Flujo-de-trabajo-para-la-delimitacion-de-un-campo-petrolero-por-medio-de-la-interpretacion-sismica-utilizando-un-sistema-integrado-en-computadora

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UNIVERSIDAD NACIONAL
AUTÓNOMA DE MÉXICO
FACULTAD DE INGENIERÍA
FLUJO DE TRABAJO PARA LA DELIMITACION DE UN
CAMPO PETROLERO POR MEDIO DE LA INTERPRETACION
SISMICA UTILIZANDO UN SISTEMA INTEGRADO
EN COMPUTADORA
s I s
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO GEOFISICO
P R E s E N T A
PABLO SAN JUAN CRUZ
DIRECTOR DE T ESIS: ING. RICARDO CASTREJON PINEDA
C I U D A D UNIVERSrr'ARIA MARZ02üüS
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
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VmVER:,'.DAD NACJONAL 
AvToN°MA m: 
ME1.lCp 
SR. PABLO SAN JUAN CRUZ 
Presente 
FECHA:_ 
FH1MA:.~ 
FACULTAD DE INGENIERÍA 
DIRECCIÓN 
60-1- 013 
En atención a su solicitud, me es grato hacer de su conocimiento el tema que propuso el 
profesor Ing. Héctor Ricardo Castrejón Pineda y que aprobó esta Dirección para que lo desarrolle 
usted como tesis de su examen profesional de Ingeniero Geofisico: 
FLUJO DE TRABAJO PARA LA DELIMITACIÓN DE UN CAMPO PETROLERO POR 
MEDIO DE LA INTERPRETACIÓN SíSMICA UTILIZANDO UN SISTEMA INTEGRADO 
EN COMPUTADORA 
RESUMEN 
I INTRODUCCIÓN 
IT PRINCIPIOS DEL MÉTODO síSMICO DE REFLEXIÓN 
lIT DESARROLLO DEL FLUJO DE TRABAJO 
IV PRODUCTOS RESULTANTES DEL FLUJO DE TRABAJO 
V CONCLUSIONES 
BIBLIOGRAFÍA 
Ruego a usted cumplir con la disposición de la Dirección General de la Administración Escolar en el 
sentido de que se imprima en lugar visible de cada ejemplar de la tesis el título de ésta. 
Asimismo, le recuerdo que ·la Ley de Profesiones estipula que se deberá prestar servicio social 
durante un tiempo mínimo de seis meses como requisito para sustentar examen profesional. 
Atentamente 
"POR MI RAZA HAB EL ESPÍRITU" 
Cd. Universitaria, D. F a 13 de enero de 2005 
EL DIRECTOR 
VO 
Agradecimientos. 
Honor a quien honor merece: a Dios. 
Gracias Dios por hacerme creer quien Tú dices que soy, gracias por 
demostrarme que este trabajo solo pudo ser posible con tu ayuda en 
medio de tiempos difíciles. Gracias Jesús por la libertad y salvación 
que me haz regalado~ Gracias por tu Amor. 
Gracias y una dedicatoria especial a la única mujer que siempre me 
dio todo a cambio de nada; mi Madre. Sé que estas orgullosa de mi. 
Gracias a mi Padre que siempre ha sido un ejemplo de constancia y 
perseverancia para mi y mis hermanos~ por su apoyo en este trabajo. 
Gracias a mis 14 hermanos: Carlos~ Alfredo~ Juan~ Pedro~ Gonzalo~ 
Antonio~ Ramona~ Alejandra~ Virginia~ Rosalba~ Norma~ Ana~ Fabiola~ 
Montse y en general a toda mi familia~ por su respeto y su 
comprensión. 
Gracias a Fernando Sosa~ por transmitir esa palabra de Dios~ de tal 
manera que se anidará en mi corazón y sea una realidad en mi vida. 
A Alcance Internacional por permitirme ser parte de ella. 
Gracias a Elías e Isabel Muñoz~ por ser para mí un ejemplo vivo de 
Fe. 
Gracias a mis amigos: Javier~ Arturo~ Oscar~ Ale~ Paola~ Marian~ 
Paloma~ Jacob~ Paty, Maira~ Claudia~ Ana~ Gloria~ Ady, Andy, 
Adriana~ Luís~ Memo~ Angel, Carlos~ Gaby, Janet~ por ser de 
bendición a mi vida~ por todos los momentos que pasamos juntos y 
saber el nombre de la verdadera amistad. 
Gracias a las compañías Schlumberger y Landmark por permitirme 
ser parte de su grupo de profesionales. Gracias a Marcos Guler por la 
confianza depositada en mi. 
Gracias a la Facultad de Ingeniería y a sus profesores por la 
formación académica que recibí de ellos. 
Gracias al director de esta Tesis: Ing. Ricardo Castrejón y sinodales 
por su apoyo y observaciones en este trabajo. 
Finalmente~ gracias a la institución educativa que me brindo la 
oportunidad de prepararme dentro de sus aulas; la Universidad 
Nacional Autónoma de México~ Mi Alma Mater. 
INDICE
TEMA DE TESIS:
FLUJO DE TRABAJO PARA LA DELIMITACION DE UN CAMPO PETROLERO
POR MEDIO DE LA INTERPRETACION SISMICA UTILIZANDO UN SISTEMA
INTEGRADO EN COMPUTADORA.
INDICE
INDICE
RESUMEN
l. INTRODUCCION 1
1.1 Fundamentos de Flujo de trabajo y base de datos 3
11. PRINCIPIOS DEL METODO SíSMICO DE REFLEXION 5
2.1 Método Sísmico 5
2.2 Reflexión 5
2.2.1 Principio de Fermat. 5
2.2.2 Principio de Huygens 5
2.2.3 Ley de Snell. 6
2.3 Tipos de profundidad 9
2.4 Tiro de Prueba 10
2.5 Perfil Sísmico Vertical. 11
2.6 Deconvolución 13
2.7 Apilamiento 13
2.8 Migración 13
2.9 Funciones tiempo-profundidad 13
2.10 Velocidades Sísmicas 14
2.10.1 Velocidad Instantánea 14
2.10.2 Velocidad de Intervalo 14
2.10.3 Velocidad cuadrática media 15
2.10.4 Velocidad Normal Moveout 15
2.10.5 Velocidad de Apilamiento 15
2.10.6 Velocidad Promedio 16
2.11 Inversión de Dix 16
111. DESARROLLO DEL FLUJO DE TRABAJO 17
3.1 Creación del Proyecto 17
3.2 Carga y control de calidad de los datos sísmicos 20
3.3 Carga de información de pozos 29
3.4 Generación de Sismogramas Sintéticos 30
3.5 Correlación de topes de unidades y superficies 37
3.6 Modelo de Velocidades y conversión a profundidad .41
3.7 Interpretación Sísmica 46
IV. PRODUCTOS RESULTANTES DEL FLUJO DE TRABAJO 52
4.1 Carga y control de calidad de los datos sísmicos 52
11
INDICE
4.2 Generación de Sismogramas Sintéticos 53
4.3 Correlación de topes de unidades y superficies 54
4.4 Modelo de Velocidades y conversión a profundidad 54
4.5 Interpretación Sísm ica 55
V. CONCLUSIONES 56
BIBLIOGRAFIA 58
ANEXOS 59
111
RESUMEN
RESUMEN
Este trabajo describe las diferentes etapas por las que la información de un campo
petrolero (Geológica, Geofísica y de Yacimientos) es tratada mediante un sistema integral
de información en computadora, el cual permite compartir de manera interactiva datos de
las diferentes disciplinas en el desarrollo de Proyectos Integrales en la Industria Petrolera,
con la finalidad de obtener una mejor definición de nuevas localizaciones o sustentar las
ya existentes.
La información sísmica con la que se trabajó son líneas 20 adquiridas en los años
setentas y la información geológica es obtenida mediante la correlación de pozos del
área. El hecho de haber trabajado con líneas sísmicas no implica que el flujo de trabajo
sólo aplique a dicha información, puede ser también aplicado a sísmica 30 y 40.
Como primera parte se aborda el ingreso y control de calidad de los datos sísmicos,
aclarando que esto se aplica a la validación de la información sísmica y no al control de la
misma desde su adquisición. La calidad consistió en mejorar el rango de muestreo de 4
milisegundos a 2 milisegundos, así como aplicar un filtro anti-alias y ganancia en algunas
líneas. La mayoría de las líneas no tiene preservación de amplitud desde su
procesamiento por lo que es muy difícil sean utilizadas para la extracción de atributos de
amplitud.
