10 km, en la de detalle hasta 2 km y en 3D hasta 50 m . El tiempo de registro por cada disparo es de 4 a 6 segundos con explosivos, y de 10 a 15 segundos si la fuente son camiones vibradores. El intervalo de muestreo es de 2 ms o 4 ms y el rango de frecuencias útiles de las reflexiones está en la banda de 10 a 80 Hz, con un máximo entre 35 y 40 Hz. La exploración del subsuelo mediante radar también utiliza las técnicas del método de reflexión sísmica, pero las profundidades alcanzadas son mucho más cortas: entre 0 y 50 m, aunque en la mayoría de las ocasiones no alcanza mucho más de los 5 m . Las mayores penetraciones se consiguen en sal, hielo y rocas ígneas y metamórficas. La menor en sedimentos arcillosos. Su principal aplicación es en Arqueología para localizar muros de construcciones antiguas, canales, tumbas. También se utiliza para localizar tuberías, sitios de enterramiento de desechos tóxicos y cavidades.

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VSP

El VSP (Vertical Seismic Profile) o perfil sísmico vertical es una técnica de exploración sísmica en la que se tiene una fuente sísmica en la superficie con varios detectores fijos en un pozo. Se obtienen registros sísmicos, similares a los de reflexión, para varias distancias de la fuente al pozo, con los que se construye un sección sísmica de su entorno. Las principales aplicaciones del VSP son: diferenciar entre reflexiones primarias y múltiples, medir velocidades de onda compresional y de corte y ayudar en la conversión de tiempo a profundidad de las secciones sísmicas de reflexión. Este método aprovecha ondas directas y ondas reflejadas. WST El WST (Well Seismic Tool) o tiros de verificación, es una técnica en la que se tiene un fuente sísmica fija en superficie y una sonda (WST) con un receptor dentro del pozo. Para una profundidad dada de la sonda, se obtiene un registro sísmico en el cual se mide el tiempo de viaje de las ondas primarias desde la fuente hasta el receptor. El procedimiento se repite para varias profundidades de la sonda. Sus principales aplicaciones son obtener la función de conversión de tiempo a profundidad para las secciones sísmicas de reflexión y calibrar los registros sónicos.

Registro sónico En esta técnica se utiliza una herramienta de pozo, la cual contiene un emisor de ondas sísmicas y un par de receptores a distancias fijas del emisor. La herramienta se introduce por el pozo y a intervalos regulares de profundidad (por ejemplo 1 pie) se mide el tiempo de tránsito de una señal sísmica desde el emisor hasta los receptores. Esta es una onda cónica producida por refracción crítica en la formación geológica. El inverso de ese tiempo de tránsito representa la velocidad de propagación de las ondas sísmicas en el subsuelo a la profundidad donde se efectuó la medición. El método se caracteriza por su alta resolución para delimitar estratos y tiene extensa utilidad en estudios de petrofísica, estratigrafía, producción de yacimientos y correlación de secciones sísmicas con las formaciones geológicas. Es catalogado como un método de testificación petrofísica de pozo como los registros eléctricos, neutrónicos, gamma ray, SP. También existen sondas que en lugar de pulsos sísmicos utilizan pulsos de radar. Presenta la ventaja de utilizar antenas direccionales por lo que permite medir distancias hasta cavidades y fracturas, determinar ángulos de intersección entre los estratos y la perforación y el rumbo del buzamiento de fracturas.

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Tiene aplicaciones en minería, hidrogeología y mecánica de rocas. Se usa para investigar sitios para túneles, represas y sitios de excavación. El equipo es mucho máscostoso que el de ondas sísmicas y la técnica todavía no está muy desarrollada.

