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16 Oilfield Review

Imágenes de la pared del pozo y sus inmediaciones

J.L. Arroyo FrancoM.A. Mercado OrtizPemex Exploración y ProducciónReynosa, México

Gopa S. DeChevron Energy Technology CompanySan Ramón, California, EUA

Lasse RenlieStatoil ASAStjørdal, Noruega

Stephen WilliamsNorsk Hydro ASABergen, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo y enreconocimiento a los aportes que han realizado para eldesarrollo de la plataforma y las aplicaciones de barridoacústico Sonic Scanner, se agradece a Sandip Bose, JahirPabon y Ram Shenoy, Cambridge, Massachusetts, EUA;Tom Bratton y Adam Donald, Denver, Colorado, EUA; ChungChang, Tarek Habashy, Jakob Haldorsen, Chaur-Jian Hsu,Toru Ikegami, David Johnson, Tom Plona, Bikash Sinha yHenri-Pierre Valero, Ridgefield, Connecticut, EUA; SteveChang, Takeshi Endo, Hiroshi Hori, Hiroshi Inoue, MasaeiIto, Toshihiro Kinoshita, Koichi Naito, Motohiro Nakanouchi,Akira Otsuka, Vivian Pistre, Atsushi Saito, Anthony Smits,Hitoshi Sugiyama, Hitoshi Tashiro y Hiroaki Yamamoto,Sagamihara, Kanagawa, Japón; Rafael Guerra y Jean-Francois Mengual, Río de Janeiro, Brasil; DaleJulander, Chevron, Bakersfield, California, EUA; LarryO’Mahoney, Chevron, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA;Marcelo Osvaldo Gennari, Reynosa, México; PabloSaldungaray, Veracruz, México; Keith Schilling, Bangkok,Tailandia; Kwasi Tagbor y John Walsh, Houston, Texas;Badarinadh Vissapragada, Stavanger, Noruega; CanyunWang, Pekín, China; Erik Wielemaker, La Haya, PaísesBajos; y Smaine Zeroug, París, Francia.Array-Sonic, CBT (herramienta de evaluación de laAdherencia del Cemento), DSI (generador de ImágenesSónico Dipolar), ECS (Espectroscopía de CapturaElemental), FMI (generador de Imágenes Microeléctricasde Cobertura Total), HRLA (Arreglo de Lateroperfil de AltaResolución), LSS (herramienta Sónica de EspaciamientoLargo), MDT (Probador Modular de la Dinámica de laFormación), OBMI (generador de Imágenes Microeléctricasen Lodos a Base de Aceite), Platform Express, SonicScanner, TLC (Adquisición de Registros en CondicionesDifíciles) y Variable Density son marcas de Schlumberger.

Las mediciones sónicas han recorrido un largo camino desde su introducción hace

50 años. El último avance en tecnología sónica proporciona los datos de mejor calidad

que se hayan conocido hasta la fecha, permitiendo la obtención de mediciones

acústicas para caracterizar las propiedades mecánicas y de los fluidos alrededor del

pozo y hasta decenas de pies dentro de la formación.

El descubrimiento y la producción de hidrocar-buros en forma eficaz y efectiva requierenconocer las rocas y fluidos de un yacimiento y delas formaciones adyacentes. Para lograr esteobjetivo, se concibieron tres mediciones de cam-pos petroleros básicas: electromagnéticas,nucleares y acústicas. Con los avances registra-dos en el diseño de las herramientas y en laadquisición, procesamiento e interpretación dedatos, cada tipo de medición evolucionó paragenerar información adicional y diferente. Peroquizás ninguna alcanzó el grado de desarrollologrado por la medición acústica o sónica.

En sus primeros días, las mediciones sónicaseran relativamente simples. Comenzaron comouna forma de ajustar las señales sísmicas a lascapas de las rocas.1 Hoy, las mediciones sónicasrevelan una multitud de propiedades de yaci-mientos y pozos. Pueden utilizase para inferir laporosidad primaria y secundaria, la permeabili-dad, la litología, la mineralogía, la presión deporo, la invasión, la anisotropía, el tipo de fluido,la magnitud y dirección de los esfuerzos, la pre-sencia y alineación de las fracturas y la calidadde la adherencia entre la cementación y la tube-ría de revestimiento.

Las mejoras introducidas en las medicionessónicas están mejorando nuestra capacidad paradeterminar algunas de estas propiedades. La pre-cisión se está incrementando en las medicionesbásicas, que implican la estimación de las lenti-tudes (inversas de la velocidad) de las ondascompresionales (P) y de corte (S).2 Las variacio-nes producidas en la lentitud también estánsiendo caracterizadas en forma más completa, loque conduce a comprender mejor el cambio delas propiedades de las formaciones con la distan-cia y la dirección.

Las propiedades de las formaciones a menu-do varían direccionalmente, de manera que paraser descriptas en forma completa, deben sermedidas en tres dimensiones. El pozo posee unsistema natural de coordenadas 3D cilíndricas:axial, o a lo largo del pozo; radial, o perpendicu-lar al eje del pozo; y azimutal, o alrededor delpozo. Las variaciones que se producen alrededory lejos del pozo dependen de muchos factores,incluyendo el ángulo que forma el pozo con laestratificación sedimentaria. Las variacionesaxiales son típicas de los pozos verticales encapas horizontales y pueden indicar cambios enla litología, el contenido de fluidos, la porosidady la permeabilidad. Las variaciones radiales pro-ducidas en las propiedades de las rocas y fluidossurgen debido a las distribuciones no uniformesde los esfuerzos y la alteración mecánica o quí-mica causada en la región vecina al pozo por elproceso de perforación. Las variaciones azimuta-les pueden indicar la existencia de anisotropía,que es causada por la estratificación de los gra-nos minerales, las fracturas alineadas o losesfuerzos diferenciales.

El mejoramiento de la caracterización de laslentitudes de las ondas compresionales y lasondas de corte en términos de sus variacionesradiales, azimutales y axiales ahora es posiblecon una nueva herramienta sónica: la plata-forma de barrido acústico Sonic Scanner. Lasformas de onda de alta calidad y las técnicas deprocesamiento de avanzada se traducen en esti-maciones de la lentitud más precisas, incluso ensedimentos no consolidados y en pozos grandes;además, conducen a mediciones de lentitud através de la tubería de revestimiento confiables.Estas mejoras resultan en una mejor caracteriza-ción de la roca del subsuelo y de las propiedades

1. Léonardon EG: “Logging, Sampling, and Testing,” enCarter DV (ed): History of Petroleum Engineering. Ciudadde Nueva York: Instituto Americano del Petróleo (1961):493–578.

2. La lentitud, también conocida como tiempo de tránsitode un estrato, es la inversa de la velocidad. La lentitud seexpresa comúnmente en microsegundos por pie (µs/pie).

Verano de 2006 17

de los fluidos, lo que implica pozos más estables,terminaciones más duraderas y mayor producción.

Este artículo describe los avances registradosen el diseño de las herramientas y la calidad delos datos resultantes de la sonda Sonic Scanner.

Algunos ejemplos de EUA, Noruega y Méxicodestacan ciertas aplicaciones entre las que seencuentran la determinación de las velocidadesde las ondas de corte en formaciones ultralen-tas, la generación de perfiles radiales para la

optimización de las operaciones de perforación,terminación y extracción de muestras, la adqui-sición de registros de movilidad de los fluidos, lacaracterización de las fracturas y la generaciónde imágenes lejos del pozo.

Un éxito de la ingenieríaCon más frecuencia que las herramientas deadquisición de registros electromagnéticos ynucleares, la sola presencia de una herramientasónica en un pozo puede introducir sesgos en lasmediciones que adquiere. La cubierta de acerode la herramienta es extremadamente eficienteen lo que respecta a la propagación de las ondassónicas. Los diseñadores de herramientas deadquisición de registros sónicos han minimizadoeste efecto indeseado mediante el aislamientode los transmisores con respecto a los recepto-res con materiales aislantes o mediante elfresado de ranuras y surcos en la cubierta deacero (véase “Historia de la adquisición de regis-tros sónicos con herramientas operadas concable,” página 34). Estos esfuerzos se centraronen retardar las señales no deseadas y hacer laherramienta lo más transparente posible conrespecto a la medición.

La herramienta Sonic Scanner es completa-mente diferente a otras herramientas. Su diseño,la composición de su material y sus componentesfueron concebidos de manera de poder modelarlos efectos de su presencia. Estos efectos puedenser incorporados luego en la predicción de la res-puesta herramienta-pozo-formación completa.Estas predicciones teóricas fueron verificadasmediante resultados experimentales en un pozode prueba que posee propiedades de formacio-nes conocidas. Como resultado, los efectos de laherramienta pueden ser previstos con precisiónen formaciones homogéneas isotrópicas y se pue-den realizar correcciones en tiempo real en lalocalización del pozo.

La geometría de los transmisores-receptores(TR) y la funcionalidad de la nueva herramientafueron diseñadas cuidadosamente para propor-cionar mediciones de la lentitud de las ondas P,S, de Stoneley y flexurales, en profundidades deinvestigación radiales variables (véase “Acústicade pozo,” página 36). Estos modos operan a unavelocidad de adquisición de registros de 549 m/h[1,800 pies/h]. Para el escenario típico en el quelas velocidades de las ondas compresionales y decorte presentes en las formaciones se incremen-tan con la distancia respecto del pozo, esto selogra aumentando el espaciamiento TR paraexplorar la formación más profundamente. Laherramienta Sonic Scanner combina este enfoquede espaciamiento largo con el espaciamiento TR

estrecho de un arreglo compensado por efecto depozo y además incorpora receptores distribuidosen forma azimutal. La herramienta ofrece 13estaciones axiales en un arreglo de receptores de1.8 m [6 pies]. Cada estación posee ocho recepto-res colocados cada 45° alrededor de laherramienta, lo que resulta en un total de 104sensores.3 En cada extremo del arreglo de recep-tores se instala un transmisor monopolar, y otrotransmisor monopolar y dos transmisores dipola-

res orientados en sentido ortogonal se colocan unpoco más lejos en la herramienta (arriba).

Cada uno de los tres transmisores monopo-lares Sonic Scanner produce un impulso depresión más intenso que los transmisores de lasherramientas sónicas previas. Con un “clic”agudo, generan ondas P y S claras, así como tam-bién el modo de Stoneley de baja frecuencia y laenergía de alta frecuencia necesarios para laevaluación de la cementación.

Cada uno de los dos transmisores dipolareses un dispositivo vibratorio compuesto por unmotor electromagnético instalado en un cilindrosuspendido en la herramienta. Este mecanismogenera una señal dipolar de alta presión sininducir vibraciones en la cubierta de la herra-mienta. La fuente vibratoria puede ser operadaen dos modos: la fuente dipolar tradicional enmodo de pulso produce un “clic” profundo; lanueva fuente también produce una “señal” conun barrido de frecuencias (abajo). El modo de

rápida típica del área marina de Noruega muestraformas de onda adquiridas de los transmisoresmonopolares y dipolares (próxima página,arriba). En las frecuencias altas, la fuente mono-polar genera ondas P, S y de Stoneley claras,mientras que en las frecuencias bajas generapredominantemente ondas de Stoneley. Lostransmisores dipolares X e Y generan ondas fle-xurales. Las curvas de dispersión muestran lalentitud en función de la frecuencia para los arri-bos de ondas de corte no dispersivas, de ondas deStoneley levemente dispersivas y de ondas flexu-rales altamente dispersivas. El límite de bajafrecuencia de la curva de dispersión de las ondasflexurales se encuentra en línea con la lentitudde la onda cónica de corte y con la lentitud ver-dadera de las ondas de corte de la formación. Lasdos curvas flexurales coinciden, lo que indicaausencia de anisotropía azimutal.

Las formas de onda provenientes de las mis-mas fuentes en una formación lenta de EUAexhiben diferencias evidentes, en comparacióncon los resultados de una formación rápida(próxima página, extremo inferior). La fuentemonopolar de alta frecuencia no genera ninguna

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3. Pistre V, Kinoshita T, Endo T, Schilling K, Pabon J, SinhaB, Plona T, Ikegami T y Johnson D: “A Modular WirelineSonic Tool for Measurements of 3D (Azimuthal, Radial,and Axial) Formation Acoustic Properties,” Transcripcionesdel 46o Simposio Anual sobre Adquisición de Registrosde la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,artículo P.Pistre V, Plona T, Sinha B, Kinoshita T, Tashiro H, IkegamiT, Pabon J, Zeroug S, Shenoy R, Habashy T, Sugiyama H,Saito A, Chang C, Johnson D, Valero H-P, Hsu CJ, Bose S,Hori H, Wang C, Endo T, Yamamoto H y Schilling K: “ANew Modular Sonic Tool Provides Complete AcousticFormation Characterization,” Resúmenes Expandidos,75a Reunión Anual de la SEG, Houston (6 al 11 denoviembre de 2005): 368–371.