Una vez mejorada la calidad de la sísmica se procede a la generación de sismogramas
sintéticos con el objetivo de definir una función de velocidad, que sea una buena relación
tiempo-profundidad del área de estudio y en consecuencia lleve a tener un buen amarre
entre los registros geofísicos y la sísmica.
Posteriormente se comienza a trabajar en la interpretación sísmica al tiempo que se
trabaja la interpretación geológica y ello permite corroborar que tanto en los registros
como en la sísmica se está tratando un mismo horizonte (superficie reflectora) o
simplemente un cambio geológico.
Una vez terminada la interpretación se procedió a obtener el modelo de velocidades y la
conversión a profundidad y con ello verificar que esto último junto con la interpretación
sísmica tiene tendencias similares, ademásde poder generar superficies (continuidad de
horizontes) coherentes a dicho modelo.
Finalmente con toda la información y el trabajo de interpretación se propone una mejor
ubicación de oportunidades y a la vez de localizaciones para su posible perforación, del
mismo modo descartando algunas otras cuya posición estructural o estratigráfica no sea
la mejor.
IV
CAPITULO I
l. INTRODUCCION
Introducción.
Durante los últimos años la tecnología digital ha revolucionado el uso de la información
en la industria petrolera, los avanzados equipos de cómputo así como los sistemas y
programas son cada vez más potentes, permitiendo con ello que la rapidez con la que se
desarrollan los trabajos y proyectos sea más corta.
Ahora que se cuenta con tal tecnología, lo que resta es saber cual es el principio y el
camino a seguir para el desarrollo de los proyectos, es decir, establecer una secuencia de
trabajo en la que las diferentes disciplinas compartan información generada por los
geocientíficos. Este sinergismo de los grupos de trabajo de un proyecto, da paso al
conocido "Flujo de Trabajo", FT, (WorkFlow), en el que cada participante involucrado en
dicho proyecto generará información vital para la siguiente fase, de manera que la
sincronía y el programa agendado deberá seguirse rigurosamente, estableciendo también
una propuesta alterna que contemple imprevistos que puedan ocasionar el rompimiento
del Flujo de trabajo o retraso en tiempo de realización del mismo, con ello se debe
entender además que mientras algunos geocientíficos trabajan en la generación de su
producto, otros podrán avanzar de manera simultanea hasta donde les sea posible, aun
cuando no sea tan sencillo, puesto que toda la información va de la mano y ampliamente
ligada.
No se podrá pasar por alto algún bloque o invertir el orden del Flujo el cual se ha
establecido previamente, es decir, no se puede dar una configuración de una arena y
proponer una perforación, si antes no se ha hecho una conversión a profundidad, sólo por
mencionar un ejemplo. Llamamos bloque a cada fase que incluye el producto entregado
por cada uno de los geocientíficos dentro del grupo multidisciplinario. Una vez que la
secuencia ha llegado a su término cada bloque habrá quedado perfectamente añadido al
precedente y al siguiente, evitando así información suelta o incompleta.
En este trabajo se contempla un proyecto cuya información Sísmica es 2D adquirida en
los años sesentas y convertida a digital durante varios años en la década de los setentas,
aunque gran parte de ella se encuentra aún en papel. Además del Flujo de Trabajo
propuesto, es importante indagar acerca del área de estudio, es decir, revisar información
geológica, sísmica e informes o publicaciones existentes del campo, para saber de
antemano con que nos podemos encontrar y no confundir información sobre todo al
momento de la interpretación.
Es importante anotar que el proyecto que se desarrollará, contempla un campo en el cual
se han propuesto varias localizaciones de pozos, que tienen como objetivo maximizar la
recuperación de hidrocarburos, pero apoyadas solo por la correlación de pozos.
Además de algunas líneas en papel, la información con la que cuenta el campo petrolero
en estudio son: curvas de registros de algunos pozos, velocidades RMS de algunas líneas
y solo parte de estas en forma digital. Otros datos son obtenidos a medida que se avanza
en el proyecto y esto se mencionará en la etapa y el momento de ser adquiridos y si se
considera de interés, también la forma en la que se obtuvieron.
1
CAPITULO I Introducción.
Respecto al estado del arte en cuanto al flujo de trabajo, se sabe que existen numerosas
aplicaciones que están diseñadas para trabajar en estaciones de trabajo con capacidad
de realizar multitareas, aunque las nuevas tecnologías han permitido desarrollar
herramientas que tienen excelente desempeño en computadoras personales (pe) y el
ahorro en costos de hardware se traduce en un mayor número de usuarios.
El uso tan común e importante del software para la exploración petrolera ha llevado a la
instalación de centros de visualización 3D en todo el mundo y México no es la excepción,
y PEMEX cuenta con uno en la ciudad de Villahermosa , en donde se llevan a cabo
importantes flujos de trabajo de diversos proyectos a nivel Nacional.
Por todo lo anterior, la importancia de conocer el desarrollo de Flujos de trabajo de
distintas compañías, aunque existen módulos en común independientemente de la
compañía que se trate, por ejemplo: Schlumberger con su robusta base de datos y
aplicaciones integradas dentro GeoFrame, hace de este sistema uno de los líderes a nivel
mundial dentro de este rubro, por otra parte Landmark con su extensa suite de
OpenWorks ha encontrado un gran mercado en México debido a la sencillez para dominar
sus aplicaciones y versatilidad entre bases de datos de estaciones de trabajo y pc. Sin
embargo cada año las compañías se dan a la tarea de emitir mejoras para cada una de
las aplicaciones, o bien, sacar al mercado nuevas aplicaciones que resuelvan limitantes
que productos anteriores no han podido hacer, también compañías como Hamson Rusell
y Paradigm, tienen buenas expectativas por sus potentes visualizadores como VoxelGeo,
similar a GeoViz de GeoFrame y GeoProbe de Landmark. Estas aplicaciones solo
contemplan la parte estática del ciclo del petróleo, pues para la parte dinámica, existen
otras herramientas con alto desempeño, y lo mejor de todo es que la mayoría de ellas
trabajan en pe con sistemas operativos como Linux y Windows.
Este trabajo utiliza algunas imágenes de aplicaciones de distintas compañías solo con el
objetivo de ilustrar la secuencia del flujo de trabajo independientemente de la empresa
que se trate, pues en términos generales se utilizan aplicaciones y flujos de trabajo
similares y para darnos una idea de ello se muestra la figura 1 del Anexo, en ella se
muestra un flujo de trabajo muy completo incluyendo el diseño de trayectorias de pozo y
simulación.
La evaluación Petrofísica es una etapa importante en un FT, pero en este trabajo no se
contempla puesto que, los pozos evaluados en el proyecto que se utiliza como ejemplo de
este Flujo de trabajo, fueron sólo 2 y esta evaluación se considera que no es
representativa del área de estudio, pero se realizó con la finalidad de brindar cierto apoyo
en la línea sísmica que contenía dichos pozos.
2
CAPITULO I
1.1 FUNDAMENTOS DE FLUJO DE TRABAJO Y BASE DE DATOS
Introducción.
\ Ingeniería de
\ Yacimientos
"\ <,
Un Flujo de trabajo se entiende como: una serie de etapas que se llevan a cabo, mediante
las cuales la información Geológica, Geofísica y de Yacimientos es ingresada e
interpretada por los grupos multidisciplinarios, para el aprovechamiento y capitalización de
los recursos de orden financiero, humano, técnico y con ello generar propuestas que
conlleven al aumento de reservas de gas y aceite. La figura 1.1 es un diagrama de
muestra la interactividad de la información entre las distintas especialidades involucradas
en el desarrollo de un FT.
........,
; \ (}eología "'" \
Y \
G:~
\"' -...... ;. \ \
\
Ingeniería de ;
Producción
Figura 1.1 Sinergismo de Grupos Multidisciplinarios.
La optimización de un flujo de trabajo integrado y el desarrollo de los recursos empleados
se traducen en efectividad, en la reducción de tiempos, costos y aumento de
productividad.
Los aspectos que deben ser considerados para la realización de un Flujo de trabajo son:
la información disponible del Campo o prospecto, el tiempo de ejecución y el costo del
mismo entre otros, en ese orden.