Procedimiento de Campo Tiene que ver fundamentalmente con la disposición de los geófonos respecto de la fuente de energía, es decir, como se despliega la ristra de geófonos. Primero se los ubica cerca de la fuente y a poca distancia entre ellos, para obtener refracciones en las capas superficiales. Así se conocerán las velocidades de estas capas, particularmente la de la capa meteorizada y se define la ventana óptima. Resuelto este aspecto, se reubica la ristra de geófonos, que tendrán una separación acorde a la profundidad que se investiga. Por una cuestión práctica, para un equipo de 12 canales (24 geófonos) por ejemplo, se coloca la Ristra 1 hacia atrás de la fuente de perturbación y una Ristra 2 hacia delante. No obstante este arreglo, se perturba el suelo en la ubicación de cada uno de los geófonos. Luego la Ristra 1 se ubica delante de la Ristra 2 que queda atrás, y se repite la operación en la dirección de avance del perfil sísmico. Procesamiento de los datos Se realiza esencialmente con sofisticados equipos y sistemas computacionales, por la gran cantidad de información y por el tiempo que consumiría hacerlo por los medios tradicionales. Consiste en las siguientes etapas: Demultiplexéo: Como la registración de los datos es magnética, la información grabada contiene los tiempos de arribo de todos los geófonos. Este proceso implica entonces la separación de los datos correspondientes a cada geófono, que es obviamente automática y hecha por una computadora. Corrección estática: También conocida como Corrección por Weathering. La razón y estrategias de esta corrección son las mismas utilizadas en el Método de Refracción, y son el hecho que en la mayoría de los casos, la capa superficial está alterada, tiene muy baja velocidad de propagación y espesores variables que complican los registros. La corrección se efectúa restando los tiempos que consumen los rayos desde la superficie hasta un plano datum (o de referencia) a profundidad previamente establecida, generalmente bajo la menor cota topográfica si el terreno no tiene fuertes desniveles. Luego de esta corrección todo quedará como si la fuente y los geófonos hubieran estado en el plano datum. Deconvolución. Como el pulso sísmico comienza como una explosión de corta duración, a medida que este atraviesa la Tierra va generando ecos que se acoplan y producen series de reflexiones que duran varios segundos. Este efecto se llama Convolución. Entonces la deconvolución es un proceso matemático o filtrado, que permite eliminar esas reflexiones y dejar solo las provenientes de reflectores reales. El tercer paso implica agrupar los trazos, o registros de cada geófono, en familias de reflexiones mediante procesos que se conocen como Separación Común (SC) o Punto Común (PC), referidos en toda la bibliografía como Common Depht Point (CDP) o Common Midpoint (CMP) Gather respectivamente.

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SISMICA DE REFLEXION Separación Común: Esta técnica selecciona simultánea-mente pares de fuente-geófonos (E1-G1, E2-G2,...) con la misma separación. La ventaja de este procedimiento es que la curva tiempo–distancia reproduce la topografía de la interfaz, y lo más importante es que los sismogramas de campo no necesitan corrección por sobretiempos (STN). Si la interfaz es horizontal, todos los arribos aparecen alineados horizon-talmente.

Punto Común: Permite registrar varias reflexiones de un mismo punto, eligiendo trazos donde la fuente y el geófono sean equidistantes desde un punto central y con separaciones progresivamente mayores. Luego se agrupan estos trazos (gather) para conformar la clásica hipérbola por el incremento del tiempo de viaje, pero con la diferencia que ahora se trata de reflexiones en un mismo punto. La clave de esta técnica es que mejora sustancialmente el STN. La nueva hipérbola tiene un sobretiempo producido en un mismo punto y no uno promedio de todos los puntos de reflexión como ocurría originalmente. Cada punto medio común tendrá asociados dos o más trazos o juegos de fuente-geófono, determinando este número la cobertura (fold) del registro sísmico.

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Corrección Dinámica o de STN. No olvidemos que nuestro objetivo es identificar reflexiones para componer un perfil sísmico que finalmente permita visualizar la estructura geológica. Esto es, un corte del subsuelo con coordenadas x y t (tiempos de viaje de las ondas). Para ello corregiremos cada arribo de reflexión de modo que parezca que la onda viajó por el camino vertical. Es decir que a cada arribo le tenemos que eliminar el STN. Para esto podríamos utilizar las velocidades medias cuadráticas de Dix y reemplazarlas en 2

2 1/2

STN = (x + 4h ) / VMC - 2h/VMC Aunque fuera hecho con computadora consumiría mucho tiempo de máquina y operador. Otro enfoque del problema sería utilizar los arribos de puntos a Separación Común (SC), ya que no requieren corrección por STN. De esta forma obtendríamos un perfil sísmico como se dijo, aunque los caminos no sean los verticales, pero subsiste el problema de que es necesario conocer las velocidades.