> Herramienta Sonic Scanner con 13 estaciones axiales en un arreglo de receptores de 6 pies. Cada estación posee ocho receptores distribuidos azimutal-mente, lo que resulta en 104 sensores distribuidos por toda la herramienta. Los tres transmisores monopolares permiten la adquisición de datos con espa-ciamientos largos y cortos para la compensación por efectos de pozo, en profundidades de investigación variables. Dos transmisores dipolares ortogonalesgeneran ondas flexurales para la caracterización de la lentitud de las ondas de corte en formaciones lentas y anisotrópicas.

10 pies

AislanteSección

transmisora lejana

MonopolosuperiorComponentes

electrónicos Sección receptora

Dipolo X e Y

Monopoloinferior

Monopololejano

R13 R1

200

Pres

ión,

Pa

400

0

–200

–400

Tiempo, ms0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Mag

nitu

d, d

B

Frecuencia, Hz

0

20

40

60

80

100

103 104

> El barrido de frecuencias del transmisor dipolar Sonic Scanner. La potente señal en barrido de fre-cuencia crea una respuesta de banda ancha (inserto) que es plana entre aproximadamente 300 Hz y 8 kHz.

señal de barrido de frecuencias mantiene cadafrecuencia con una duración mayor que las fuen-tes dipolares de banda angosta, lo que proveemás energía dipolar a la formación.

Al igual que en las herramientas sónicas pre-vias, tales como el generador de Imágenes SónicoDipolar, las dos fuentes dipolares están orienta-das en sentido ortogonal. Una vibra en línea conel eje de referencia de la herramienta y la otra enun ángulo de 90° con respecto al eje. Estos dispo-

sitivos generan modos flexurales intensos; ondasque sacuden suavemente el pozo entero de lamisma manera que una persona puede sacudir unárbol desde su tronco. Los modos flexurales sepropagan por el pozo, hacia la superficie y haciael fondo, y además penetran en la formaciónhasta diferentes profundidades que dependen desus frecuencias. El contenido de frecuencias—entre 300 Hz y 8 kHz—de la nueva fuente dipolarque produce una señal con un barrido de frecuen-cias excita los modos flexurales en todas lascondiciones de pozos y formaciones, incluyendolas formaciones lentas y asegura una máximarelación señal-ruido.

La nueva herramienta sónica produce formasde ondas P, S, de Stoneley y flexurales de calidadinigualada. Un ejemplo tomado de una formación

Verano de 2006 19

Lent

itud,

µs/

pie

400

300

200

100

00 2 4 6 8

Frecuencia, kHz

Onda de Stoneley

Onda flexural

Onda de corte

0 5 10 15 20Tiempo, ms

1

3

5

7

9

11

13

Dipolo Y

0 5 10 15 20Tiempo, ms

1

3

5

7

9

11

13

Baja frecuencia

Núm

ero

de re

cept

orN

úmer

o de

rece

ptor

0 2Tiempo, ms

4

1

3

5

7

9

11

13

Alta frecuencia

1

3

5

7

9

11

13

0 5 10 15 20Tiempo, ms

Dipolo X

P

S

Stoneley

0 10Tiempo, ms

20

1

3

5

7

9

11

Flexural rápida

30 0 10 20 30Tiempo, ms

1

3

5

7

9

11

Flexural lenta

Núm

ero

de re

cept

orN

úmer

o de

rece

ptor

0 2 4 6Tiempo, ms

1

3

5

7

9

11

13

Alta frecuencia

1

3

5

7

9

11

13

Tiempo, ms

Baja frecuencia

0 10 20 30

Lent

itud,

µs/

pie

900

800

700

600

0 1 2 3Frecuencia, kHz

500

Onda de Stoneley

Onda de corte lenta

Onda flexural Onda de corte rápida

Lent

itud,

µs/

pie

210

190

170

0 42 8Frecuencia, kHz

1506

Onda compresional con fugas

Onda compresional

> Formas de onda (izquierda) provenientes de una formación rápida, en el área marina de Noruega. Los transmisores monopo-lares (extremo superior) en las frecuencias altas (izquierda) generan ondas P, S y de Stoneley claras, y las frecuencias bajas(derecha) generan principalmente ondas de Stoneley. Las formas de onda flexurales generadas por los transmisores dipolares(extremo inferior) se registran en los receptores X (izquierda) e Y (derecha). El análisis de dispersión (derecha) muestra datos deStoneley levemente dispersivos, datos flexurales altamente dispersivos y datos de corte no dispersivos. La onda compresionales excitada sólo en las frecuencias de más de 8 kHz presentes en esta formación y no se muestra en la curva de dispersión.[Modificado del trabajo de Pistre et al, referencia 3 (SEG).]

> Formas de onda (izquierda) provenientes de una formación lenta en EUA. La fuente monopolar de alta frecuencia (extremosuperior izquierdo) no genera ninguna onda de corte y las ondas de Stoneley que genera son más pequeñas que en el caso dela formación rápida. En la baja frecuencia, la fuente monopolar (extremo superior derecho) genera predominantemente ondasde Stoneley. Los transmisores dipolares X e Y generan ondas flexurales de baja frecuencia, en comparación con la formaciónrápida. La anisotropía existente en esta formación produce la división de las ondas flexurales, creando una onda flexural rápiday otra lenta (extremo inferior izquierdo y derecho, respectivamente) . Los datos de dispersión de baja frecuencia (derecha)incluyen el modo de Stoneley y dos modos flexurales. El análisis de dispersión de frecuencia más alta de los datos de ondas Prevela la existencia de dispersión—rotulada como compresional con fugas—en las frecuencias más altas. [Modificado deltrabajo de Pistre et al, referencia 3 (SEG)].

Frecuencia

Lent

itud

Onda de corte rápida

Isotrópica homogénea

Frecuencia

Lent

itud


Isotrópica heterogénea

Formación dañada,próxima a la falla

Frecuencia

Lent

itud

Onda de corte rápidaOnda de corte lenta

Anisotrópica homogénea

Anisotropía intrínseca:lutitas, estratificación,fracturas

Frecuencia

Lent

itud

Onda de corte rápidaOnda de corte lenta

Anisotrópica heterogénea

Anisotropía inducidapor los esfuerzos

onda de corte directa pero sí genera ondas com-presionales con fugas. En las frecuencias bajas,la fuente monopolar nuevamente genera ondasde Stoneley, pero además se genera una fuerteonda compresional con fugas. Los transmisoresdipolares X e Y generan ondas flexurales con larespuesta de baja frecuencia característica deuna formación lenta. Los datos de dispersiónincluyen el modo de Stoneley levemente disper-sivo y la onda compresional con fugas peroninguna onda cónica de corte, como es dableesperar en una formación lenta. En ausencia deondas cónicas de corte, la lentitud de la onda decorte se estima del límite de baja frecuencia delmodo flexural.

El modo flexural no es tan dispersivo comoen una formación rápida; sin embargo, es másdispersivo que aquel que es dable esperar enuna formación isotrópica homogénea. En la bajafrecuencia, las dos curvas de dispersión de lasondas flexurales se nivelan en diferentes lentitu-des, lo que indica la existencia de anisotropía

azimutal. Las formas de ondas flexurales hansido rotadas matemáticamente en las direccio-nes de las ondas de corte rápidas y lentas.4

El análisis de las curvas de dispersión de lasondas flexurales provenientes de la herramientaSonic Scanner clasifica las formaciones deacuerdo con el tipo de anisotropía, mediante lacomparación de las curvas de dispersión ob-servadas con las modeladas, asumiendo lapresencia de una formación isotrópica homo-génea (abajo). En una formación isotrópicahomogénea, las ondas de corte no se dividen enuna componente rápida y una componente lenta,de manera que las dos curvas de dispersión de lasondas flexurales observadas poseen respuestassísmicas idénticas de lentitud versus frecuenciay se superponen con la curva modelada. Encasos de anisotropía intrínseca, tales como laslutitas o las formaciones fracturadas, las curvasde dispersión de las ondas de corte rápidas ylentas están separadas en todos lados y tiendena la lentitud verdadera en la frecuencia cero.5

En formaciones que han experimentado dañoinducido por la perforación y que están próximasa la falla, pero que de lo contrario son homogé-neas e isotrópicas, las dos curvas de dispersiónson idénticas aunque muestran una lentitudmucho mayor en las frecuencias altas que la dis-persión modelada para una formación isotrópicahomogénea. En formaciones con anisotropíainducida por los esfuerzos, las curvas de disper-sión de las ondas de corte rápidas y lentas secruzan. Este rasgo característico es causado porlas concentraciones de los esfuerzos en la regiónvecina al pozo.6 Estas relaciones simplificadasentre las curvas de dispersión resultan válidascuando sólo un mecanismo físico controla elcomportamiento de las ondas. Cuando los meca-nismos involucrados son múltiples, por ejemplosi existe tanto anisotropía inducida por losesfuerzos como anisotropía intrínseca presente,las curvas pueden ser diferentes.

Además de efectuar mediciones en agujerodescubierto, en formaciones isotrópicas, ani-sotrópicas, homogéneas y heterogéneas, laherramienta Sonic Scanner provee resultados dealta calidad detrás de la tubería de revestimiento.El diseño mejorado de la herramienta registraformas de onda a través del revestimiento conuna alta relación señal-ruido. Los poderosostransmisores y el gran ancho de banda disponiblepermiten la adquisición de datos de lentitud delas formaciones a través de la tubería de revesti-miento y del cemento de espesor variable.

La capacidad de medir las propiedades de lasformaciones a través del revestimiento permiteque las compañías monitoreen los efectos mecá-nicos de la producción sobre la formaciónproductora. Muchas formaciones experimentancompactación, debilitamiento u otros cambioscon el tiempo, como resultado del agotamientode la presión o como consecuencia de la inyec-ción de agua.

En un ejemplo de un pozo de Statoil situadoen el Mar del Norte, los datos Sonic Scanner fue-ron adquiridos tanto en agujero descubierto de8.5 pulgadas como detrás de la tubería de reves-timiento de 8 pulgadas de diámetro externo,antes de poner el pozo en producción (próximapágina). Los registros adquiridos en agujero des-cubierto en la zona de interés indican unaformación más lenta y más blanda entre X,296 yX,305 m. El registro del calibrador señala underrumbe en este intervalo. Si se comparan conlos registros adquiridos en agujero descubierto,las lentitudes de las ondas compresionales y decorte adquiridas en pozo entubado son marcada-mente similares incluso a través de la zonalavada. Las curvas de dispersión en ambos casostambién son similares.

20 Oilfield Review

> Curvas de dispersión de ondas flexurales para la clasificación de la ani-sotropía y la heterogeneidad de las formaciones. En un medio isotrópicohomogéneo (extremo superior izquierdo), las curvas de dispersión obser-vadas para las ondas flexurales registradas en los receptores dipolaresortogonales (curvas roja y azul) se ajustan a las curvas de dispersión deondas flexurales modeladas (círculos negros). En una formación isotrópicaheterogénea (extremo superior derecho), ambas curvas de dispersión ob-servadas muestran mayor lentitud con el incremento de la frecuencia, queel modelo isotrópico homogéneo. La mayor lentitud con el incremento de lafrecuencia indica que la región vecina al pozo se ha vuelto más lenta, unsigno de daño alrededor del pozo. En un medio anisotrópico homogéneo(extremo inferior izquierdo), como el que posee anisotropía intrínseca, lacurva de dispersión de ondas flexurales rápidas (rojo) se ajusta al modeloisotrópico homogéneo (en una primera aproximación), mientras que lacurva de dispersión de ondas flexurales lentas (azul) posee la misma formapero se traduce en lentitudes más altas. En un medio anisotrópico hetero-géneo (extremo inferior derecho), las dos curvas de dispersión de ondasflexurales observadas se cruzan. Este fenómeno es el resultado de la con-centración de esfuerzos en la región vecina al pozo e indica la existenciade anisotropía inducida por esfuerzos.

Verano de 2006 21

En Medio Oriente, la herramienta SonicScanner ha sido utilizada en múltiples ocasionespara efectuar mediciones de la lentitud a travésde la tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas,en pozos de más de 20 pulgadas de diámetro. Encada uno de los casos, a pesar de la cementaciónpobre, se obtuvieron buenos datos de lentitud deondas de corte a lo largo de todo el intervalo y seregistró una lentitud compresional adecuada almenos a lo largo de medio intervalo.