Uno de los aspectos cruciales en la realización de un proyecto de esta naturaleza es la
base de datos y la facilidad de la misma para poder interactuar con el conjunto de
aplicaciones de cierta plataforma1. Pero en la actualidad las diversas plataformas ofrecen
grandes beneficios al respecto, pues la gran mayoría permite acceder a la base de datos
integral al tiempo que todas las aplicaciones lo hacen, y lo que es mejor en tiemporeal.
Esta última innovación trae consigo una serie de ventajas de gran valor, sobre todo en la
transferencia de información y de datos desde los campos en operación a los activos de
exploración que así lo requieran.
1 Software de algunacompañía en particular.
3
CAPITULO I Introducción.
La base de datos del sistema integrado en la actualidad no sólo permiten almacenar
información de tipo Geológica y Geofísica, sino también tienen la capacidad de guardar
datos de ingeniería de Perforación, de Yacimientos y de Producción como lo muestra la
figura 1.2, en la que además se indica con flechas como se comparte la información de
los productos finales de los Geocientíficos.
Interpretación.
Sísmica
/ ~sica
Mapeo
1
<, Ingeniería de
~ Yacimientos
Datos de Producc~
Sintéticos /
Conversión a
Profundidad
..
I -. 1InterpretaciónGeológica BD del sistema
integrado
.. ~ ..
Figura 1.2. Integración de la Base de Datos en Unix y Windows.
Hoy en día uno de los negocios más rentables para las compañías que se dedican a
desarrollar software, es sin duda la creación o la mejora de las aplicaciones" que se
refieren a las bases de datos con la gran ventaja de utilizar tecnología de punta, pues se
tiene pleno conocimiento que sin una base de datos confiable es imposible pensar en
obtener confiables resultados en un proyecto.
La pregunta es: ¿Quién será la persona responsable de alimentar y depurar la base de
datos, geocientíficos, personal de sistemas, personas externas a las compañías dueñas
de la información?, no cabe duda de que la administración de bases de datos requiere de
mucha atención aún y cuando parezca un asunto trivial, sobre todo en proyectos donde el
factor de riesgo es considerable.
2 Conjunto de programas incluidos en el software de alguna compañía.
4
CAPITULO 11 Principio del método sísmico de reflexión.
11. PRINCIPIOS DEL METODO SISMICO DE REFLEXION
2.1 MÉTODO SISMICO
Los métodos sísmicos se basan en la detección de frentes de ondas elásticas producidas
por una fuente artificial (explosivos, martillos, vibro, etc.), propagadas a través del
subsuelo el cual se investiga y son detectadas en la superficie mediante sensores
(geófonos), obteniéndose una respuesta del terreno en base a las propiedades elásticas
de los materiales.
Estas técnicas son aplicadas a investigaciones de alta resolución, mismas que permiten
obtener imágenes que representan morfologías del subsuelo, estados de compactación y
fracturación de los materiales, además de parámetros para la ingeniería y geotecnia entre
otras.
2.2 REFLEXiÓN
El objetivo de la prospección sísmica es realizar un estudio del subsuelo por medio del
análisis de las velocidades de onda y del tiempo de las trayectorias, para ello es
necesario generar un impacto en el suelo que produce una onda capaz de trasladar la
energía inducida en distintas direcciones por las capas del subsuelo y regresa a la
superficie con menor intensidad, esta onda es la llamada onda sísmica y es la base de la
prospección sísmica. La onda sísmica viajará a través de cada medio y dependiendo de
las propiedades físicas de éste viajará con distintas trayectorias y afectadas por la pérdida
de su energía y son estas trayectorias la clave para identificar los distintos medios y para
ello existen 2 métodos que ayudan a determinar estas trayectorias y estos son: la
reflexión y la refracción, aunque en este trabajo se aborda solo la reflexión.
2.2.1 PRINCIPIO DE FERMAT
Fermat propuso el principio de la teoría de ondas que dice: "que la trayectoria de una
onda entre dos puntos es aquella en la que el tiempo de recorrido es mínimo, es por ello
que la onda no sigue la trayectoria de distancias cortas, sino la que tarda menos tiempo
en recorrerla dentro de distintos medios, por lo que el trazo de la trayectoria dependerá de
las propiedades físicas de los medios por donde atraviesa la onda.
2.2.2 PRINCIPío DE HUYGENS
El principio de Huygens es importante para comprender el viaje de la onda y con
frecuencia es útil para dibujar posiciones sucesivas de frentes de onda. Este principio
establece que "cada punto sobre un frente de onda se comporta como una nueva fuente
de ondas". El frente de onda se define como la superficie envolvente a donde llega la
onda en un momento dado. El razonamiento físico que respalda esta teoría para el caso
de ondas sísmicas, es que cada partícula situada sobre un frente de onda se ha movido
de su posición de equilibrio inicial.
En la figura 2.1, ilustra el principio de Huygens, en el cual un frente de onda plano, avanza
hacia la frontera entre 2 medios, con diferente velocidad en cada uno, al llegar a la
5
CAPITULO II Principio del método sísmico de reflexión.
frontera los puntos se comportan como emisores de ondas esféricas, en el medio 2 las
ondas viajan más lentamente que en el medio 1. La propagación del frente de onda de un
rayo, así como el frente de onda de la reflexión y la refracción siempre son
perpendiculares a la trayectoria de los rayos. La flecha 1 indica el frente de onda, la
flecha 2 indica el rayo (línea imaginaria perpendicular al frente de onda), la flecha 3 indica
la reflexión y la 4 la refracción.
exión: 30.0'
Figura 2.1, Principio de Huygens.
2.2.3 LEY DE SNELL
La onda sísmica cumple con las leyes de Snell, y la primera se refiere a la reflexión y es la
de mayor interés por ser en la que está basado todo trabajo de prospección sísmica. La
ley dice que: el ángulo de incidencia B¡de una onda que viaja en un medio y choca en una
superficie lisa y plana, es igual al ángulo de reflexión Br contenidos ambos rayos en un
mismo plano, y se define por:
Si = Sr (2.1)
La segunda ley de Snell, conocida como ley de la refracción menciona la relación que existe
entre las velocidades de onda de dos medios, el ángulo de incidencia y el ángulo de
refracción, y se define por:
sena senfl
-=- (2.2)
V; V2
6
CAPITULO 11
Por lo que:
Principio del método sísmico de reflexión.
sena Ji'¡
-=- (2.3)
senfl V2
Tomando en cuenta los principios de Fermat y de Huygens, que consideran las llegadas
de tiempo mínimo, es decir los primeros arribos de la onda P y la figura 2.2, muestra 3
tipos de reflejos que comúnmente se encuentran en un estudio sísmico, tomando como
onda P, la incidente y la reflejada.
1) Reflejo Primario 2) Múltiple
Figura 2.2, Tipos de Reflejos
3) Reverberación
En el caso 1), el reflejo primario sigue la primera ley de Snell y no toma en cuenta
refracciones ni generación de ondas S y se produce cuando una onda incidente P viaja
por un medio y es reflejada en la interfase con el segundo medio, en el caso 2),
corresponde a un múltiple que se genera cuando el segundo medio recibe la onda
ocasionando que se refleje en sus límites hasta volver a salir y en el caso 3), se muestra
una reverberación, que es un efecto que se produce cuando se presenta una serie de
múltiples.
Los receptores que registran el regreso de las ondas a la superficie, se clasifican de
acuerdo a su naturaleza de medición; pueden ser geófonos que se utilizan para estudios
costa adentro (on shore) e hidrófonos para el Mar (off shore).
En la prospección sísmica se asume que el subsuelo está dispuesto en capas
horizontales, homogéneas con extensión lateral ilimitada, por lo que cada material del que
esta constituida la Tierra esta conformado de esta manera. De manera que a cada capa le
corresponde una impedancia acústica característica que sirve para diferenciar cada
medio.
En la sísmica de reflexión se toma la densidad y la velocidad de propagación de ondas P
de cada medio dentro de una secuencia vertical de diferentes capas, llamado impedancia
acústica, y se calcula un coeficiente de flexión R en su tiempo correspondiente, con ello
se crea una serie de coeficientes de reflexión resultado de una serie discreta en tiempo
R(t). Cuando la serie discreta de coeficientes de reflexión, se convoluciona con una
ondícula de fase cero, el resultado es una señal sísmica sintética muy semejante a la que
se obtiene de un sismograma sintético (cf. P.32) de algunosprogramas de computo. La
figura 2.3 muestra la operación mencionada con anterioridad, para obtener un
sismograma sintético.