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El procedimiento que se utiliza se conoce como Análisis Automático de Velocidad y consiste en buscar la velocidad que haga nulos los STN de los registros de Punto Común agrupados. Hay varias estrategias para este análisis, pero solo mostraremos el de STN en función de t0: 2

2

4

STN = x / 2t0VST – x / 8t0VST 2

4

2

Recordemos que no utilizamos el Método de Green (x - t ), pero automatizaremos el proceso y lo resolveremos por el método de prueba y error. Llamaremos Velocidades de Stacking (V ) a las ST

obtenidas de este modo, las que serán similares a las medias cuadráticas de Dix. El término stacking significa apilar o amontonar y en sísmica significa componer los registros. El procedimiento requiere entonces encontrar t0 y VST que hagan nulo el STN, entonces calculamos el sobretiempo con la formula anterior en la que ponemos como t0 el tiempo registrado en el geófono a separación cero, es decir el de la onda de camino vertical, y como V un valor por ST

tanteo. Luego restamos este sobretiempo calculado al tiempo registrado en cada geófono para corregir cada arribo por STN. Este tanteo resulta sencillo y rápido en una planilla de cálculos por computadora. Probando con diferentes velocidades encontraremos la que llamamos de Stacking, cuando todos los arribos corregidos sean iguales o muy próximos al t0, y por lo tanto la hipérbola quede plana.

Si esta velocidad no aplana las hipérbolas, debe hacerse una migración, corrección que se verá después, antes del análisis con STN, aunque esto tendrá la complicación de la enorme cantidad de datos a procesar. Una vez determinada la velocidad de stacking y eliminados los STN, se suman las amplitudes de los impulsos, lo que permite mejorar la señal y minimizar o eliminar el ruido. Finalmente se realiza otro proceso de deconvolución que tiene como fin eliminar el resto de señales no deseadas, es decir que se deben quitar algunas frecuencias que ensucian los registros. Como la frecuencia de un pulso sísmico se atenúa con la profundidad, se diseñan filtros pasabanda apropiados para eliminarlas, sobre la base de modelos preliminares del subsuelo. INTERPRETACIÓN SÍSMICA a) Objetivo general de la interpretación de sísmica de reflexión En la prospección y desarrollo petroleros los objetivos principales se refieren a la posición estructural, morfología y distribución espacial de los reservorios que componen un intervalo definido de la columna estratigráfica en un área determinada. Pero también, naturalmente, dela roca madre y de las vías de migración de los hidrocarburos.

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Es decir generar un modelo geológico estructural y estratigráfico detallado.

b) Etapas de la Interpretación Sísmica Estructural  Evaluación geológica general: Se realiza una primera aproximación para definir el modelo estructural del área y ver la relación con la sedimentación. La principal tarea es reconocer las principales fallas del área a fin de delimitar los bloques a estudiar en detalle.

 Correlación regional de pozos:

Se define la posición exacta de las fallas en los pozos delimitando correctamente los bloques que componen el área. De esta manera se determina el modelo evolutivo de las fallas en profundidad

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y la ubicación de las mismas.- Confección de cortes regionales (longitudinales y transversales a las principales estructuras reconocidas en el área).

 Correlación estratigráfica de pozos: - Elección de bloques a estudiar y secuencias a interpretar mediante correlación estratigráfica: se correlacionan en películas en escala 1:1000, o en pantalla. Esta correlación se realiza por grillas con pozos nodos y control de cierre.- Confección de cortes estructurales cruzados a escala conveniente.- Cortes estratigráficos de detalle (capa a capa) a escala apropiada.- Diagramas estratigráficos de panel.