La herramienta Sonic Scanner no sólo ob-tiene resultados de lentitud detrás de la tuberíade revestimiento sino que además puede evaluarsimultáneamente la calidad de la adherencia delcemento y el tope del cemento. Las señalesregistradas por los receptores que se encuentrana una distancia de entre 0.9 y 1.5 m [3 y 5 pies]con respecto a los dos transmisores monopolarescercanos, son procesadas para producir una

medición de la atenuación discriminada, librede los efectos de los fluidos de normalización dela herramienta y de las derivas de presión ytemperatura. Los resultados son comparablescon los de la herramienta de evaluación de laAdherencia del Cemento CBT, pero además secorrigen por las propiedades de la tubería de

revestimiento y de la cementación. La eva-luación de la integridad del pozo y de laspropiedades de las formaciones en la mismabajada de la herramienta evita las carreras sepa-radas de adquisición de registros y reduce eltiempo de equipo de perforación y los costos demovilización.

4. Las fuentes dipolares X e Y están separadas por una dis-tancia de 1 pie. Si bien esto evita la interferencia eléctrica,también significa que las formas de onda deben despla-zarse 1 pie, antes de la rotación de Alford. Esto reduce elnúmero de formas de onda colocadas de 13 a 11. Formasde onda colocadas es una expresión acuñada para desig-nar al conjunto de señales originadas de distintos disparosde los dipolos X e Y y en correspondencia entre sí, cuandolos sensores están ubicados a través de la misma forma-ción y a los mismos espaciamientos entre transmisor yreceptor. Este arreglo puede lograrse sólo para 11 formasde onda (de allí el término formas de onda colocadas).Alford RM: “Shear Data in the Presence of AzimuthalAnisotropy: Dilley, Texas,” Resúmenes Expandidos, 56aReunión Internacional Anual de la SEG, Houston (2 al 6de noviembre de 1986): 476–479.

5. Para identificar la anisotropía de este modo, el eje desimetría de la anisotropía debe ser perpendicular al ejedel pozo. Por ejemplo, las herramientas de adquisiciónde registros dipolares cruzados en los pozos verticalespueden detectar la anisotropía causada por las fracturasverticales alineadas y, en los pozos horizontales, puedendetectar la anisotropía causada por las laminacioneshorizontales.

6. Sinha BK y Kostek S: “Stress-Induced AzimuthalAnisotropy in Borehole Flexural Waves,” Geophysics 61,no. 6 (Noviembre-diciembre de 1996): 1899–1907.Winkler KW, Sinha BK y Plona TJ, “Effects of BoreholeStress Concentrations on Dipole AnisotropyMeasurements,” Geophysics 63, no. 1 (Enero-febrero de1998): 11–17.

X,290

X,320

X,310

X,300

0 150°API

Rayos gamma6 16Pulgadas

Tamaño dela barrena

Prof

undi

dad,

m

80 540µs/pie

Lentitud de ondas de corte

µs0 10,000

Tiempo de arriboµs0 10,000

Coherencia STCForma de onda

Registro de densidad variable

X,290

X,320

X,310

X,300

Prof

undi

dad,

m

0 150°API

Rayos gamma6 16Pulgadas

Calibrador6 16Pulgadas


Derrumbe

80 540µs/pie


Coherencia STC

µs0 10,000

Tiempo de arriboµs0 10,000

Forma de ondaRegistro de densidad variable

300

250

200

150

100

50

00 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000

Frecuencia, Hz

Lent

itud,

µs/

pie

300

250

200

150

100

50

0

Ampl

itud,

dB

300

250

200

150

100

50

00 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000

Frecuencia, Hz

Lent

itud,

µs/

pie

300

250

200

150

100

50

0

Ampl

itud,

dB

> Resultados en agujero descubierto (izquierda) y en pozo entubado (derecha) correspondientes a un pozo de Statoil situado en elMar del Norte. La herramienta Sonic Scanner mide las lentitudes de las ondas P, S y de Stoneley en agujero descubierto y detrás dela tubería de revestimiento, aun donde el calibrador (Carril 1) indica la presencia de una zona lavada (entre X,296 y X,305 m) en losregistros obtenidos en agujero descubierto. La lentitud de modo flexural exhibida en el Carril 2 de cada conjunto está definida enforma más neta, con una banda cromática más estrecha, en el ejemplo correspondiente al pozo entubado que en el correspondientea los registros de agujero descubierto. En las curvas de dispersión (extremo inferior), la lentitud de las ondas compresionales semuestra con guiones verdes y la lentitud de las ondas de corte, con guiones azules.

22 Oilfield Review

0 °API 150

Rayos gamma5 20

Diámetro del pozo0 Grados

Pulgadas

360

Azimut total0 Grados 360

Azimut del pozo-10 Grados 90

Desviaciónde la sonda

0 100

0 100

1,250

1,300

1,350

1,400

1,450

1,500

1,550

1,600

Dept

h, ft

-90 Grados 90

Azimut de la ondade corte rápida

Incertidumbreasociada

con el azimut

200 µs/pie 1,200


basada en ∆T

200 µs/pie 1,200

Onda de corte lentabasada en ∆T

0 %

Anisotropía basada en ∆T100

100 %

Anisotropía basadaen el tiempo

0

200 µs/pie 1,200

50 µs/pie 360

0 µs 30,000

Inicio de ventana0 µs 30,000

Fin de ventana0 µs 30,000

Forma de onda rápida0 µs 30,000

Forma de onda lenta

200 µs/pie 1,200


Coherencia

200 µs/pie 1,200


Energía

200 µs/pie 1,200

Onda de corte lenta

Coherencia

200 µs/pie 1,200

Onda de corte lenta

Energía

2 4 6 160

Indicación de anisotropía, %

∆T compresional

∆T de Stoneley

Energíamáxima

Energíamínima

Energíafuera de

líneaAnálisis de

lentitud-frecuenciaAnálisis de

lentitud-frecuencia

> Lentitudes de las ondas de corte computadas de registros de ondas flexurales en la Formación Antílope; formación extremadamente lenta correspondiente alcampo Cymric situado en California. En la zona diatomítica, hasta 1,500 pies de profundidad, las lentitudes de las ondas de corte del Carril 3 promedian 700 µs/piey se aproximan a 900 µs/pie en ciertos intervalos. Por debajo de esa profundidad, las lentitudes de las ondas de corte decrecen hasta aproximadamente400 µs/pie. La gran separación existente entre la energía fuera de línea mínima y máxima, en el carril correspondiente a la profundidad, indica la existencia deanisotropía. El Carril 1 muestra los rayos gamma (verde), el diámetro del pozo (amarillo), el azimut del pozo (azul claro) y el azimut de la herramienta que rotacontinuamente (azul oscuro). El azimut de la onda de corte rápida, que se indica en el Carril 2 (rojo), es relativamente constante en la zona anisotrópica por en-cima de 1,500 pies, a pesar de la rotación continua de la herramienta. Además de las lentitudes de las ondas de corte rápidas (rojo) y lentas (azul), derivadasdel análisis de dispersión, el Carril 3 muestra la lentitud de las ondas de Stoneley (negro), la lentitud de las ondas P (curva verde) y las anisotropías basadas enla lentitud (borde izquierdo del carril) y en el tiempo (borde derecho del carril). El Carril 4 muestra las formas de onda y las ventanas de tiempo utilizadas parael análisis de las ondas flexurales. Las proyecciones coherencia-tiempo-lentitud (STC, por sus siglas en inglés) para las ondas de corte rápidas y lentas seindican en el Carril 5 y en el Carril 7, respectivamente. Las proyecciones del análisis de lentitud-frecuencia (SFA, por sus siglas en inglés) para las ondas decorte rápidas y lentas se muestran en el Carril 6 y en el Carril 8, respectivamente. (Modificado del trabajo de Walsh et al, referencia 8).

13

11

9

7

54

1

12

10

23

6

8

0 2,500 5,000 7,500 10,000Tiempo, µs/pie

400

350

300

250

200

150

100

50

00 2,000 4,000 6,000 8,000

Frecuencia, Hz

Lent

itud,

µs/

pie

Núm

ero

de fo

rma

de o

nda

0

50

100

300

250

200

150

Ampl

itud,

dB

µs/pie100 400


Energía SFA

15,000

15,050

15,100

Formas de onda desde 15,061 pies

Verano de 2006 23

Lentitud extremaAlgunas formaciones son tan lentas que no sólo lalentitud de las ondas S es mayor que la del lodosino que además la lentitud de las ondas P seaproxima a la del lodo. En estas circunstancias, laonda P pierde energía en la formación, en lo quese conoce como modo P con fugas, y es dispersiva.En el límite de baja frecuencia, la curva de dis-persión de las ondas P con fugas tiende hacia lalentitud de las ondas P y, en el límite de alta fre-cuencia, alcanza la lentitud del fluido del pozo.7

La Formación Antelope del campo petroleroCymric, que se encuentra en el Valle de SanJoaquín, California, es uno de esos casos quecombina la lentitud extrema con otras complica-ciones que convierten la adquisición de registrossónicos en un desafío.8 La litología de la forma-ción está compuesta por diatomita y cristobalita;formas de sílice opalizado. La permeabilidad esbaja, promediando 2 mD. Sobre la base de estu-dios previos, se sabe que la lentitud de las ondascompresionales se aproxima a 200 µs/pie, valorsimilar al de la lentitud de la onda de lodo y, enciertas secciones, la lentitud de las ondas decorte excede 800 µs/pie.9 Los perfiles sísmicosverticales de nueve componentes y los registrossónicos dipolares cruzados han detectado mag-nitudes y direcciones de la anisotropía quecambian con la profundidad y a través de distin-tas regiones del campo.10 El conocimiento de lasvelocidades acústicas y de la anisotropía puedeser importante para el diseño de las operacionesde estimulación por fracturamiento hidráulico yrecuperación mejorada de petróleo.

Las mediciones obtenidas con la herramientaSonic Scanner proveen nuevos conocimientosacerca del comportamiento acústico de estas

Junto con las curvas de lentitud de las ondasde corte rápidas y lentas típicas, y las proyeccio-nes de coherencia-tiempo-lentitud (STC, por sussiglas en inglés) observadas en muchas gráficasde registros sónicos, las visualizaciones de losdatos Sonic Scanner incluyen nuevos carriles decontrol de calidad donde se exhibe el análisis delentitud-frecuencia (SFA, por sus siglas eninglés). Para crear gráficas SFA, se genera unacurva de dispersión en cada profundidad utili-zando las formas de ondas flexurales dipolaresregistradas (abajo).13 La curva de dispersión seproyecta sobre el eje de lentitud y esta proyección

7. Valero H-P, Peng L, Yamamoto M, Plona T, Murray D yYamamoto H: “Processing of Monopole Compressional inSlow Formations,” Resúmenes Expandidos, 74a ReuniónInternacional de la SEG, Denver (10 al 15 de octubre de2004): 318–321.

8. Walsh J, Tagbor K, Plona T, Yamamoto H y De G: “Acoustic Characterization of an Extremely Slow Formation in California,” Transcripciones del 46o Simpo-sio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA,Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo U.

9. Hatchell PJ, De GS, Winterstein DF y DeMartini DC:“Quantitative Comparison Between a Dipole Log and VSPin Anisotropic Rocks from Cymric Oil Field, California,”Resúmenes Expandidos, 65a Reunión Internacional Anualde la SEG, Houston (8 al 13 de octubre de 1995):13–16.

10. De GS, Winterstein DF, Johnson SJ, Higgs WG y Xiao H:“Predicting Natural or Induced Fracture Azimuths fromShear-Wave Anisotropy,” artículo de la SPE 50993-PA,SPE Reservoir Evaluation & Engineering 1, no. 4 (Agosto de 1998): 311–318.

11. De et al, referencia 10.12. Hatchell et al, referencia 9.13. Plona T, Kane M, Alford J, Endo T, Walsh J y Murray D:

“Slowness-Frequency Projection Logs: A New QCMethod for Accurate Sonic Slowness Evaluation,”Transcripciones del 46o Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns,26 al 29 de junio de 2005, artículo T.