7
CAPITULO 11
Ondícula de entrada
*
-1 +1
--....----
Coeficiente de Reflexión
Principio del método sísmico de reflexión.
--
Sismograma Sintético
Figura 2.3, Convolución para obtener un sismograma sintético.
Las amplitudes de la señal sintética además de representar energía propagada,
proporciona los límites de cada capa.
Los simogramas sintéticos son una buena representación de la tierra cuando la ondícula
con la que se trabaja es extraída de la sísmica real, pues tenemos la seguridad que está
representando a las rocas no homogéneas, pliegues, fallas, y otras estructuras que
existen en la realidad, además de que la respuesta sísmica de un reflector puede cambiar
de fase.
La forma más aceptable de representar la realidad es tomar una serie de datos a una
distancia muy cercana y luego más adelante, creando así una serie de trazas para una
línea puesta en la superficie del terreno, luego generar otro impacto en otra posición,
creando otra serie de trazas, y al final para cada punto medio de reflejo entre fuente y
receptor, se apilan las trazas y se obtiene una sola para cada punto medio, que se
denomina Punto Medio Común (CDP por sus siglas en inglés, Common Oepth Point). Así
como se tiene una serie de CDP se tiene una serie de trazas y sumadas forman una
sección o imagen sísmica, simulando la continuidad lateral de las superficies reflectoras
que separan los medios acústicos. La Figura 2.4, es un esquema de la forma en que se
realiza una adquisición sísmica muy simple, ubicando la localización de los CDP.
I1
CDP CDP CDP CDP
Figura 2.4, Línea Sísmica (I-Impacto, G- Geófono)
8
CAPI TULO 11 Principio del método sísmico de reflexión.
2.3 TIPOS DE PROFUNDIDAD
La profundidad es muy importante ya que los datos de perforación están en profundidad y
los datos sísmicos serán convertidos a profundidad al calibrarlos con registros de pozos.
En el desarrollo de un proyecto debemos de saber que tipo de profundidad utilizaremos,
pues la correcta localización de un objetivo al momento de perforar depende de este
parámetro. Los tipos de profundidades son:
• MD (Measured depth) es la medida a lo largo del pozo. Depende de la referencia
usada, una profundidad de cero puede corresponder a la elevación del Kelly
Bushing3 (KB) o a la elevación del suelo. La profundidad MD está siempre
expresado como un número positivo.
• TVD (True Vertical Depth) es una medida perpendicular a una superficie horizontal.
Depende de la referencia usada, una profundidad cero puede corresponder al KB o
a la elevación del suelo. La profundidad TVD está siempre expresada como un
número positivo.
• TVDSS (True Vertical Depth Subsea) es una medida perpendicular a una superficie
horizontal. Aquí la profundidad cero es el nivel del Mar, los valores positivos de
esta profundidad indican elevaciones arriba del nivel del Mar, los valores negativos
indican elevaciones debajo del nivel del Mar.
La figura 2.5, muestra la relación más general entre los distintos tipos de profundidad
según su nivel de referencia tomado de un estudio marino. Aunque este trabajo trata un
proyecto de costa adentro, el esquema solo trata de explicar la relación anterior.
Elevación
terrestre I
- --- I
I
~ Kelly Bushin (KB) I 200' (SS)
~-2..~' _ ___--------~Nivel del
Mar....11 11 111.......................... .......TI .
Nivel bajo
el mar
(SS)
-7500' (SS)
Profundidad Total (TD)
Prof.
Total
Verda
dera
TVD
I
I
-
Profundidad
Medida (MD)
SOOO'MD )
7700' TvTI ..-/
-7500' TVDSS
Figura 2.5. Relación entre los tipos de profundidad.
3 KB, conocido como nivel de la mesa rotatoria.
9
CAPITULO II Principio del método sísmico de reflexión.
Al seleccionar en el proyecto el tipo de profundidad, se debe de estar seguro que éste es
el correcto, pues no volverá a cambiarse y de echo será homogéneo, es decir; el mismo
para todos los pozos y marcadores en cuestión.
En estudios terrestres la profundidad MD y TVD son iguales, pues comúnmente la
mayoría de los pozos son verticales o con una desviación mínima.
La forma de un Yacimiento es usualmente determinada usando los datos sísmicos, pero
los datos están en tiempo y necesitan ser convertidos a profundidad. Para ello hay dos
importantes estudios sísmicos de pozo que nos ayudan a realizar la conversión, las
cuales son:
• Tiro de prueba (check-shot) para determinar la relación tiempo profundidad
• Perfil Sísmico Vertical (VSP) para aumentar la resolución de la superficie sísmica.
2.4 TIRO DE PRUEBA
El Check-shot es la medida más simple de los estudios sísmicos de un pozo y para
describirlo nos apoyamos en la figura 2.6, en la que: una fuente sísmica en la superficie
es detonada, creando un pulso de onda, la onda se propaga y la primera llegada es al
sismodetector colocado también en la superficie, éste recibe y envía a grabación la forma
de la onda, la cual se muestra como un pico en el pulso de llegada. La onda también se
propaga a través de la Tierra hasta llegar al geófono colocado en el pozo el cual recibe y
envía a grabación el pico equivalente.
Geófono
Sismodetector
Fuente
Figura 2.6. Tiro de Prueba.
La figura 2.7 muestra la diferencia entre los dos picos que da como resultado el tiempo de
transito a la profundidad del geófono dentro del pozo. Corrigiendo el tiempo de transito
para la posición de la fuente sísmica, la desviación del pozo y la superficie sísmica de
10
CAPITULO 11 Principio del método sísmico de reflexión.
referencia, obtenemos el tiempo de viaje sencillo a esa profundidad del geófono, desde el
cual puede ser calculado el tiempo doble.
Señal sismo detector
Señal del Geófono
Tiempo de~~ ~
_Transito ~~ I
t
Inicio de grabación
i
Fin de grabación
Figura 2.7. Grabación de tiempos de viaje.
El tiempo de transito del tiro de prueba es combinado con el tiempo de transito continuo
obtenido del registro sónico; a su vez, el tiempo del sónico es corregido y calibrado con
los datos del tiro de prueba , éste es convertido desde una profundidad índice para el
tiempo doble y así obtener una relación de conversión tiempo a profundidad para los
datos de una superficie sísmica .
De una manera práctica , un estudio de tiro de prueba se entiende como el estudio de
sísmica de pozo, diseñado para medir el tiempo de viaje sísmico desde la superficie a una
profund idad conocida. La velocidad de la onda "P" de las formaciones encontradas en un
pozo pueden ser medidas por estudio de check-shot bajando un geófono a cada
formación de interés . Los datos entonces pueden ser correlacionados a datos sísmicos por
corrección del registro sónico y generando un sismograma sintético para confirmar o
modificar la interpretación sísmica .
Este difiere del Perfil Sísmico Vertical (VSP) en el número y densidad de receptores a
profundidades grabadas; las posiciones de los geófonos pueden ser localizados de
manera irregular dentro del pozo, mientras que un VSP usualmente tiene numerosos
geófonos posicionados en intervalos espaciados en forma regular mas cerrados en el
pozo.
2.5 PERFIL SISMICO VERTICAL
El PSVes una clase de estudio de sísmica de pozo usada para correlación o para mejor
resolución , que permite estudiar más allá de los alcances de una barrena. Por sus siglas
en inglés es llamado VSP (vertical seismic profile) y se refiere a medidas hechas en un
pozo vertical usando geófonos dentro del mismo y una fuente en la superficie cerca del
pozo. En el contexto más general , los VSP varían en la configuración del pozo, el número
y localización de fuentes, geófonos y como son desplegados. Muchos VSP usan una
11
CAPI TULO II Principio del método sísmico de reflexión.
fuente sísmica en la superficie , la cual es comúnmente un vibrador sobre la tierra y un
cañón de aire en un ambiente marino o cercano a la costa.