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SISMICA DE REFLEXION  Carga de datos: Es una etapa imprescindible antes de la interpretación sísmica. Incluye la carga de:- planimetría de sísmica y de pozos- y de la sísmica procesada, incluyendo sísmica de pozo- archivos de perfiles geológicos de pozo- datos geológicos, de los cuales los relevantes son: topes y bases de capas (en metros bajo boca pozo y metros bajo nivel mar), espesores útiles y permeables, valores de porosidad medidos por perfil, puntos de corte de fallas en cada pozo datos de ingeniería de perforación y de terminación, etc. También se debe construir los sismogramas sintéticos que hagan falta.  Interpretación sísmica: Lo más conveniente es partir del punto con mejores datos de correlación sísmico-geológica y de ahí empezar el rayado de los reflectores con colores y distintos nombres en dirección a algún otro pozo con datos entre sísmica y geología si es que este existe. .Durante este avance se van interpretando las fallas , al menos las de mayor rechazo en una primera etapa, en general sin asignarles nombres o números identifica torios hasta una etapa posterior, a menos que se tenga pronta certeza de cuál es cuál entre línea y línea .Este gradual avance de la interpretación es conveniente hacerlo en sísmica 2D cerrando rectángulos de la malla para ir con mayor certidumbre, dado que si al terminar la vuelta se llega un reflector arriba o uno abajo del punto de partida, significa que habrá que revisar dónde se ha cometido un error .En cambio, en sísmica 3D se van interpretando líneas paralelas y cercanas cada dos o cuatro líneas, y a la vez se va controlando con dos o tres traversas que las cruzan en ciertos sectores estratégicos, . Con el avance de la interpretación se podrá nominar las fallas, agregar las más pequeñas, rayar reflectores adicionales y eventualmente recurrir al cálculo y visualización de atributos sísmicos, etc. Por último, o en forma progresiva, se podrá hacer el grillado y curveo de mapas isócronos y otros.

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Para ello deben dibujarse previamente los polígonos de falla en planta, para cada nivel guía que se desee mapear, de modo que las curvas o contornos se ajusten al esquema de bloques geológicos interpretado. Sección sísmica interpretada y mapa isócrono al tope de una de las formaciones. FUENTES DE ENERGÍA:

Fuentes impulsivas: Cualquiera sea el tipo de fuente, las impulsivas se caracterizan por generar una forma de onda u ondícula (wavelet) de fase mínima, llamada así porque tiene un adelanto de fase: es asimétrica, ya que está más cargada de energía en la proa de la forma ondulatoria, como se ve en la parte izquierda de la ilustración. Si el trabajo es somero y no se requiere de mucha energía, puede recurrirse a fuentes por caídas de pesos, desde una maza de unos 5 a 7 kg sobre un disco metálico grueso, hasta bochas metálicas de más de medio metro de diámetro cayendo de una altura de uno a tres metros. Actualmente existen dispositivos de aceleración del peso en caída, denominados golpeadores (thumpers), muy utilizados en sísmica de refracción. Aquí, ejemplos ilustrativos.

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Pero cuando se necesita mayor energía pueden utilizarse explosivos plásticos (cartuchos con la mezcla explosiva de nitroglicerina, nitrato de amonio, etc. y detonadores eléctricos a base de fulminato de mercurio) y es conveniente realizar un pozo por debajo de la capa meteorizada (weathering), lo que obedece a motivos ambientales así como de eficiente propagación de la energía. A veces, antiguamente, se detonaban cargas en superficie, lo que por seguridad y medioambiente ya no se hace. La perforación se hace con equipos montados sobre camiones, que se rebaten durante el transporte, con capacidad de 100 ó más metros de profundidad (fotografía superior izquierda) o bien con equipos portátiles (para mucho menor profundidad) en zonas de difícil accesibilidad (imagen inferior izquierda). Allí se baja el explosivo, con un cable hasta el disparador (blaster), y esto da lugar a una onda impulsiva, como se ve en las fotografías a la derecha, donde el soplado al aire debería ser mucho menor que el aquí mostrado, tanto por razones de aprovechamiento de la energía en subsuelo como de riesgo laboral, cosa que se logra tapando y apisonando adecuadamente el pozo luego de colocada la carga.