> Construcción de un registro de análisis de lentitud-frecuencia (SFA, por sus siglas en inglés) paracontrolar la calidad de la estimación de la lentitud de las ondas de corte derivada de las ondas flexu-rales. Las formas de onda flexurales dipolares en cada profundidad (extremo superior izquierdo) seanalizan para estimar su lentitud en frecuencias variables. Los datos resultantes se representangráficamente en una gráfica de lentitud-frecuencia (extremo inferior izquierdo), en la que el tamañodel círculo indica la cantidad de energía. Las energías se codifican en color y se proyectan sobre eleje de lentitud. La banda cromática se representa gráficamente en la profundidad adecuada paracrear un registro (derecha). La estimación de la lentitud derivada del procesamiento STC dispersivose representa gráficamente como una curva negra. La estimación de la lentitud es buena si coincidecon el límite de frecuencia cero de la proyección SFA.

rocas complejas. Se registraron formas de ondaen un intervalo situado entre 296 y 503 m [972 y1,650 pies] de profundidad, en un pozo cercanoa la cresta de la estructura Cymric. En la zonade diatomita, a 457 m [1,500 pies], la lentitud delas ondas de corte derivada del procesamientode las curvas de dispersión del modo flexural esal menos tan grande como la observada enprogramas de adquisición de registros previos,promediando 700 µs/pie y aproximándose a900 µs/pie en ciertos intervalos (página ante-rior). Por debajo de esa profundidad, la lentitudde las ondas de corte decrece hasta aproximada-mente 400 µs/pie, en la zona de cristobalita.

Gran parte del intervalo registrado exhibeanisotropía azimutal, como lo indica la gran sepa-ración existente entre la energía fuera de líneamínima y máxima, y también entre las lentitudesde las ondas de corte rápidas y lentas. La magni-tud de la anisotropía oscila entre 4 y 8%, lo quecoincide con los resultados de estudios previos.11

La anisotropía basada en la lentitud se calculadividiendo la diferencia entre las lentitudes delas ondas de corte rápidas y lentas por su prome-dio. El azimut de la dirección de la onda de corterápida se encuentra entre N35O y N15O, lo queconcuerda en general con los estudios previos.12

se grafica en una presentación de tipo registro enfunción de la profundidad, similar a la forma enque se construye una proyección STC. El registrode lentitud estimado, obtenido del procesamientoSTC dispersivo, se superpone sobre la proyecciónSFA y, si la lentitud estimada se ajusta al límite debaja frecuencia de la proyección SFA, la calidadde la estimación del valor de lentitud es alta. Enformaciones azimutalmente anisotrópicas, lasproyecciones SFA pueden graficarse tanto para ladirección de las ondas de corte rápidas como parala dirección de las ondas de corte lentas.

En esta formación extremadamente lenta, lafuente monopolar no excita una onda cónicacompresional, sino un potente modo de ondas Pcon fugas. La lentitud de las ondas compresiona-les debe estimarse entonces del procesamientoSTC dispersivo, en forma análoga a la técnica dedeterminación de la lentitud de las ondas decorte obtenida de los modos flexurales. La lenti-tud de las ondas compresionales se estima en192 µs/pie en la sección de diatomita somera yen 175 µs/pie en la sección de cristobalita(extremo superior).

A raíz del éxito inicial de la herramientaSonic Scanner, Chevron está planificando correrla herramienta en más pozos de este campo enel año 2006. Las velocidades sónicas soportaránlas técnicas microsísmicas de mapeo de las frac-turas.14

Perfiles radiales de la variación de la lentitudLas variaciones producidas en las propiedadesde las formaciones pueden ser naturales o indu-cidas por el proceso de perforación, y puedenresultar beneficiosas o perjudiciales para laactividad de exploración y producción (E&P)inmediata. Mediante la caracterización com-pleta de las lentitudes de las ondas P y de lasondas S, en un volumen significativo alrededordel pozo, se puede conocer la causa de la varia-ción y tomar decisiones acerca de cómo sacarventaja de la situación o mitigarla.

En un pozo de exploración reciente, situadoen el área de South Timbalier del Golfo de México,Chevron penetró con éxito una arenisca estable-cida como objetivo. En otros pozos, la mismaformación había presentado desafíos en cuanto alas operaciones de terminación de pozos, demodo que el programa de adquisición de registrosde este pozo incluyó mediciones para evaluar suspropiedades mecánicas.

24 Oilfield Review

220

210

200

190

180

170

160

150

Lent

itud,

µs/

pie

Ampl

itud,

dB

300

250

200

150

100

50

00 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000

Frecuencia, Hz

Profundidad = 1,470 pies

Lentitud de las ondas compresionalesderivadas del modo P monopolarcon fugas

220

210

200

190

180

170

160

150

Lent

itud,

µs/

pie

Ampl

itud,

dB

300

250

200

150

100

50

00 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000

Frecuencia, Hz


Lentitud de las ondas compresionalesderivadas del modo P monopolarcon fugas

225

200

175

150

Lent

itud,

µs/

pie

1,000 2,000 3,000 4,000Tiempo, µs

5,000 6,000

Procesamiento STC dispersivo3.5 kHz a 6.5 kHz


225

200

175

150

Lent

itud,

µs/

pie

1,000 2,000 3,000 4,000Tiempo, µs

5,000 6,000

Profundidad = 1,510 pies225

200

175

150

Lent

itud,

µs/

pie

1,000 2,000 3,000 4,000

Tiempo, µs5,000


225

200

175

150

1,000 2,000 3,000 4,000Tiempo, µs

Lent

itud,

µs/

pie

Procesamiento STC tradicional


1,470

1,480

1,490

1,500

1,510

4 14Pulg

Coherencia Coherencia EnergíaAmplitud de laforma de onda

140 240µs/pie140 240µs/pie 140 240µs/pie

Lentitud de las ondas

compresionalesProcesamiento

monopolar

Calibrador4 14Pulg


0 150°API

Rayos gamma

Derrumbe

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Lentitud de las ondas

compresionalesProcesamiento

de ondas Pcon fugas

Análisis delentitud-frecuencia

2,000 µs 4,000

Tiempo

> Estimación de la lentitud de las ondas compresionales mediante el procesamiento de los datos de dispersión de ondas P con fugas en la formaciónlenta Antelope (izquierda). El procesamiento monopolar tradicional que se muestra en el Carril 2 no provee estimaciones de la lentitud tan confiablescomo el procesamiento STC dispersivo (Carril 3). Las gráficas STC (derecha) desde dos profundidades diferentes muestran la coherencia mejorada quegenera el procesamiento STC dispersivo (derecha), en comparación con el procesamiento STC tradicional (izquierda). El Carril 4 muestra el análisis delentitud-frecuencia (SFA, por sus siglas en inglés) utilizando datos de dispersión de ondas P con fugas, como los que se muestran en las curvas dedispersión (abajo). (Modificado del trabajo de Walsh et al, referencia 8).

> Curvas de dispersión para los arribos de ondas compresionales en la zona de diatomita superior(izquierda) y en la zona de cristobalita inferior (derecha). La lentitud de las ondas compresionales se estima a través de la lentitud del modo P con fugas en baja frecuencia. [Modificado del trabajo de Walsh et al, referencia 8].

Verano de 2006 25

Los perfiles radiales de las lentitudes de lasondas de corte y de las ondas compresionalespueden revelar información importante sobreel estado de la formación cerca del pozo. Lavariación radial de la lentitud de las ondas com-presionales se puede hallar examinando ladiferencia en la lentitud de las ondas P detec-tada por el arreglo de receptores, provenientesde los transmisores monopolares cercano ylejano. Los rayos provenientes del transmisorcercano muestrean la zona alterada cercana alpozo, mientras que los rayos del transmisorlejano muestrean la zona inalterada, tambiénconocida como campo lejano.

Cuando los datos de ondas P de los tres trans-misores y los 13 receptores son sometidos a unproceso de reconstrucción topográfica, se obtie-ne una imagen clara de la variación radial.15 Estatécnica de inversión emplea la técnica de tra-zado de rayos para calcular los tiempos de arribode las señales en todos los sensores y actualizaun modelo de formación inicialmente homogé-nea para crear un modelo final que satisface losdatos observados. Para visualizar el perfil radialde lentitud de las ondas compresionales resul-tante, el porcentaje diferencial entre la lentitudobservada y la lentitud en el campo lejano secodifica en color y se grafica en función de la dis-tancia radial que existe con respecto a la pareddel pozo (derecha).

Los datos de este pozo de Chevron indicaronque las areniscas de interés exhibían variacionesradiales en la lentitud de las ondas compresio-nales que se aproximaban al 15% en la pared delpozo y se extendían en forma ascendente 30 cm[1 pie] dentro de la formación. No obstante, lasola cuantificación de la variación de la lentitudde las ondas P no identifica su causa. Las varia-ciones de la lentitud de las ondas compresionalespueden ser causadas por los cambios de fluidos,tales como la invasión de fluido de perforación, opor cambios radiales producidos en los esfuerzoso en la resistencia de la formación. La infor-mación adicional, obtenida del perfil radial delentitud de las ondas de corte, podría ayudar adistinguir estos factores.

14. Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS,Waters G, Drew J, Primiero P, Eisner L, Jones R, Leslie D,Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y Tezuka K: “Lafuente para la caracterización de fracturas hidráulicas,”Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 46–61.

15. Zeroug S, Valero H-P y Bose S: “Monopole RadialProfiling of Compressional Slowness,” preparado paraser presentado en la 76a Reunión Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns, 1° al 3 de octubre de 2006.Hornby BE: “Tomographic Reconstruction of Near-Borehole Slowness Using Refracted Sonic Arrivals,”Geophysics 58, no. 12 (Diciembre de 1993): 1726–1738.

X,480

X,490

X,500

X,510

X,520

X,530

X,540

X,550

1.7 2.7g/cm3

Densidad9 19Pulgadas

Diámetro del pozo

300 100µs/pie


Onda de corte lenta

300 100

Onda compresional

180 80

µs/pie

µs/pie

Prof

undid

ad m

edida

, pies

2 0Pies

Distancia al centrodel pozo

0 2Pies


0 2Pies


10 110°API

Rayosgamma

Diferencial de ondade corte rápida

0 25%

Diferencial de ondade corte lenta

0 25%

Diferencial deonda compresional

0 25%

> Perfiles radiales de ondas compresionales y de corte en un pozo de Chevron, situado en el Golfo deMéxico. Los datos de ondas P de los tres transmisores y los 13 receptores constituyen los datos deentrada para la reconstrucción tomográfica basada en el trazado de rayos a través de una formaciónmodelada con propiedades que varían gradualmente lejos del pozo. El porcentaje de la diferencia entrela lentitud de las ondas compresionales observadas y la lentitud de la formación de campo lejano inal-terada se representa gráficamente en escalas de color y distancia para indicar el alcance de la dife-rencia lejos del pozo (Carril 6). En estas areniscas, la lentitud de las ondas compresionales cerca delpozo varía hasta en un 15% respecto de la lentitud del campo lejano y la variación se extiende hastauna distancia de 1 pie de la pared del pozo. Los perfiles radiales de ondas de corte aparecen en losCarriles 3 y 5 para las diferencias de las ondas de corte rápidas y lentas con respecto a la lentitud delcampo lejano, respectivamente. Las diferencias grandes, atribuidas a la deformación plástica producidaen la región vecina al pozo, se muestran en rojo, y se extienden hasta aproximadamente 10 pulgadasrespecto de la pared del pozo. Estas diferencias se producen solamente en los intervalos de areniscas,identificables a partir del registro de rayos gamma del Carril 4.

Los perfiles radiales de la lentitud de lasondas de corte se construyen en un procedi-miento de pasos múltiples.16 El procesamientopor semblanzas de las formas de ondas flexuralesen las frecuencias bajas provee una estimacióninicial de los parámetros elásticos de la forma-ción. Estos parámetros se utilizan para modelaruna formación isotrópica homogénea. Las dife-rencias entre la lentitud medida y la lentitudmodelada en una amplia selección de frecuen-cias constituyen los datos de entrada para unprocedimiento de inversión que da como resul-tado el perfil radial real de la lentitud de lasondas flexurales. Los resultados se grafican encolores que representan la magnitud de la dife-rencia entre la lentitud observada y la lentitudde la formación de campo lejano inalterada.

En el caso de South Timbalier, el perfil radialde la lentitud de las ondas de corte muestra unagran diferencia en la lentitud de la región vecinaal pozo, comparada con la lentitud del campolejano. Las curvas de dispersión de las ondasflexurales indican además un alto grado de alte-ración en la región vecina al pozo (arriba). Elanálisis se complica de alguna manera con laincorporación de la anisotropía; las ondas decorte rápidas y lentas exhiben diferencias clarasrespecto de la lentitud del campo lejano inalte-rado. En las areniscas, las lentitudes de las ondasde corte rápidas y lentas son hasta un 20% mayo-res que la lentitud del campo lejano, en una zonaque se encuentra a una distancia de aproximada-mente 25 cm [10 pulgadas] con respecto a lapared del pozo.