Un estudio VSP es mucho más detallado que un estudio checkshot porque la distancia
entre los geófonos está con espaciamientos más cerrados, típicamente del ordende 25
m (82 pies), mientras que un estudio checkshot puede incluir medidas con intervalos de
cientos de metros de separación. Además un VSP usa la energía reflejada contenida en
la traza grabada en cada posición receptora, tan confiable como la que se registra en la
ruta directa desde la fuente al receptor. El estudio de checkshot usa sólo una ruta directa
del tiempo de viaje.
En resumen este estudio ayuda a ligar los datos de pozo a los datos sísmicos , el Perfil
Sísmico Vertical también tiene la característica de convertir los datos sísmicos a datos de
fase cero y distinguir las reflexiones primarias de las múltiples.
En la figura 2.8, se muestra la adquisición de un VSP en donde una fuente sísmica en la
superficie es detonada generando un pulso de onda que viaja a través de los distintos
medios, el geófono dentro del pozo registra un tren de onda de las reflexiones primarias y
múltiples, además de las llegadas directas de la fuente (fte.) al geófono (gf.) receptor. Los
múltiples que se observan en la figura no son más que energía sísmica que se ha
reflejado más de una vez.
Tiempo
: .
~ l-
Figura 2.8. Adqui sición de un VSP.
En el procesamiento de datos sísmicos se trata de eliminar los múltiples así como el ruido
y la pérdida de amplitudes y frecuencias , pues son efectos no deseados de la información
sísmica.
12
CAPITULO 11
2.6 DECONVOLUCIÓN
Principio del método sísmico de reflexión.
Deconvolución es un proceso que mejora la resolución temporal de los datos sísmicos,
esto se logra comprimiendo la ondícula sísmica, sin embargo, la deconvolución algunas
veces realiza más que eso ya que remueve una parte significante de la energía múltiple
de la sección, así que, la deconvolución comprime las componentes de la ondícula
sísmica y elimina los múltiples, dejando tan solo la reflectividad de la Tierra en la traza
sísmica. Además la deconvolución retribuye o reasigna las intensidades distorsionadas a
su fuente original.
2.7 APILAMIENTO
Debido a que la energía reflejada de una fuente sísmica no es registrada con la suficiente
intensidad, es necesario realizar una suma de trazas sísmicas para el mismo punto de
reflejo para la relación señal ruido (aumentar). Debido a que las posiciones sucesivas de
la fuente están por lo general dentro de un área muy pequeña con dimensiones de no
mas del doble del espaciamiento entre grupos de geófonos como se vio en la figura 6, los
arreglos sucesivos solo presentan cambios menores y se pueden simplemente sumar sin
aplicar ninguna corrección, excepto en los cambios de tiempo para alinear los instantes
correspondientes a la fuente (apilamiento vertical). Con frecuencia el apilamiento vertical
se hace en el campo, aunque a veces se hace en centros de procesamiento de datos.
2.8 MIGRACION
La migración se refiere a una etapa en la secuencia del procesado sísmico el cual mueve
los reflectores a su posición verdadera y colapsa las difracciones. En consecuencia,
delinea y detalla los eventos del subsuelo tales como planos de fallas, etc. La migración
puede ser vista como una forma de mejorar la resolución espacial. El objetivo de la
migración es hacer que la sección apilada, sea en la medida posible la más similar a la
sección geológica real a lo largo de la línea sísmica, sin embargo, la sección migrada es
generalmente desplegada en tiempo.
2.9 FUNCIONES TIEMPO-PROFUNDIDAD
Otro concepto importante en lo que se refiere a la conversión a profundidad son las
funciones tiempo-profundidad y se describen a continuación aunque de manera muy
breve.
Las llamadas funciones de tiempo/profundidad (tlz) son por definición supuestas para
medir la trayectoria vertical de tiempo y profundidad y así obtener las velocidades de
intervalo. Esta suposición no es verdadera para pozos desviados puesto que en ellos
existen cambios de azimut. Sin embargo las funciones se aplican a estos, promediando
las coordenadas x,y de la cima y fondo del pozo, como lo muestra la figura 2.9 y así poder
asignar a los pozos desviados una función tlz, pues como se ha mencionado antes; es
imprescindible para poder relacionarlos con los datos sísmicos.
13
CAPITULO 11
xt .yt
Pozo desviado
(x; +x2) / 2.lv1+y2V2
Función
~
T/Z
Principio del método sísmico de reflexión.
x2.y2
Figura 2.9. Asignación promedio de una T/Z a un pozo desviado.
2.10 VELOCIDADES SISMICAS
En sismología el término de velocidad se refiere simplemente a la velocidad de
propagación de una onda sísmica a través de un medio rocoso con respecto al tiempo,
existen distintos tipos de velocidad.
2.10.1 Velocidad Instantánea (Vins).
La velocidad instantánea es definida como la velocidad medida en un intervalo de tiempo
sobre un incremento de tiempo.
dzV;ns= - (2.4)
dt
Es decir la velocidad a la que se desplaza la señal en un momento determinado medida
en la dirección de la trayectoria de dicha señal , esta velocidad varia en los diferentes tipos
de roca y puede variar dentro de una misma roca debido a sus propiedades físicas como
lo pueden ser por ejemplo su porosidad, fracturamiento o profundidad. Esta velocidad es
típicamente obtenida por medio de un registro sónico de pozo.
2.10.2 Velocidad de Intervalo (Vint).
La velocidad de intervalo es la velocidad a la que se propaga la señal en dirección
perpendicular a la extensión de la capa y está definido como:
Vint =/);.Z =Z ¡+\ - Z¡ (2.5)
I:!J.t t ¡+\ - t i
14
CAPITULO 11
en donde:
Principio del método sísmico de reflexión.
Vint =Velocidad de intervalo entre horizontes "i+1" e "i"
Zi+1 - Z; = Diferencia entre la profundidad del fondo y de la cima de la capa.
t;+1 - ti =Correspondiente tiempo de viaje.
2.10.3 Velocidad raíz cuadrática media (VRMS)
Estas velocidades son generadas típicamente interpolando las funciones de velocidad de
apilamiento, por lo que no es una verdadera velocidad geológica. sino un promedio
ponderado de velocidades definido por:
............... ............... ................... (2.6)
Así un grupo de velocidades de una serie de "n" capas puede ser substituido por una
capa única de velocidad VRMS.
2.10.4 Velocidad Normal Moveout (VNMO)
La ecuación (5) es la formula para la corrección por sobretiempo normal asociada a una
capa horizontal. La velocidad en la formula es la única que contribuirá para las diferencias
en el tiempo de viaje con offset y es llamada "velocidad de apilamiento" o "velocidad
normal moveout" (VNMO) ' Podría parecer que , en el caso de múltiples capas algunas
velocidades representan una tendencia promedio de la sección completa que podrían
usarse en la formula de movout. Sin embargo. la velocidad promedio por si misma es
inapropiada porque esta obedece a trayectorias de rayo rectas.
Tiempo de offset X =[X/Velocidadr+ [Tiempo_ en _ offset _ ceror (2.7)
2.10.5 Velocidad de apilamiento (VSTK)
La velocidad de apilamiento se determina a partir de los datos sísmicos por medio de un
análisis de velocidades, esta es una velocidad empírica o de pruebas de campo la cual
conduce al mejor apilamiento de las trazas. Estas velocidades son obtenidas a ciertos
intervalos a lo largo de la sección sísmica y son relativamente confiables en partes poco
profundas de la sección, sin embargo, para las partes profundas son poco confiables.
Estas velocidades pueden cambiar erráticamente de una determinación de velocidad a la
siguiente. Las verdaderas velocidades no son variables pero el incierto picado de eventos
de apilamiento las hace variar ampliamente.
15
CAPITULO 11
2.10.6 Velocidad promedio (Vprom)
Esta velocidad esta definida por:
---~-
Principio del método sísmico de reflexión.
Z
Vprom =- oo (2.8)
T
Esta velocidad tiene como hipótesis una trayectoria de rayos rectilíneos, la cual no es
afectada por el contraste existente entre la densidad y la velocidad de cada una de las
capas tal y como lo predice la ley de Snell. Esta velocidad comúnmente también es útil en
la conversión a profundidad.
En el Flujo de trabajo un manejador de funciones de velocidades nos permite revisar
individualmente las funciones de velocidad sísmicasy decidir cual puede ser usada para
construir el cubo de velocidades.