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SISMICA DE REFLEXION Fuentes vibratorias: Caracterizadas por generar una forma de onda (ondícula) de fase cero (figura en la primera página), es decir, simétrica y centrada en la interfaz reflectiva, la cual es el resultado de la emisión de un barrido de frecuencias y su posterior correlación cruzada con la respuesta generada en el terreno. Los camiones vibradores, vibros o vibroseis (fotos siguientes) son las fuentes más utilizadas en tierra desde la década de 1980, son seguros y producen un barrido controlado de frecuencias que inicia con valores bajos (de entre alrededor de 6 y 12 Hz) que va aumentando gradualmente (según una función lineal o logarítmica, elegida en base a pruebas de campo) hasta llegar a unos 100 a 140 ó más Hz al cabo de unos 6 a 16 ó más segundos (tiempo de barrido), según sea el caso.

Los martillos neumáticos son la alternativa vibratoria portátil cuando la complejidad del terreno (topografía abrupta, selva densa, etc) no permite la llegada de los camiones vibradores. A la derecha vemos una fotografía de una de estas fuentes. Existen también prototipos de vibradores horizontales para generar mayor proporción de ondas S, en tierra o muy raramente sumergido en el fondo del agua.

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SISMICA DE REFLEXION Agrupamiento por Familia de Trazas (Gathers): Las trazas de los distintos registros de campo (esquema en amarillo) deben ser agrupadas en función del punto de rebote en el subsuelo, esto es, reunir las trazas correspondientes a una misma serie vertical de Puntos Comunes Profundos (PCP o CDP) aunque pertenezcan a distintos puntos de emisión y recepción, como se ve en el esquema de la parte derecha. Cada familia de trazas presenta un aspecto hiperbólico, análogo al de los registros de campo, dado por el creciente distanciamiento (x) que se refleja en los tiempos de tránsito (T), crecientes a medida crecen en el subsuelo las trayectorias de viaje y su oblicuidad.

MIGRACIÓN: Es la etapa del procesado de la sección sísmica que permite llevar cada PCP a su verdadera posición respecto de los puntos de emisión y recepción, algo que no es necesario hacer cuando las interfaces del subsuelo son horizontales, pero que se torna tanto más importante cuanto mayores son los buzamientos, tal como se ilustra a la derecha. Esto es crítico en la localización de un pozo.

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Es por eso que resulta importante migrar, sobre todo cuando hay altos buzamientos y, en verdad, desde hace dos décadas, con la reducción de costos que trajeron los progresos informáticos, la migración ha pasado a ser una etapa rutinaria del procesamiento sísmico. Al migrar se deben determinar los ∆x y ∆y para cada PCP que no esté sobre un plano horizontal. Una forma manual de realizarla, que se empleó en viejas épocas, es la que se ilustra a la derecha, útil a los fines de entender geométricamente de qué se trata. La figura de abajo ilustra un caso extremo, que sin embargo es frecuente en áreas plegadas, donde una interfaz geológica de un sinclinal puede generar tres reflectores sísmicos, dos en X y uno en forma de anticlinal profundo (efecto de foco enterrado), con las nefastas consecuencias intepretativas que esto podría acarrear. Un ejemplo real puede verse hacia la derecha, donde la sección sísmica migrada logra reconstruir apropiadamente la configuración estructural que estaba muy distorsionada en la versión no migrada.

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Otra forma de entender lo que hace el proceso de migración es ver cómo éste opera sobre las ficticias hipérbolas de difracción que están siempre presentes en toda sección sísmica no migrada. La primera figura de la página siguiente muestra cómo son asignados los puntos de tales curvas de difracción, a partir de puntos de emisión desde cada uno de los cuales sale un rayo que llega a un punto difractor, que a su vez genera rayos en todas direcciones que van a parar a todos los puntos receptores. Esas localizaciones erróneas, en los puntos medios entre emisión y recepción, son la consecuencia de asumir capas horizontales y ausencia de puntos difractores. Entonces la migración lo que hace es mover cada uno de esos puntos, llevándolos al lugar desde donde en realidad proviene tal energía. De hecho, una forma manual de migrar es trabajar de este modo con los eventos difractados que se observan sobre la sección sísmica no migrada, tal como se ilustra.