La heterogeneidad radial en la lentitud de lasondas de corte descarta la invasión u otras causasde alteración de la región vecina al pozo relacio-nadas con los fluidos, porque las ondas de corteson casi insensibles a los cambios producidos enel fluido intersticial. Los cambios relacionadoscon los fluidos sólo producirían variaciones radia-les en la lentitud de las ondas compresionales. Lavariación radial mensurable en la lentitud de lasondas de corte, indica que la formación ha sufridodaño mecánico en forma de deformación plásticade los contactos entre granos. El calibrador nomuestra ensanchamiento del pozo a través deesta zona, de manera que el material dañado aúnno cayó en el interior del pozo pero el aumento dela lentitud de las ondas de corte cerca de la pareddel pozo indica que está próximo a fallar. Losdatos Sonic Scanner indican una amplia zonadañada que requerirá precauciones adicionales ala hora de diseñar una operación de terminaciónde pozo.

Los perfiles radiales de ondas compresionalesy de corte aportan nueva información de la que nose disponía previamente con ninguna herramientade adquisición de registros. Las herramientas degeneración de imágenes de la pared del pozo y loscalibradores han permitido obtener imágenes oevidencias de irregularidades en el pozo inducidaspor la perforación, tales como ovalizaciones porruptura de la pared del pozo y fracturas; sinembargo, sólo resultan útiles después de habersemodificado la forma del pozo. La herramientaSonic Scanner explora la formación en profundi-dad para revelar el daño mecánico producido másallá de la pared del pozo.

La producción de perfiles radiales tambiénpuede ayudar a afinar los programas de obten-ción de muestras de fluidos. En un ejemplo delMar del Norte, se computaron los perfiles radia-les de ondas compresionales Sonic Scanner parados intervalos de los que subsiguientemente seadquirieron muestras utilizando el ProbadorModular de la Dinámica de la Formación MDT.La Zona A mostró poca diferencia entre la lenti-tud en la región vecina al pozo y la lentitud en elcampo lejano (próxima página). Dos muestrasde fluido fueron tomadas de este intervalo luegode transcurridos 75 y 80 minutos de bombeo ysin que se produjera ningún problema de mues-treo. En la Zona B, el perfil radial indicó daño deformación a una distancia de 12 pulgadas de lapared del pozo. Durante el intento de obteneruna muestra de fluido, la probeta de la herra-mienta de muestreo se taponó y no se obtuvoninguna muestra.

El daño de formación no significa necesaria-mente que no puedan adquirirse muestras; sinembargo, la extracción de las mismas en estas

26 Oilfield Review

Relación entre la distancia de alteración de la onda de corte y el radio del pozo

400

500

600

700

800

-20% de alteración de la onda de corte

Lent

itud,

µs/

pie

Lent

itud,

µs/

pie

Frecuencia, Hz

1,000 2,0000

1 2 3 4 5 6 7

3,000 4,000 5,000

400

500

600

700

800

> Comparación de la dispersión de las ondas flexurales observada en un pozode South Timbalier con los resultados modelados (extremo superior). Las len-titudes de las ondas flexurales observadas (círculos rojos y azules) muestranuna dispersión mucho más grande que el modelo para una formación isotró-pica homogénea (curva azul). La gran diferencia producida en las frecuenciasmás altas indica daño en la región vecina al pozo. Las lentitudes de las ondasde Stoneley aparecen como círculos verdes. En la figura inferior, la diferenciaentre las lentitudes de las ondas flexurales observadas y modeladas se repre-senta gráficamente en función de la distancia como la relación que existeentre la distancia de alteración de la onda de corte y el radio del pozo. La di-ferencia entre las lentitudes de las ondas flexurales observadas y modeladases del 20% hasta una distancia equivalente a aproximadamente dos radiosdel pozo.

Verano de 2006 27

zonas puede plantear mayores riesgos de tapona-miento o atascamiento de la herramienta. Paraminimizar estos riesgos, la operación de extrac-ción de muestras debe demorarse e intentarsemás adelante dentro del programa de muestreo,de manera de poder recolectar primero muestrasde otros intervalos menos riesgosos.

Caracterización de zonas y fracturas permeablesLos petrofísicos y los ingenieros de yacimientosdurante mucho tiempo procuraron obtener unamedición continua de la permeabilidad para opti-mizar las operaciones de terminación de pozos ylos escenarios de producción, pero la permeabili-dad continua es una de las propiedades másdifíciles de medir en un pozo de petróleo. Utili-zando relaciones empíricas calibradas conmediciones de núcleos, es posible inferir la per-meabilidad o la movilidad—la relación entrepermeabilidad y viscosidad—derivada de otrasmediciones, tales como los registros de porosidado de resonancia magnética nuclear. Es posibleobtener mediciones directas con probadores deformación operados con cable en puntos aisladosa lo largo del pozo o en núcleos, pero las mismasrequieren carreras de adquisición de registros ycostos de extracción de núcleos adicionales. Elanálisis de las ondas de Stoneley es una técnicapoderosa que provee una medición continua ydirecta de la movilidad a lo largo del pozo.17

La idea de medir la movilidad derivada de laonda de Stoneley fue expresada por primera vezen la década de 1970, pero resultó dificultosa enla práctica. Si bien se realizaron muchos inten-tos para desarrollar correlaciones empíricasentre la permeabilidad y la atenuación de Stone-ley, estos métodos requerían calibraciones conotra información e ignoraban diversos factoresimportantes, tales como la permeabilidad delrevoque de filtración y la presencia de la herra-mienta en sí. Los enfoques que simplificaban elcomplejo comportamiento de las ondas de Sto-neley raramente resultaron exitosos; sinembargo, un método de inversión que emplea unmodelo derivado de la teoría poroelástica com-pleta de Biot, determina en forma confiable la

16. Sinha BK: “Near-Wellbore Characterization Using RadialProfiles of Shear Slowness,” Resúmenes Expandidos,74a Reunión Internacional Anual de la SEG, Denver (10al 13 de octubre de 2004): 326–331.

17. Brie A, Endo T, Johnson DL y Pampuri F: “QuantitativeFormation Permeability Evaluation from StoneleyWaves,” artículo de la SPE 49131, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre de 1998.

Rayos gamma0 100°API

Calibrador6 16Pulgadas

Posición de laherramienta MDT

A

B

Gradiente de lentitudde las ondas

compresionales

0 Pies 10

Diferencial de lentitud

0 Pies 10


0 Pies 3


0 Pies 3

> Un perfil radial de ondas compresionales que indica los intervalos demuestreo de fluido exitoso y arriesgado. En el intervalo A, el perfil radial deondas compresionales (Carril 3) muestra un diferencial pequeño entre la len-titud en la zona vecina al pozo y la lentitud en el campo lejano. Existe pocaalteración de la región vecina al pozo en la zona en la que el ProbadorModular de la Dinámica de la Formación MDT recolectó con éxito dos mues-tras de fluido de formación. En el Carril 3, la magnitud de la diferencia delentitud existente entre el campo cercano y el campo lejano es indicada porla intensidad del color dorado y marrón, mientras que la profundidad de laalteración es indicada por la longitud horizontal del área coloreada. En el in-tervalo B, el perfil radial de las ondas compresionales muestra colores másoscuros, lo que indica un grado más alto de alteración de la zona vecina alpozo que se extiende a mayor distancia del pozo. En esta zona, la probetaMDT se taponó y no pudo recolectar ninguna muestra de fluido de forma-ción. El Carril 2 ilustra el gradiente de lentitud obtenido de la reconstruccióntomográfica. El gradiente indica la diferencia de lentitud existente entre unacelda del modelo de lentitud y la celda siguiente, alejándose del pozo enincrementos pequeños.

movilidad del fluido intersticial de las formas deondas de Stoneley.18 Para su aplicación con losdatos Sonic Scanner, la técnica de inversióncompleta de Biot fue extendida con el fin deincorporar la respuesta de la herramienta.

El esquema de inversión completa de Biotrequiere varios parámetros de pozos, de revoquesde filtración y de formaciones para evaluar lamovilidad del fluido utilizando datos de ondas deStoneley. La lista incluye: diámetro del pozo; len-titud, atenuación y densidad de las ondas de lodo;lentitud, densidad y porosidad de las ondas P y Sen las formaciones; módulo de granos; módulo defluido intersticial y densidad; densidad del revo-que de filtración; módulo de compresibilidad,módulo de corte, espesor y rigidez de las membra-nas. El cómputo da como resultado la movilidaddel fluido y los rangos de errores asociados.

Esta técnica de inversión ha estado disponibledurante varios años, pero su aplicación no siem-pre resultó exitosa porque la inversión requiereondas de Stoneley de frecuencia extremadamentebaja; de hasta 300 Hz. En el pasado, no se dispo-nía de datos con este contenido de frecuenciasporque las herramientas sónicas previas interac-tuaban negativamente con las señales de bajafrecuencia y requerían procesos de filtrado pararemover las frecuencias de menos de 1,500 Hz.Ahora, las fuentes de banda ancha de la herra-mienta Sonic Scanner generan ondas de Stoneleypotentes con contenidos de bajas frecuenciasconfiables para los cálculos de la movilidad.

Un ejemplo de un pozo de Statoil situado enel área de Haltenbanken, en el Mar de Noruega,muestra una buena correlación entre las movili-dades derivadas de las ondas de Stoneley y lasmedidas por los pre-ensayos (pretests) MDT. Losvalores de entrada de las propiedades de forma-ciones y fluidos de una zona cercana al contactoagua/petróleo fueron determinados con los regis-tros obtenidos por la sonda integrada PlatformExpress, operada con cable. Los resultados de laherramienta MDT provenientes de ocho pre-ensayos convencionales (drawdown pretests) yde un pre-ensayo en una zona de muy baja per-meabilidad (tight pretest) se correlacionan muybien con las movilidades derivadas del análisisde ondas de Stoneley (derecha).

El registro de movilidad continua exhibe altamovilidad dentro de las areniscas y baja movili-dad cerca de las lutitas, a la profundidad de lazona de muy baja permeabilidad indicada por elpre-ensayo MDT. Dado que los resultados delregistro de movilidad Sonic Scanner son un tantosensibles a algunos parámetros que no están bienrestringidos por las mediciones obtenidas con losregistros, tales como la lentitud de las ondas delodo, la atenuación de las ondas de lodo y la rigi-

28 Oilfield Review

Carbón

Petróleo

Agua ligada

Arenisca

1.96 2.96

Densidad

X,X00

X,X50

g/cm3

0 1

Volumen de lutita6 16

CalibradorPulgadas

0 150

Rayos gamma°API

1 0

Porosidadm3/m3

240 40

300 200

300 200

300 100

300 0

Lentitud de lasondas de lodo

µs/pie

Ondas de Stoneleyreconstruidas

Longitud de lasondas de Stoneley

Lentitud de lasondas de corte

∆T compresional

µs/pie

µs/pie

µs/pie

µs/pie

1 10,000

1 10,000

1 10,000

Agua

Lutita

m3/m3

Barra de errorde movilidad

Movilidadde Stoneley

Error de movilidad

Movilidad MDT

mD/cP

mD/cP

mD/cP

Prof

undi

dad,

m

> Comparación de los valores de movilidad del fluido derivada de los pre-en-sayos MDT con los del procesamiento de las ondas de Stoneley, en un pozode Statoil situado en el área de Haltenbanken, en el Mar de Noruega. En elCarril 3, los valores de movilidad del fluido continuos (curva azul) y las incer-tidumbres (sombras grises) derivadas del análisis de las ondas de Stoneleyse correlacionan bien con los valores de movilidad discretos, obtenidos delos pre-ensayos MDT convencionales (drawdown pretests) (puntos rojos).Las dos medidas de movilidad muestran concordancia incluso en el pre-en-sayo MDT efectuado en la zona de muy baja permeabilidad (tight pretest), aX,X42.15 m, donde la movilidad de las ondas de Stoneley también exhibe unvalor extremadamente bajo. Los valores de porosidad, rayos gamma, densi-dad, calibrador y volumen de lutitas se ilustran en el Carril 1. El Carril 2muestra las lentitudes acústicas. El Carril 4 exhibe los volúmenes relativosde litología y fluidos.