2.11 Inversión de Dix
La inversión de Dix es realizada sobre la velocidad raíz cuadrática media (VRMS); no sobre
las funciones de velocidad de apilamiento originales. Además esto es importante para
asegurarse que las funciones de velocidad de apilamiento usadas para crear un cubo de
velocidades son lo mas exactas posibles.
La inversión de Dix es una técnica fácil y rápida para convertir velocidades de apilamiento
o velocidades de tiempo normal de echado Dip Move Out a velocidades de intervalo.
La ecuación de Dix calcula velocidades de intervalo directamente desde las velocidades
de apilamiento. Asumiendo una velocidad de un estrato plano y un modelo estructural, la
velocidad de intervalo se relaciona con la velocidad de apilamiento por la ecuación de
Dix (Dix 1955, Umbral y Krey 1980).
donde:
~nt N =
V~TN - V~-ITN-I
TN -TN- 1 .. .. .... . .. ..... ...... .... (2.9)
VintN =Velocidad de intervalo elevado al N-ésimo horizonte
TN =Tiempo doble de viaje de un rayo de incidencia normal en el horizonte
VN =Velocidad de apilamiento para el horizonte N
En consecuencia, dadas las velocidades de apilamiento como una función del tiempo de
viaje en incidencia normal (función de velocidad de apilamiento estándar) y los límites del
tiempo de viaje para los cuales una velocidad de intervalo es calculada, puede obtenerse
una estimación directa de la velocidad de intervalo.
16
CAPITULO III Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
111. DESARROLLO DEL FLUJO DE TABAJO 
Para el desarrollo de este flujo de trabajo como para el de muchos otros, se toma en 
cuenta primeramente el o los objetivos de un proyecto a los que se quiere llegar y para 
este caso ha sido que: Mediante la aplicación de nuevas tecnologías y procesos se 
puedan optimizar las tareas que permitan sustentar o eliminar localizaciones de 
perforación propuestas y diseñar estratégicamente la reintervención de pozos con 
grandes posibilidades de ser económicamente explotables, todo ello de una manera más 
efectiva y en un lapso de tiempo menor al requerido actualmente. Por ello, este flujo 
comprende sólo la parte estática del proyecto. 
Por todo lo anterior, este FT en particular comprende 5 etapas o fases, las cuales están 
sombreadas de color azul en la figura 3.1, en la que además se muestran otras etapas 
complementarias comunes a un FT pero que aquí no se desarrollaron de manera puntual, 
sino más bien de una forma general e implícita. La figura muestra también los productos 
resultantes de cada etapa (indicados por las flechas discontinuas) y la interactividad que 
hay entre ellas (flechas continuas en rojo), aunque en condiciones ideales se trata de 
seguir siempre un orden ya definido con anterioridad (flechas continuas en negro), el FT 
pude modificarse durante su desarrollo de acuerdo a las necesidades que vayan 
surgiendo y en gran medida depende de la información disponible con la que se cuente, 
que para este caso fue determinante. 
Antes de comenzar a desarrollar la primera de las etapas y de ingresar a los equipos de 
cómputo cualquier tipo de información, es necesario describir como inicio del Flujo de 
trabajo; la creación del proyecto, actividad que generalmente lo lleva a cabo el 
administrador de la Base de Datos. 
3.1 Creación del Proyecto. 
Esta es una etapa que no se incluye en este trabajo como parte del Flujo de trabajo, pero 
que es imprescindible realizar puesto que representa el inicio del Proyecto, por ello la 
mencionaremos en este apartado. 
Para la creación del Proyecto es necesario recopilar cierta información de carácter 
cartográfico que comúnmente los usuarios conocen. Los parámetros que generalmente 
son necesarios para la creación del Proyecto independientemente de la Plataforma de 
cómputo en la que se vaya a generar están en la tabla 1. En algunos casos se incluye 
una breve descripción o notas del Proyecto. 
Se debe asegurar desde éste momento que el CRS (Sistema Cartográfico de Referencia) 
y que el sistema de proyección que se ha seleccionado, es el correcto, pues una vez 
asignados no se podrá cambiar para el resto de la información del proyecto. No así para 
el sistema de medidas, pues éste se puede cambiar dentro de las aplicaciones que en 
cierto momento se estén corriendo. 
17 
CAPITULO III 
BUSQUEDA y 
VALIDACION DE LA 
INFORMACION 
Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
CREACION DEL 
PROYECTO 
PREPARACION DE 
DATOS SISIMICOS 
------, 
CARGA Y CONTROL DE 
LA CALIDAD DE LOS 
DATOS SISMICOS 
GENERACION DE 
SISMOGRAMAS SINTETICOS 
INTERPRETACION SISMICA 
EN TIEMPO 
MODELO DE VELOCIDADES Y 
CONVERSION A PROFUNDIDAD 
INTERPRETACION SiSMICA EN 
PROFUNDIDAD 
GENERACION DE MAPAS DE 
LITOLOGIA DE INTERES 
- - - - - - - ..... -
CORRELACION DE 
TOPES DE UNIDADES 
Y SUPERFICIES 
, 
. - ..... 
GENERACION DE 
ATRIBUTOS SISMICOS 
DEFINICION DEL MARCO 
ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD 
-- ..... 
Figura 3.1. Diagrama esquemático del desarrollo de un Flujo trabajo. 
18 
CAPITULO 1lI Desarrollo de.! Flujo de Trabajo. 
Tala 3.1. Parámetros de un proyecto. 
PARAMETRO DESCRIPCIÓN 
Nombre del Proyecto Se debe asignar un nombre para su identificación 
Tipo de Proyecto Se defme si es un proyecto "stand alone", sub-proyecto o un 
proyecto Maestro 
Instancia Cuando se tiene acceso a múltiples bases de datos, aquí se designa 
en cual de ellas se almacenaran los datos. 
Referencia Es el marco de referencia para todos los cálculos de latitud, 
Cartográfica longitud y distancia, disponibles en el sistema de proyección. 
(CRS) 
Sistema de Medidas Entre varios sistemas, el más usual es el métrico, por lo menos en 
I América. 
Sistema de Proyección Es el sistema designado para desplegar los datos del proyecto, el 
cual calcula las coordenadas del mismo y casi siempre es el 
mismo que el CRS. 
Elevación de Representa el datum al cual las medidas de profundidad son 
Referencia corregidas. 
Extensión del Area Son las latitudes y longitudes máximas y mínimas del área 
geográfica cubierta por el proyecto, puede es peci ficarse en 
decimales o grados-min-sec. 
Tamaño del Proyecto Espacio asignado para las tablas de Oracle que el proyecto 
utilizará. 
Un dato que es de gran importancia dentro de esta etapa ya que de ello depende la 
correcta proflUndidad de los pozos y por consiguiente su correlación, es la Elevación de 
Referencia y la figura 3.2, ayuda a entender un poco mejor dicho concepto. 
Típicamente las medidas de profundidad son calculadas en relación al nivel del mar. 
Elevación de Referencia = O 
Nivel del Mar 
Pozo A 
- +1000 
;1\ +500 
~ , = +250 
O 
- 500 
Elevación de Referencia = 1000 
Pozo A 
Nivel del Mar 
o 
- 500 
- 750 
-1000 
-1500 
Figura 3.2. Efecto de Elevación de Referencia en medidas de profundidad. 
19 
CAPITULO III Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
En la figura 3.2, se muestra un ejemplo de 2 pozos, con diferente elevación de referencia. 
En el lado izquierdo se perfora un pozo de 750 m desde una elevación de 1,000 m el valor 
de elevación sobre el nivel del mar de el fondo del pozo es reportado como 250 m. Sin 
embargo, para el caso del lado derecho, se ajusta la elevación para el proyecto a 1,000 
m, un pozo perforado a 750 m de profundidad, tendrá un valor de elevación (sub-datum) 
para el fondo del pozo de -750 m. Si el proyecto contiene múltiples superficies por encima 
del nivel del mar, seleccionamos un datum al menos igual al Kelly Bushing. Estos datos 
de elevación también pueden ser registrados de manera individual para cada pozo en el 
momento de la carga, aunque generalmente se hace desde el momento de la creación del 
proyecto. 
Una vez creado el proyecto, las tablas de Oracle están listas para ingresar en ellas 
digitalmente toda la información del proyecto. 