C) Filtrados: Los ruidos se pueden separar de la señal haciendo uso de filtros de frecuencias, de velocidades, de coherencia u otros. Siempre debe evitarse perder parte de la señal (o al menos minimizar la pérdida) en el afán de suprimir ruidos que, en caso de no ser eliminados, podrían dar imágenes sísmicas procesadas de confusa interpretación. Filtrado de Frecuencias: este tipo de filtro permite eliminar aquellos ruidos cuyas frecuencias difieren de las que contiene la señal sísmica. Se aplica en forma de trapecio con dos rampas como corta-bajos y corta-altos para suprimir bajas y altas frecuencias temporales respectivamente. En los extremos izquierdo y derecho del espectro (en el dominio transformado de Fourier) las frecuencias son suprimidas totalmente, mientras que en la zona central son preservadas totalmente y en las rampas se las va cortando gradualmente desde cero a cien por ciento, lo cual se hace así para evitar la aparición del Fenómeno de Gibbs (descripto en 1899 por el estadounidense J. Willard Gibbs, uno de los pioneros de la termodinámica) que

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generaría un corte abrupto tipo cajón, esto es, ruido por el problema de sobrepaso residual de las formas de onda de las series de Fourier.

En la figura inmediata superior se ven los espectros de frecuencias de la contribución teórica de la señal y del ruido, el espectro conjunto, que es el realmente registrado, y la forma del filtro trapezoidal, con rampas que en este ejemplo se ubican entre 8/14 y 60/80 Hz. A la derecha algunas magnitudes medidas usualmente durante la adquisición y el procesamiento de la sísmica de reflexión. La palabra octava es lo que en música se denomina nota. (Los tonos musicales son armónicos de una nota, o sea sus múltiplos de frecuencia.) A la derecha un ejemplo real de aplicación de un Filtro Pasabanda sobre una sección sísmica vieja, de escaso recubrimiento (1200%), cuya regular calidad mejora cuando se reduce la entrada de altas frecuencias, que evidentemente están mayormente constituidas por ruido

Filtrado de velocidades: se basan en representar la información sísmica en gráficas F/K (frecuencia / número de onda), lo que se realiza a través de la aplicación de una doble transformada de Fourier: primero de la traza (amplitud/tiempo) al espectro de frecuencias (amplitud/frecuencia) y luego a la gráfica F/K. Entonces pueden eliminarse ruidos que aparecen como eventos lineales de velocidades distintas a la de la señal. Hecho lo cual, se realiza el camino matemático inverso para volver a la traza sísmica. En la figura a la derecha puede apreciarse el sector de aplicación del filtro de velocidades junto con los sectores del filtro de frecuencias y del filtrado que ejerce el arreglo de recepción en el campo. Los valores negativos en abscisas se refieren a frentes de onda que han arribado con sentido opuesto.

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SISMICA DE REFLEXION Filtrado de Coherencia: la supresión de ruido se realiza en función de algoritmos de coherencia o semblanza que se aplican a partir de la comparación de trazas sucesivas, de donde se deducen tendencias de alineamientos de eventos, considerados como ruidos presuntos que han de suprimirse. Sin embargo, la aplicación de este tipo de filtrado ha de ser cuidadosa, ya que se corre el riesgo de eliminar también parte de la señal.

Interpretación 2DY 3D En sísmica 3D terrestre las líneas receptoras (de geófonos) suelen ser perpendiculares a las líneas de fuente (habitualmente vibros), como se ilustra en las figuras siguientes, aunque existen otras variantes. Las líneas receptoras (en el ejemplo N-S) son casi siempre perfectamente rectas y se diagraman ortogonalmente a la estructuración geológica principal del área. Las líneas fuente (aquí E-O) suelen ser sinuosas ya que los camiones vibradores circulan por donde la topografía se los permite, aunque siempre procurando la mayor cercanía posible a las ideales trayectorias rectas, ya que seguir esas rectas permitirá al final un más homogéneo recubrimiento de datos reflejados en las sucesivas interfaces del subsuelo.