Verano de 2006 29

dez del revoque de filtración, se realizaron prue-bas para estudiar el efecto de la incertidumbreasociada con estos parámetros sobre las barrasde errores de movilidad. El registro de movilidadcontinua mostrado es el que posee menos incer-tidumbre.

Cuando el pozo se encuentra en buenas condi-ciones, los registros de movilidad continua de lasondas de Stoneley pueden utilizarse para efectuaruna estimación rápida de la permeabilidad parala selección de los puntos de muestreo y los inter-valos de disparos, además de poder funcionarcomo complemento de los puntos de permeabili-dad derivados de núcleos o de probadores deformaciones a lo largo de un intervalo extendido.

Las ondas de Stoneley también pueden uti-lizarse para caracterizar la permeabilidadasociada con las fracturas abiertas. En las Mon-

tañas Rocallosas de EUA, por ejemplo, los yaci-mientos de roca dura dependen de las fracturasinducidas hidráulicamente para una producciónrentable. No obstante, los esfuerzos locales alta-mente desiguales presentes en la región tambiéndan origen a fracturas naturales. Si en un pozose encuentran fracturas naturales, se debenajustar los diseños de las operaciones de cemen-tación y estimulación para evitar que el cementoingrese en el sistema de fracturas naturales. Porejemplo, los tratamientos sobre la base de fibrastanto para operaciones de cementación comopara tratamientos de estimulación, pueden utili-zarse para reducir las pérdidas de fluidos.19 Esnecesario que los programas de estimulacióntengan en cuenta la magnitud y la dirección delos esfuerzos principales. La optimización deldiseño de las operaciones de terminación de

pozos requiere el conocimiento de las carac-terísticas de las fracturas y de los esfuerzosalrededor del pozo y en la formación.

Una fractura abierta que intersecta un pozohace que las ondas de Stoneley se reflejen y ate-núen.20 El análisis de las formas de ondas deStoneley cuantifica estos cambios, que sirvencomo datos de entrada de un proceso de inversiónpara determinar la apertura de la fractura.21 Noobstante, los derrumbes, la rugosidad del pozo ylos cambios abruptos producidos en la litologíatambién pueden producir reflexiones de las ondasde Stoneley y deben considerarse en el análisis.22

Un ejemplo de la aplicación exitosa de estemétodo proviene de Colorado, EUA.23 En este yaci-miento de gas, la porosidad oscila entre el 3 y el7% y la permeabilidad se encuentra en el orden delos microdarcies. El análisis de las ondas deStoneley permitió cuantificar la apertura y la per-meabilidad de las fracturas también observadasen los datos provistos por el generador de Imá-genes Microeléctricas de Cobertura Total FMI(izquierda). Con el amplio rango de frecuenciasdel modo de Stoneley adquiridas con la herra-mienta Sonic Scanner, es posible caracterizar enforma confiable estas fracturas naturales abiertas.

18. Kimball CV y Endo T: “Quantitative Stoneley MobilityInversion,” Resúmenes Expandidos, 68a Reunión yExhibición Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns (13 al 15 de septiembre de 1998): 252–255.Liu H-L y Johnson DL: “Effects of an Elastic Membraneon Tube Waves in Permeable Formations,” Journal ofthe Acoustic Society of America 101, no. 6 (Junio de1997): 3322–3329.

19. Bivins CH, Boney C, Fredd C, Lassek J, Sullivan P, EngelsJ, Fielder EO, Gorham T, Judd T, Sanchez Mogollon AE,Tabor L, Valenzuela Muñoz A y Willberg D: “Nuevasfibras para tratamientos de fracturamiento hidráulico,”Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005): 36–45.Abbas R, Jaroug H, Dole S, Effendhy, Junaidi H, El-Hassan H, Francis L, Hornsby L, McCraith S,Shuttleworth N, van der Plas K, Messier E, Munk T,Nødland N, Svendsen RK, Therond E y Taoutaou S: “Una red de seguridad para controlar las pérdidas decirculación,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de2004): 20–29.

20. Hornby BE, Johnson DL, Winkler KH y Plumb RA:“Fracture Evaluation Using Reflected Stoneley WaveArrivals,” Geophysics 54, no. 10 (Octubre de 1989):1274–1288.Brie A, Hsu K y Eckersley C: “Using the StoneleyNormalized Differential Energies for Fractured ReservoirEvaluation,” Transcripciones del 29o Simposio Anualsobre Adquisición de Registros de la SPWLA, SanAntonio, Texas, 5 al 8 de junio de 1988, artículo XX.

21. Endo T, Tezuka K, Fukushima T, Brie A, Mikada H yMiyairi M: “Fracture Evaluation from Inversion ofStoneley Transmission and Reflections,” Memorias del4o Simposio Internacional de la SEGJ, Tokio (10 al 12 dediciembre de 1998): 389–394.

22. Tezuka K, Cheng CH y Tang XM: “Modeling of Low-Frequency Stoneley-Wave Propagation in an IrregularBorehole,” Geophysics 62, no. 4 (Julio-agosto de 1997):1047–1058.

23. Donald A y Bratton T: “Advancements in AcousticTechniques for Evaluating Open Natural Fractures,”preparado para ser presentado en el 47o SimposioAnual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA,Veracruz, México, 4 al 7 de junio de 2006.

X,100

X,200

X,300

X,400

0 100

0 100

Energíamáxima

Energíamínima

Prof

undi

dad,

pie

s

250 150

S-Se

4 14

4 14

Ondas de Stoneleymodeladas

µs/pie

Derrumbe

CalibradorPulgadas

Tamaño dela barrenaPulgadas

∆T de Stoneley

µs/pie250 150

Ancho dela fracturaPulgadas0 0.5

Permeabilidad de lasondas de Stoneley

Longitud de la trazade la fractura

µs/pie10 0

Porosidad de la fracturapie3/pie30.1 0

Permeabilidadde la fractura

mD100,000 1010

µs0 20,440 µs0 20,440

Registro dedensidad variable

de Stoneley Modelo Tezuka

0 120 240 360

Resistiva ConductivaImagen FMI

Energíafuera de

línea

Orientación NorteApertura deStoneley

> Identificación de fracturas permeables en Colorado, utilizando ondas de Stoneley. La apertura, ogrado de apertura, de la fractura computada de la reflexión y la transmisión de las ondas de Stoneleyse muestra en el Carril 2. El Carril 3 muestra la permeabilidad de la fractura derivada de las aperturasdel Carril 2. Las zonas que contienen fracturas permeables se correlacionan con zonas en las que losregistros FMI (Carril 6) indican la presencia de fracturas. Las mismas zonas aparecen como anisotró-picas con grandes diferencias de energía fuera de línea (Carril correspondiente a la profundidad) yademás muestran grandes diferencias entre la lentitud de las ondas de Stoneley medidas y la lentitudmodelada, para una formación elástica e impermeable (sombras de naranja, Carril 1). El Carril 4 muestralas formas de onda de Stoneley medidas, con reducción de la amplitud en las zonas fracturadas. ElCarril 5 exhibe las formas de ondas generadas con el modelo de Tezuka indicado en la referencia 22.(Modificado del trabajo de Donald y Bratton, referencia 23).

Direcciones de las ondas de corte en MéxicoLas variaciones direccionales pequeñas produ-cidas en las propiedades de las formacionespueden tener un impacto significativo sobre lasestrategias de perforación y terminación depozos; sin embargo, éstas son difíciles de medir.Por ejemplo, las velocidades sónicas pueden serdiferentes en una dirección horizontal, compa-rada con la dirección horizontal ortogonal. Estefenómeno, conocido como anisotropía elástica,se produce en la mayoría de las rocas sedimen-tarias y es causado por la estratificación, lasfracturas alineadas o el desequilibrio dinámico

producido por los esfuerzos.24 Hasta ahora, lasherramientas sónicas operadas con cable logra-ron cuantificar la magnitud y orientación de laanisotropía elástica sólo en los casos en los quela diferencia en las velocidades era al menos deun 5%. La alta calidad de los datos provistos porla herramienta Sonic Scanner permite obtenermediciones de anisotropía confiables de tan sólo1%, y además ayuda a los intérpretes a determi-nar la causa de la anisotropía.

Pemex Exploración y Producción deseaba eva-luar la magnitud y la dirección de la anisotropía enformaciones de arenisca compactas productoras

de gas de la Cuenca de Burgos, situada en el nortede México. Estas formaciones poseen permeabili-dades bajas y deben estimularse para producir gasen cantidades comerciales. El desarrollo óptimodepende de la orientación correcta de las fractu-ras hidráulicas en el campo de esfuerzos locales,de manera que cada pozo vertical drene su volu-men asignado. El conocimiento de la orientacióny la magnitud de la anisotropía elástica asistiríanen el diseño y la aplicación de las técnicas de dis-paros orientados, previos a los tratamientos defracturamiento, y además mejoraría el éxito de lascampañas de perforación de pozos de relleno.25

30 Oilfield Review

Lent

itud,

µs/

pie

4,0002,0000 6,000 8,000

150

200

250

300

350

50

100

150

200

250

300

Ampl

itud,

dB

Frecuencia, Hz

Profundidad = 1,593.04 m



Lent

itud,

µs/

pie

4,0002,0000 6,000 8,000

150

200

250

300

350

50

100

150

200

250

300

Ampl

itud,

dB

Frecuencia, Hz

Lent

itud,

µs/

pie

4,0002,0000 6,000 8,000

150

200

250

300

350

50

100

150

200

250

300

Ampl

itud,

dB

Frecuencia, Hz

1,600

Prof.,m

1,650

0 150

0 360

5 20

0 360

-10 90

ºAPI

Rayos gamma

Diámetro del pozo

grados

Pulgadas

Azimut total

grados

Azimut del pozo

grados

Desviaciónde la sonda

0 100

0 100-90 grados 90

Azimut de ondasde corte rápidas

Incertidumbre asociadacon el azimut 350 1,200

350

0

0 20%

2 4 6 16

1,200

20 % 0

µs/pie

µs/pie

∆T de ondas de corte rápidas

∆T de ondas de corte lentas

Anisotropía basada en ∆T

Anisotropía basada en el tiempo

Indicación de anisotropía, %

Energíamáxima

Energíamínima

Energíafuera de

línea

A

B

C

> Registro dipolar cruzado (izquierda) del pozo Cuitlahuac-832 de Pemex, que muestra zonas con isotropía y con diferentesgrados de anisotropía. La Zona A, una zona isotrópica, posee baja energía fuera de línea (carril correspondiente a la pro-fundidad) y lentitudes de ondas de corte rápidas y lentas equivalentes (Carril 3). Las Zonas anisotrópicas B y C poseenenergías fuera de línea distintas de cero y lentitudes de ondas de corte rápidas y lentas diferentes. La magnitud de laanisotropía, ya sea basada en la lentitud o en el tiempo (bordes del Carril 3), es aproximadamente 8% en la Zona B yaproximadamente 2% en la Zona C. El azimut de la onda de corte rápida (Carril 2) permanece constante a través de losintervalos anisotrópicos, aunque la herramienta gira (Carril 1), lo que confiere confianza en los valores de la anisotropía.Las curvas de dispersión de los tres intervalos (derecha) muestran relaciones características. En la Zona A (extremosuperior), como en otras formaciones isotrópicas, las curvas de dispersión para las ondas flexurales registradas en lasdos direcciones dipolares (círculos rojos y azules) se superponen entre sí. En la porción inferior de la Zona B (extremoinferior), las curvas de dispersión se entrecruzan. La onda flexural que es rápida cerca del pozo, en las frecuencias bajas(puntos rojos), se convierte en la onda más lenta con la distancia al pozo (puntos azules). Esto indica que la anisotropíainducida por los esfuerzos es el mecanismo de anisotropía dominante en esta sección. Más someras en la Zona B (centro),las curvas de dispersión podrían cruzarse aparentemente pero las componentes de alta frecuencia de la onda de corterápida se pierden. En esta profundidad, las fracturas inducidas abiertas resultaron visibles en los registros del generadorde Imágenes Microeléctricas en Lodos a Base de Aceite OBMI. (Modificado del trabajo de Wielemaker et al, referencia 25).

Verano de 2006 31

Cuando el esfuerzo vertical es el esfuerzomáximo, las fracturas hidráulicas se propaganen la dirección del esfuerzo horizontal máximo yse abren en la dirección del esfuerzo horizontalmínimo. Las ondas de corte viajan más rápidocuando se polarizan en la dirección del esfuerzohorizontal máximo (SH) y más lentamentecuando se polarizan en la dirección del esfuerzohorizontal mínimo (Sh). Esto se debe a que elesfuerzo adicional endurece la formación, incre-mentando la velocidad, y, contrariamente, lareducción del esfuerzo disminuye la velocidad.La medición de la dirección de las ondas de corterápidas da como resultado la dirección preferidade propagación de las fracturas inducidas.