3.2 CARGA Y CONTROL DE CALIDAD DE LOS DATOS SISMICOS 
Para este Flujo de Trabajo en particular, esta etapa representa propiamente el inicio del 
desarrollo de un prospecto o proyecto, la Carga de la Sísmica es muy importante,pues de 
ello depende la posición correcta no sólo de las líneas sísmicas, sino también la posición 
de estructuras, horizontes o cualquier evento que represente una anomalía de interés 
para los intérpretes. En términos generales simplemente es la base que sustentará toda la 
información que involucra un proyecto, por lo que si en esta fase no se tiene el debido 
cuidado todo lo subsiguiente no tiene sentido, pues tener una sísmica mal cargada 
equivale a no tener nada. 
En muchas ocasiones se cree que la etapa de carga de la sísmica comienza con el 
análisis del o los encabezados (header) de cada línea o cubo sísmico en el caso de ser 
3D, sin embargo, se propone que se comience con la observación de un mapa preliminar 
dell prospecto para darnos cuenta del aspecto y de la cantidad de información sísmica 
que ha sido adquirida en dicha área. 
Regularmente la sísmica del área no se encuentra en un solo mapa, sino que está 
dispersa en varios dependiendo de las brigadas, diseño de tendidos y las ocasiones en 
las que se haya echo la adquisición. Esto mismo nos lleva a hacer una búsqueda 
minuciosa de toda la información sísmica y generar un inventario de la misma. 
Una vez inventariada la sísmica se procede a su respectivo análisis de validación para 
que posteriormente si es aceptada, se realice la carga. 
El análisis consiste en: 
-$ Definir que información es migrada y cual es apilada. 
$- Estandarizar el tipo de puntos de detección, si es por punto de reflejo común 
(CDP) o por punto de tiro (PT). 
$- En caso de 20 comparar las líneas impresas en papel, con las digitales 
$- Verificar si la información sísmica tienen algún proceso adicional 
-$ Verificar rangos de muestreo. 
20 
CAPITULO III Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
-$- Verificar posible desplazamiento en tiempo (generalmente una vez cargada) 
~ Asegurarse que toda la información sísmica tiene la referencia cartográfica 
correcta, (coordenadas y posición). 
Aunque no se describa como un punto de análisis, es importante investigar ciertos datos 
acerca de la adquisición de la sísmica, esto es: si fue adquirida por una o varias brigadas 
sísmicas y parámetros de adquisición entre otros, pues de ello depende la uniformidad de 
la información. 
Para definir que líneas son migradas y cuales son apiladas, un rasgo que ayuda a darse 
cuenta de ello, es el campo ondicular que dependiendo del operador que hayamos 
escogido (parábola o hipérbola), se manifestará como una especie de "sonrisas" en la 
parte baja de la sección sísmica en cuestión. Este efecto se puede apreciar tanto en una 
línea en papel como en formato digital, en donde además es posible manipular ciertos 
parámetros que permiten visualizar mejor el efecto de migración. Todo esto se lleva a 
cabo si es que en los encabezados de las líneas en papel no aparece esta información, 
donde generalmente se describen los parámetros de cada una de ellas. 
La figura 3.3 muestra una línea sísmica en la cual su parte baja que esta a partir de 
3500 milisegundos y hacia abajo se observan los rasgos característicos del efecto de 
migración, este efecto gráfico no es un indicador único de la migración pero muy 
característico y practico para los intérpretes. 
Figura 3.3. Línea sísmica Migrada. 
21 
CAPITULO 1II Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
Una vez que se tiene bien identificada la versión de las líneas (migrada o apilada), se 
procede al agrupamiento de aquellas cuyos puntos de detección son CDP (Common 
Depth Point) o bien son PT (Punto de Tiro) en caso de líneas 2D y grupo de trazas en un 
bin4, en caso de 3D. La importancia de este paso radica en el hecho de que si no lo 
observamos y seguimos adelante, el error será que la línea se ubique desplazada de su 
posición verdadera aun cuando la sísmica se observe bien, esto significa que las 
anomalías y demás eventos que observemos no se encuentran en su ubicación 
verdadera. 
En algunos programas de cómputo en ocasiones no se puede verificar si el sistema que 
está leyendo la información sísmica, lee los CDP o PT, por lo que es de gran ayuda en 
estos casos verificar las líneas en papel si es que se cuenta con ellas, de otro modo lo 
que resta por hacer para este paso es confirmar la ubicación de algunos pozos con 
respecto a la sísmica tomando en cuenta el tipo de punto de detección. 
La validación de la información sísmica en cuanto a su calidad, contempla la revisión de 
algunos "proceso sísmicos" que pudieran tener. Aquí se refiere a los "procesos sísmicos" 
como aquellos en los cuales las aplicaciones de los sistemas integrados, nos permiten 
mejorar la calidad sísmica y no al Procesamiento que se le aplica a los datos sísmicos 
posterior a su adquisición. 
Esta fase no es menos importante que la realizada en los bloques anteriores, pero aquí la 
ventaja que se tiene es que; si la sísmica no tiene buena calidad, se le pueden hacer 
"procesos" para mejorarla notablemente a partir de este momento y ello nos ahorrará 
tiempo más adelante cuando se comienza con Ila fase de la interpretación puesto que 
también se puede llevar a cabo un momento antes de iniciar la misma. 
Los procesos que se le aplican a la sísmica durante esta etapa son relativamente 
sencillos, dependiendo de la calidad en la que se encuentren los datos al momento de 
analizarlos, los más comunes por nombrar sólo algunos son: atenuación de ruido 
aleatorio, aplicación de control automático de ganancia (AGC), métodos de tiempo 
variante, deconvolución, análisis espectral, aplicación de filtros, etc. Si los procesos que 
requiere la información sísmica son más complejos se puede enviar la información al 
Centro de Procesado que indiquen los Intérpretes. 
Para aclarar un poco el procesamiento al que se hace referencia, las siguientes figuras 
3.4a y 3.4b, muestran una misma línea sísmica a la cual se le aplicaron algunos procesos 
sencillos, mismos que se mencionan en la parte inferior dentro del cuadro, aparece 
también al lado de cada una de ellas su correspondiente espectro de frecuencia . En la 
figura de arriba se observa la sísmica original en la que la calidad de los datos no es muy 
buena por su poca visibilidad, su correspondiente espectro de frecuencia muestra el ruido 
aleatorio contenido en los datos sísmicos, en la figura de abajo la calidad de los datos es 
visiblemente mejorada al aplicar algunos procesos que eliminan el ruido y saltan los 
eventos. 
4Bin.- Área en la cual se hace coincidir por diseño de trayectorias sísmicas, las cuales se sumarán para dar como 
resultado una traza en un trabajo sísmico 3D. 
22 
CAPITULO 111 
nJ.DIIII 
ft_ ..... 
toa 200 
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400 
23 
soo 700 
I ! , . 
Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
Espectro de frecuencia 
Figura 3.4a. Sección sísmica original y su correspondiente espectro de frecuencia. 
_../oDa 
.... -100 200 
l' l ' " ' 1 1 .1 
300 400 
. [ " I lo 1 
lS 
500 700 800 900 
l· , " , · 1 ·, 1 " ., 1 . l. Espectro de frecuencia 
PROCESOS APLICADOS 
*Atenuación de Ruido Aleatorio 
*Filtro Pasa Banda de 10- 35 Hrz 
*Control de Ganancia 
Automática de 1000 ms. (AGC) 
Figura 3.4b. Sección sísmica mejorada con procesos sencillos y su espectro de 
frecuencia. 
23 
CAPITULO 111 Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
Las secciones sísmicas obtenidas permiten observar la continuidad de algunos reflectores 
de interés. Los procesos que realizaron se llevan a cabo en sistemas de dilversas 
compañías, su aplicación es muy sencilla y no requieren de mucho tiempo, comparado 
con el Procesado Sísmico de gabinete inmediato a su adquisición. 
Aún cuando I'a calidad de los datos sísmicos adquiridos utilizados en este trabajo, va de 
aceptable a regular, se pudo mejorar notablemente su calidad. 