Las direcciones, o azimuts, de las ondas decorte rápidas y lentas pueden verse en un regis-tro dipolar cruzado. Un registro dipolar cruzadodel pozo Cuitlahuac-832 muestra tanto las zonasisotrópicas como las zonas anisotrópicas (páginaprevia). La Zona A, una zona isotrópica, seidentifica por las energías fuera de línea casinulas y lentitudes de ondas de corte y de ondascompresionales equivalentes.26 Las Zonas B y Canisotrópicas se identifican por las energíasfuera de línea distintas de cero y lentitudes deondas de corte rápidas y lentas divergentes.

Las dos zonas anisotrópicas poseen diferen-tes grados de anisotropía. En la Zona B, lamagnitud de anisotropía es aproximadamente8%. En la Zona C, la magnitud de la anisotropíaes aproximadamente 2%. Si bien 2% es menorque el valor detectado en forma confiable conotras herramientas, los intérpretes confían enese valor porque las formas de ondas son muyclaras y porque el azimut de las ondas de corterápidas permanece constante, entre 30° y 40° alo largo del intervalo, aunque la herramientagira continuamente.

El hecho de conocer la magnitud y el azimutde la anisotropía es vital, pero no identifica lacausa. La anisotropía puede ser intrínseca de laroca o puede ser inducida por los esfuerzos; laidentificación de la causa es importante paracomprender cuán estable será el proceso de perfo-ración y cómo responderá un pozo ante loscambios de los esfuerzos locales. Usualmente, senecesita información adicional, tal como imágenesde la pared del pozo o análisis de núcleos, paraprecisar exactamente la causa de la anisotropía.

El análisis de las curvas de dispersión de lasondas flexurales provisto por la herramientaSonic Scanner ayuda a identificar los mecanis-mos de anisotropía en tres profundidadesdiferentes del pozo Cuitlahuac-832, utilizandosólo mediciones sónicas. Las curvas de disper-sión a la profundidad de 1,593.04 m, dentro de laZona A, se superponen estrechamente entre sí yse ajustan al modelo correspondiente a una for-mación isotrópica homogénea. Las curvascorrespondientes a la profundidad de 1,665.27 m,uno de los intervalos más anisotrópicos cercanosa la base de la Zona B, muestran la característicade cruzamiento de la anisotropía inducida por losesfuerzos. Levemente más someras, a la profun-didad de 1,658.87 m, las curvas de dispersión delas ondas de corte rápidas y lentas se separan enlas frecuencias bajas, pero los datos de alta fre-cuencia se pierden, de modo que es imposibledeterminar la tendencia de las curvas o el tipo deanisotropía. Las imágenes provistas por el gene-rador de Imágenes Microeléctricas en Lodos aBase de Aceite OBMI, correspondientes a esta

profundidad, indican la presencia de fracturasinducidas abiertas, que son la causa probable dela pérdida de los datos de alta frecuencia y queademás sugieren intensamente la existencia deanisotropía inducida por los esfuerzos. El azimutde 45° de las fracturas que se ven en las imáge-nes OBMI se correlaciona bien con el azimut de40° del esfuerzo horizontal máximo, derivado dela dirección de las ondas de corte rápidas.

En la Cuenca de Burgos, el esfuerzo horizontalmáximo tradicionalmente se consideró paralelo alrumbo de las fallas más cercanas. Los resultadosde los registros obtenidos con la herramientaSonic Scanner en cinco pozos de esta cuenca,indican que la dirección de los esfuerzos localespuede variar significativamente—hasta 20° conrespecto al rumbo de las fallas cercanas—acen-tuando la importancia de obtener medicionessónicas localizadas antes de diseñar las ope-raciones de disparos (punzados, cañoneos),estimulación y perforación de pozos de relleno.

Generación de imágenes más allá de la pared del pozoLa calidad superior de las formas de ondasadquiridas con la herramienta Sonic Scannerposibilita el mejoramiento de las imágenes dezonas alejadas del pozo. En las imágenes sónicasse utilizan las ondas P reflejadas para detectarlos reflectores que son subparalelos o forman unángulo bajo con respecto al pozo.

Norsk Hydro utilizó la capacidad de las imáge-nes de la herramienta Sonic Scanner en un pozoaltamente desviado del Mar de Noruega (arriba).

24. La anisotropía elástica a veces se conoce comoanisotropía acústica o anisotropía por velocidad. Puede expresarse como una diferencia de velocidades,lentitudes, esfuerzos o parámetros elásticos.Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S yLynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” OilfieldReview 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–56

25. Arroyo Franco JL, González de la Torre H, Mercado OrtizMA, Weilemaker E, Plona TJ, Saldungaray P y MikhaltzevaI: “Using Shear-Wave Anisotropy to Optimize ReservoirDrainage and Improve Production in Low-PermeabilityFormations in the North of Mexico,” artículo de la SPE96808, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.Wielemaker E, Saldungaray P, Sanguinetti M, Plona T,Yamamoto H, Arroyo JL y Mercado Ortiz MA: “Shear-Wave Anisotropy Evaluation in Mexico’s Cuitlahuac FieldUsing a New Modular Sonic Tool,” Transcripciones del46o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros dela SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,artículo V.

26. La diferencia entre las lentitudes se denomina anisotro-pía basada en la lentitud y la diferencia entre los tiemposde arribo se denomina anisotropía basada en el tiempo.

Pozo

Intervalo registrado con la

herramienta Sonic Scanner

> Sección geológica con la trayectoria de un pozo desviado en el que Norsk Hydro ob-tuvo imágenes Sonic Scanner. Este alto ángulo de desviación requirió que se adquirieranregistros con herramientas operadas con cable utilizando la herramienta de Adquisiciónde Registros en Condiciones Difíciles TLC.

Luego de la adquisición de las formas de ondassónicas estándar en una carrera de la herra-mienta de Adquisición de Registros enCondiciones Difíciles TLC operada con cable,una carrera de obtención de imágenes TLC inde-pendiente registró las formas de ondas cada 15cm [0.5 pie], desde las tres fuentes monopolaresdisparadas en forma secuencial hasta los 104receptores, a lo largo de una distancia de 330 m[1,100 pies]. Las formas de ondas provenientesde cada fuente fueron procesadas en unasecuencia que se inició con la separación de lasondas P reflejadas de las ondas de Stoneley y lasondas P refractadas.

La distribución azimutal de los sensores encada estación receptora permite la identifica-ción de la dirección con respecto al reflector.Luego, se migraron en profundidad las trazasprovenientes de cada estación receptora,utilizando las velocidades de formación medidaspor los registros Sonic Scanner de la carrera deadquisición de registros previa.27 Para dar cuentade la rotación de la herramienta y de la distribu-ción azimutal de los sensores, se reconstruyó laimagen en cada estación receptora mediante lamigración de los valores de profundidad y elapilamiento de las imágenes de cada canal azi-mutal. Finalmente, se apilaron las imágenesmigradas en profundidad. Las imágenes se obtu-vieron en 48 horas.

Los resultados muestran un evento con unainclinación de 5 grados, que se extiende al menos13 m [43 pies] dentro de la formación (derecha,arriba). El echado del evento coincide con la geo-logía esperada en la localización del pozo. Elevento de alta resolución puede correlacionarsecon una capa de carbón de 1 m [3.3 pies], en lamisma profundidad indicada por los registrospetrofísicos (próxima página). La identificaciónde una capa de carbón de 1 m indica el potencialpara obtener imágenes de alta resolución de unlevantamiento de obtención de imágenes sónicas.La resolución es mucho mejor de la que puedeobtenerse de cualquier levantamiento sísmico desuperficie o de pozo (derecha, abajo).

Otra aplicación potencial de las imágenessónicas es la detección de fracturas verticalesque se encuentran cerca de los pozos verticalespero no los intersectan. Las técnicas actuales,tales como las que utilizan imágenes de la pareddel pozo y la identificación de fracturas utili-zando las reflexiones de las ondas de Stoneley,sólo funcionan si una fractura intersecta el pozo.

32 Oilfield Review

27. La migración es un paso del procesamiento de datosdestinado a hacer más nítidos los reflectores, así comoefectuar su desplazamiento y reubicación a susverdaderas posiciones.

X,240

X,260

X,280

X,300

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X,340

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X,380

X,460 X,480 X,500 X,520 X,540 X,560 X,580

Prof

undi

dad

verti

cal,

pies

Punto medio entre la fuente y el receptor, pies

Resultados de las imágenes sónicas en escala sísmica

> Un reflector con echado (buzamiento) suave del que se generó una imagenlejos del pozo. La trayectoria del pozo se muestra en rojo. El evento de altaresolución detectado mediante las imágenes sónicas puede verse por enci-ma y a la derecha del pozo, cerca del centro de la imagen. El reflector secorrelaciona con una capa de carbón ubicada en la misma profundidadindicada por los registros petrofísicos.

> Comparación de los datos de imágenes sónicas de alta resolución con un levantamiento sísmico desuperficie. La capa de carbón de 1 m, resuelta a través de imágenes obtenidas con la herramientaSonic Scanner (inserto), no puede verse en el levantamiento sísmico de superficie.

Verano de 2006 33

En muchos casos, los pozos verticales noencuentran las fracturas verticales. Las imáge-nes profundas obtenidas con la herramientaSonic Scanner extienden el volumen de investiga-ción para posibilitar la identificación de losrasgos que pueden delinear el alcance del yaci-miento o el estado de los esfuerzos lejos del pozo.

Barrido del horizonteLa herramienta Sonic Scanner constituye unnuevo desarrollo, y los ingenieros, geólogos ypetrofísicos aún están descubriendo nuevas for-mas de utilizar sus datos. Mediante el agregadode la dimensión radial y de profundidades deinvestigación múltiples a las conocidas medicio-nes sónicas axiales y azimutales, la herramientaSonic Scanner realiza caracterizaciones mejora-das de las propiedades acústicas en formacionesheterogéneas y anisotrópicas. Con esta informa-ción, los clientes pueden prever cómo secomportarán las formaciones y los fluidos durantelas operaciones de perforación, estimulación yproducción.

El innovador diseño de la herramienta, concomponentes acústicos fáciles de predecir, proveeformas de ondas de excelente calidad y en unamplio rango de frecuencias. Estas capacidadespermiten la estimación de la lentitud de las ondasen formaciones extremadamente lentas, midiendoanisotropías azimutales de tan sólo 1 a 2%, y posi-bilitan la aplicación confiable de los modos deStoneley de baja frecuencia para la estimación dela movilidad del fluido y la evaluación de las frac-turas naturales. El control de calidad de avanzadacon el análisis de lentitud-frecuencia suma con-fianza a las estimaciones de los valores delentitud obtenidos con el análisis de dispersión.

La registración completa de todos los datosdesde las fuentes monopolares y dipolares hastalos 104 receptores distribuidos azimutalmentealrededor de la herramienta, elimina las incerti-dumbres existentes en torno a la geometría y laestructura de las formaciones y mejora la evalua-ción a través de la tubería de revestimiento y laevaluación de la cementación. Las capacidadesactuales permiten obtener solamente datos deondas compresionales y de corte monopolares enpozos entubados. Un área de desarrollo futuroserá la extensión de las capacidades actuales enagujero descubierto a los pozos entubados.

A medida que más compañías adquieran expe-riencia con la herramienta Sonic Scanner y conlos datos de alta calidad que produce, surgiránaplicaciones adicionales. Si bien es difícil prede-cir cómo evolucionará el resto de la industria delpetróleo y el gas, los defensores de los registrossónicos anticipan otros 50 años de investigacio-nes en el pozo y sus inmediaciones. —LS

X,900

X,925

60 0

6 16Pr

ofun

dida

d, m

ohm-m0.2 200 m3/m30.45 -0.15

g/cm31.95 2.95

Porosidad

Densidad

g/cm32.5 3.0

ms0.3 3,000

ms0.3 3,000

ms0.3 3,000

Distribución de T2

Media logarítmica de T2

Valor de corte de T2

Capa decarbón de 1 m

Resistividad HRLA1

Resistividad HRLA2

Resistividad HRLA3

Resistividad HRLA4

Resistividad HRLA5 Densidad

Carbón

Siderita

Cuarzo

Arcilla

Carbonato

Pirita

Derrumbe

Parámetro sigma ECS

cu

Calibrador

Pulgadas

Rayos gamma

°API0 200

> Registros petrofísicos del pozo de Norsk Hydro, situado en el área de Haltenbanken del Mar de Noruega,que muestra la capa de carbón de 1 m delineada mediante las imágenes sónicas. Se ingresan losregistros de resistividad obtenidos con la sonda Platform Express (Carril 2) y los registros de densidady porosidad (Carril 3), junto con los datos de Espectroscopía de Captura Elemental ECS, para obtenerla mineralogía (Carril 4). Los datos de resonancia magnética nuclear se muestran en el Carril 5.

34 Oilfield Review

En una patente otorgada en el año 1935, Conrad Schlumberger especificó cómo podríautilizarse un transmisor y dos receptores paramedir la velocidad del sonido en un intervalode roca corto penetrado por un pozo (derecha).1 Sostenía que la velocidad y la ate-nuación del sonido permitirían caracterizar lalitología. Su invento falló porque ni los inge-nieros especialistas en adquisición deregistros ni la tecnología de la época podíandetectar la breve diferencia de tiempo—dece-nas de microsegundos (µs)—existente entrelas señales que viajan a la velocidad delsonido y los receptores separados por unaspocas pulgadas.

Durante la Segunda Guerra Mundial, surgie-ron los componentes electrónicos necesarios,lo que hizo posible la adquisición de registrossónicos.2 Según una fuente, la primera aplica-ción de los registros sónicos en campospetroleros correspondió a la localización de lasconexiones de la tubería de revestimiento ytuvo lugar en 1946.3 La mayor parte del restode las fuentes históricas indican que las prime-ras aplicaciones sónicas aparecieron despuésde los experimentos de 1948 a cargo de HumbleOil Research, seguida por Magnolia PetroleumCompany y Shell.4 Estas compañías diseñarondispositivos con el fin de recolectar informa-ción de velocidad sónica para la conversión detiempo a profundidad de las secciones sísmicasde superficie y para la correlación de las sec-ciones sísmicas de superficie con las interfaceslitológicas. Las herramientas constaban de untransmisor y uno o dos receptores separadosdel transmisor por material aislante. Paramediados de la década de 1950, las compañíasde servicios y las compañías petroleras obte-nían datos con herramientas de adquisición deregistros sónicos con el fin de generar sismo-gramas sintéticos para su comparación con lassecciones sísmicas de superficie.5 En 1957,habiendo concedido la licencia de la patentede Humble, Schlumberger introdujo la primeraherramienta sónica, es decir la herramienta deadquisición de registros de velocidad (VLT, porsus siglas en inglés), para el mejoramiento dela interpretación sísmica.

El primer artículo de la compañía MagnoliaPetroleum había insinuado la posibilidad adi-cional de utilizar las velocidades sónicas para

Historia de la adquisición de registros sónicos con herramientas operadas con cable

> Ilustración tomada de la patente de 1935sobre adquisición de registros acústicos porConrad Schlumberger. Supuestamente, elingeniero de campo (13) deslizaba una camisa(17) hasta que el sonido proveniente de losreceptores (3 y 4) parecía llegar simultánea-mente a cada oído.

Para principios de la década de 1960, las pri-meras herramientas sónicas habían adquiridodecenas de miles de registros y los ingenierosemprendieron el diseño de una herramienta desegunda generación para abordar tres proble-mas: la durabilidad de la herramienta y ladebilidad de la señal en presencia de irregula-ridades en el pozo, y la alteración en la regiónvecina al pozo. El problema de la durabilidadde la herramienta surgió porque las primerasherramientas empleaban caucho para aislar losreceptores de los transmisores, impidiendo asíque las ondas sonoras no deseadas se propaga-ran en el interior de la herramienta y que lasseñales deseadas quedaran sumergidas. Noobstante, el caucho tendía a absorber el gas delas formaciones gasíferas, provocando la expan-sión y la separación de la herramienta al llegara la superficie. La herramienta se reforzómediante el reemplazo del caucho por acero,pero luego debió moldearse la cubierta paraque la trayectoria de las ondas sónicas que via-jaban a través del acero fuera más larga que lastrayectorias que atravesaban la formación yvolvían a los receptores (próxima página).Muchas herramientas sónicas modernas siguenpresentando ranuras y surcos para retardar losarribos de las señales—conocidos como arribosde la herramienta—que viajan estrictamente através de la herramienta.

La salida para el segundo problema, es decirregistros pobres en pozos irregulares, fue suge-rida por el ingeniero de Shell responsable de laprimera herramienta sónica de esa compañía.7

determinar la porosidad y la litología, perofueron los científicos de la división de investi-gación de Gulf Oil Corporation quienespublicaron por primera vez las observacionesexperimentales que confirmaron el enlace.6

En poco tiempo, la demanda de aplicacionesde adquisición de registros de porosidadsuperó a la de las aplicaciones sísmicas.

En 1960, las brigadas de campo que proba-ban la respuesta de la herramienta VLT enpozos entubados de Venezuela observaron queciertas zonas producían señales de baja ampli-tud ilegibles. Correctamente, llegaron a laconclusión de que las señales anómalas podíanatribuirse solamente a la condición de lacementación. La medición y la registración dela amplitud de la señal, además del tiempo dearribo, dio origen a una aplicación inesperada,y los registros de la herramienta de evaluaciónde la Adherencia del Cemento CBT prontoreemplazaron a los levantamientos de tempe-ratura para la detección del tope del cemento.

Verano de 2006 35

Su arreglo compensador por efectos de pozo dereceptores y transmisores no sólo eliminó elproblema de la señal pobre en zonas lavadassino que removió los efectos de la inclinación yla excentricidad de la herramienta sobre la res-puesta del registro. Con la resolución de dos delos tres problemas que importunaban a lasherramientas previas, Schlumberger incorporóesta idea en el diseño, totalmente en acero, dela herramienta sónica compensada por efectosdel pozo (BHC, por sus siglas en inglés), intro-ducida en 1964. La herramienta BHC conteníados transmisores y cuatro receptores.

Junto con la tecnología BHC, surgió la capa-cidad de visualizar las formas de ondasregistradas en un osciloscopio instalado en elcamión de adquisición de registros. En la pan-talla aparecían no sólo los arribos primarios(P), u ondas compresionales, sino también losarribos secundarios (S), u ondas de corte, y losarribos posteriores. El hecho de reconocer laimportancia de las ondas de corte convirtió al

período correspondiente a mediados de ladécada de 1960 en un momento de intensaactividad relacionada con la expansión de lasaplicaciones sónicas. Los especialistas de Shellpropusieron el empleo de la relación entre lavelocidad de ondas P y la velocidad de ondas Scomo indicador de la litología y además utiliza-ron los registros sónicos para predecir zonassobrepresionadas.8 Los ingenieros e investiga-dores de Schlumberger evaluaron el uso de lasamplitudes de las ondas P y S para localizar lasfracturas. Si bien se habían propuesto éstas yotras aplicaciones para las ondas de corte, lossistemas de adquisición de registros de laépoca registraban solamente el tiempo dearribo de la onda P. La forma de onda en sí,incluyendo los arribos de las ondas P, S y pos-teriores, no se registraba.

Otra desventaja de la herramienta BHC erasu incapacidad para medir con precisión eltiempo de tránsito de un estrato de la forma-ción en zonas invadidas, alteración de lutitas ydaño inducido por la perforación. El espacia-miento de 0.9 a 1.5 m [3 a 5 pies] entretransmisores y receptores (TR) capturabasolamente las ondas que se propagaban en lazona alterada, dejando sin explorar la zonainalterada lejos del pozo. Incrementando elespaciamiento a 2.4 y 3.7 m [8 y 12 pies], laherramienta Sónica de Espaciamiento LargoLSS mejoró la respuesta del registro en laslutitas alteradas. Las velocidades sónicas de laformación inalterada son más representativasdel yacimiento en su estado natural y proveensismogramas sintéticos que se ajustan mejor alas trazas sísmicas de superficie.

El espaciamiento TR largo además estirabael tren de ondas recibido, separando las ondasP, S y de otro tipo, en paquetes de energíareconocibles. Los esfuerzos por capturar laforma de onda completa se intensificaron, loque condujo al desarrollo de herramientasque registraban formas de ondas digitales deun arreglo de receptores. La primera versióncomercial de esta tecnología de Schlumber-ger, introducida en la década de 1980, sedenominó herramienta de velocidad sónica deforma de onda completa Array-Sonic. Laadquisición de registros de forma de ondacompleta dio origen a una diversidad de nue-vas técnicas de procesamiento.

El fin de la década de 1980 fue testigo de laejecución de experimentos con fines de investi-gación con una herramienta sónica digital de

segunda generación. El generador de ImágenesSónico Dipolar DSI poseía ocho conjuntos decuatro receptores monopolares que podían fun-cionar como receptores dipolares ortogonales yestaban provistos de una fuente monopolar ydos fuentes dipolares orientadas en sentidoortogonal. Las fuentes dipolares generabanondas flexurales, lo que permitía la caracteriza-ción de la anisotropía de la formación y lalentitud de las ondas de corte, tanto en forma-ciones lentas como en formaciones rápidas.

También a fines de la década de 1980, losinvestigadores de Schlumberger probaron unavariedad de herramientas acústicas con recep-tores múltiples para comprobar su capacidad degeneración de imágenes sónicas; imágenes detipo sísmico, lejos del pozo.9 El primer serviciocomercial de generación de imágenes sónicasse corrió en 1996 pero el procesamiento impli-caba un uso intensivo de tiempo y personal.

En el año 2005, la plataforma de barridoacústico Sonic Scanner combinó numerosasinnovaciones del pasado e incorporó las medi-ciones radiales para explorar simultáneamentela formación con el fin de estimar las lentitu-des en la región vecina al pozo y en el campolejano.10 La herramienta en sí está completa-mente caracterizada con componentesacústicos predecibles. El amplio rango de fre-cuencias de los transmisores monopolares ydipolares ofrece excelente calidad de formasde ondas en formaciones de todo tipo.

1. Schlumberger C: “Procédé et Appareillage pour laReconnaissance de Terrains Traversés par unSondage.” République Française Brevet d’Inventionnuméro 786,863 (17 de junio de 1935). Además, consulteDoll L: “Method of and Apparatus for Surveying theFormations Traversed by a Borehole,” Patente de EUANo. 2,191,119 (20 de febrero de 1940) (presentada porlos herederos de Conrad Schlumberger).

2. Los términos “sónico” y “acústico” se utilizanindistintamente.

3. Pike B y Duey R: “Logging History Rich withInnovation,” Hart’s E&P (Septiembre de 2002): 52–55,http://www.spwla.org/about/Logging-history.pdf (Seaccedió el 28 de abril de 2006).

4. De Humble Oil: Mounce WD: “Measurement ofAcoustical Properties of Materials,” Patente de EUA No. 2,200,476 (14 de mayo de 1940).De Magnolia Petroleum Company: Summers GC y Broding RA: “Continuous Velocity Logging,”Geophysics 17, no. 3 (Julio de 1952): 598–614.De Shell: Vogel CB: “A Seismic Velocity LoggingMethod,” Geophysics 17, no. 3 (Julio de 1952): 586–597.Léonardon, referencia 1, texto principal.

5. Breck HR, Schoellhorn SW y Baum RB: “Velocity Loggingand Its Geological and Geophysical Applications,”Boletín de la Asociación Americana de Geólogos dePetróleo 41, no. 8 (Agosto de 1957): 1667–1682.

6. Wyllie MRJ, Gregory AR y Gardner LW: “Elastic WaveVelocities in Heterogeneous and Porous Media,”Geophysics 21, no. 1 (Enero de 1956): 41–70.Tixier MP, Alger RP y Doh CA: “Sonic Logging,”Journal of Petroleum Technology 11, no. 5 (Mayo de 1959): 106–114.

7. Vogel CB: “Well Logging,” Patente de EUA No.2,708,485 (17 de mayo de 1955).

8. Hottman CE y Johnson RK: “Estimation of FormationPressures from Log-Derived Shale Properties,”Journal of Petroleum Technology 17, no. 6 (Junio de1965): 717–722.

9. Hornby BE: “Imaging of Near-Borehole StructureUsing Full-Waveform Sonic Data,” Geophysics 54, no. 6 (Junio de 1989): 747–757.

10. Pistre et al, referencia 3, texto principal.

> Una sonda de adquisición de registrossónicos con ranuras para retardar los arribospropios de la herramienta.

Imágenes de la pared del pozo y sus inmediaciones Schlumberger/p16_35.pdfaxiales son típicas de...

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