Otro aspecto que debemos considerar para mejorar la calidad sísmica, es lo que respecta 
a los rangos de muestreo, y para ello el software proporcionado por las diferentes 
compañías hace fácil y rápida esta tarea, pues basta con desplegar en pantalla los datos 
sísmicos y ver susrangos de muestreo mismo que se pueden modificar a consideración 
del interprete, esta actividad algunos la llaman "escanear la sísmica" y se realiza antes de 
ingresar los datos de manera definitiva. Los Rangos de muestreo que generalmente traen 
las líneas que vienen de los centros de procesado son de 2 o 4 milisegundos, por lo que 
se tienen que estandarizar al momento de ingresarlas para que los datos sean 
homogéneos y pueda haber relación directa entre los eventos de cada línea, es decir; 
continuidad en los reflectores de secciones sísmicas compuestas por dos o más líneas. Si 
el objetivo del proyecto es estructural, los intérpretes coinciden con que 4 milisegundos 
será un buen muestreo. 
Como último paso antes de grabar ,la información sísmica en la estación de trabajo, se 
lleva a cabo la verificación de sistema de coordenadas utilizado para el posicionamiento 
de las líneas sísmicas tanto en papel como digitales. Los mapas georeferenciados del 
área de estudio serán de gran importancia para esta fase, pues en ellos se puede 
observar la posición correcta de las líneas y sus respectivas coordenadas, aquí 
regularmente los puntos de detección de éstas siempre son PT, de ahí que podemos 
obtener las coordenadas precisas tanto de las líneas como de cada uno de los Puntos de 
Tiro. Los mapas se han revi,sado desde el principio del proyecto en el que se planteo el 
Flujo de trabajo y a lo largo de él hasta este momento, es decir no fue necesario esperar 
hasta este momento para su revisión. 
Las figuras 3.5a y 3.5b, es un ejemplo de lo descrito anteriormente, en ellas se muestra 
una misma línea sísmica versión apilada y migrada en la que se hace notar que la línea 
está mal situada respecto a sus puntos de detección pues éstos no coinciden en una y en 
otra, y para identificar cual de ellas es ,la incorrecta lo que se hace es ubicarlas en el mapa 
y compararlas con las líneas sísmicas en papel ya que éstas últimas siempre tienen la 
información mas real de campo. El resultado de esta actividad demostr ó que la primera 
fue la incorrecta y esto es indicado con el círculo en rojo, e.l cual en la figura de arriba se 
localiza un evento ausente de datos en la estación sísmica 630 aproximadamente y una 
vez corregido el desplazamiento se ubica en la estación sísmica 690 aproximadamente. 
Una vez hecho todo el análisis de la información Sísmica se procede al ingreso de toda la 
información sísmica a los equipos de cómputo, esta actividad es ya bien conocida en la 
industria del Petróleo como "carga de la sísmica". 
Antes de iniciar la carga de datos, es necesario crear un Proyecto Sísmico y delimitar un 
área cartográfica llamada Survey, en la cual será ubicada toda la sísmica. 
24 
CAPITULO III Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
Figura 3.5a. Línea en posición incorrecta, el CÍrculo ubica un evento respecto a sus puntos de tiro. 
Figura 3.5b. Línea en su posición verdadera, el círculo indica el evento desplazado a su posición 
correcta. 
25 
CAPITULO fll Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
Es aconsejable en este momento crear en la base de datos dos directorios con los 
nombres de apilado y migrado para ingresar en cada uno la correspondiente información 
sísmica y no mezclar las versiones. 
Con lo que respecta a propiamente a la carga de la Sísmica solo se mencionan algunos 
cuidados que se deben tener, pues este proceso es relativamente sencillo. Lo interesante 
aquí es la revisión de las líneas, verificando los cruces entre eUas para detectar posibles 
desplazamientos en tiempo. 
Los formatos estándares de grabación de la información sísmica de campo, entregados a 
los centros son procesado son SEGA, SEGB, SEGC, SEGD pero al ingresarlo a las 
computadoras para algún proceso adicional, cambia a un formato interno propio del 
sistema y software que se use para procesar los datos, el formato de salida que es 
manipulable para los usuarios finales es el formato SEGY el cual es también un estándar 
en la industria Petrolera. Los datos sísmicos regularmente llegan a los activos de 
exploración en formatos SEGY y estos últimos son reconocidos por contener archivos con 
extensiones .segy, los archivos con extensiones .3dv y .bricket se generan de otros 
formatos internos del software que los sistemas integrados pueden reconocer y cargar. Al 
formato SEGY es al que se le revisa el encabezado, en el encontramos datos como 
nombre y numero de línea (en caso de 2D) , coordenadas, brig'ada, fecha de adquisición, 
primer y ultimo punto de tiro, si las estaciones están en CDP o PT (en algunos casos), y 
procesos sísmicos inmediatos a su adquisición si es que los tuvo, todos estos datos 
conviene tenerlos muy presentes. Una vez analizado el encabezado procedemos a la 
verificación de todo el SEGY. 
Los sistemas integrados han sido de gran ayuda en la carga de datos, pues no solo 
facilitan su análisis, sino además el tiempo de ejecución en diversas tareas se ha reducido 
notablemente. 
Al leer el SEGY en pantalla, automáticamente se comienza a obtener datos como son: 
coordenadas, PT y CDP inicial y final (debemos reconocer cual es cada uno) recordemos 
que de aquí depende en gran parte el éxito de la carga, primera y ultima traza, y por 
supuesto el nombre de la línea, entre otros datos. Aunque solo se nombran algunos datos 
para su análisis, en realidad la información contenida es muy grande, pues el analizador 
nos muestra todos los datos a lo largo de la línea, por ejemplo coordenadas de todas y 
cada una de las estaciones, etcétera. Este SEGY es más minucioso de analizar que 
cuando se carga un cubo sísmico. 
Una vez que se han confirmado los datos analizados, solo es indicar al programa que 
inicie la carga y éste se encargará de hacer el trabajo restante. 
Si el software lo permite, el usuario se puede apoyar en una opción llamada "escaneo" de 
datos sísmicos, y esto puede mostrar la línea sísmica antes de quedar cargada (grabada), 
con ello comprobamos que todo el análisis anterior, incluyendo el de la calidad de los 
datos sísmicos, este bien hecho, finalmente aceptamos el proceso y la carga queda 
concluida. 
26 
CAPITULO III Desarrollo del Hujo de Trabajo. 
Una vez cargada sísmica se obtiene el mapa preeliminar de las líneas y/o cubos como el 
que se muestra la figura 3.6, en la que se ve que la información sísmica 2d y 3d del 
proyecto puede ser combinada, de no haber error en cuanto a la su posición de los datos, 
el mapa será el definitivo. 
Con el mapa de la Sísmica podemos ahora interceptar una línea con otra o con los cubos 
sísmicos, pues recordemos que el cubo está compuesto por inlines y croslines, esta 
actividad nos ayuda a veri'ficar si las escalas en tiempo son correctas, en ocasiones con 
generar una sección sísmica que se componga de dos líneas es suficiente y si es posible 
apoyarse en tres o más, será mucho mejor, pues de esta manera podemos encontrar 
posibles desplazamientos en el tiempo. 
LINEAS SISMICAS 
.------ CUBOS SISMICOS 
~~ I 
POZOS 
Figura 3.6. Vista preeliminar de un mapa con la información sísmica 2D, 3D Y pozos. 
Los desplazamientos en tiempo a :Ios que se refiere al párrafo anterior, se muestran en las 
fiQ!uras 3.7a y 3.7b, en la primera podemos ver una sección sísmica compuesta por dos 
líneas sísmicas, en I'a que la línea del lado derecho se observa más abajo en tiempo con 
respecto a la del lado izquierdo indicado por la flecha, para confirmar este "salto" se 
tienen que hacer varias pruebas antes de corregir el aparente desplazamiento, pues 
aparentemente algunos eventos sísmicos muestran cierta continuidad entre una y otra 
línea entre los 1600 y 2000 m'ilisegundos (rectángulo en rojo). En la segunda figura, la 
diferencia en tiempo entre las Ilíneas ha sido corregida (circulo) después de varias pruebas 
y lo que se decidió fue subir en t1iempo la línea del lado derecho, pues los reflectores a 
partir de 1200 y hasta los 2300 milisegundos aproximadamente tienen buena continuidad 
lateral, además es lógico de suponer que la grabaciónde los datos sísmicos no pueden 
empezar a partir de 500 milisegundos como se observa en dicha Hnea. 
27 
CAPITULO \JI Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
Figura 3.7a. Sección sísmica que muestra un desplazamiento en tiempo. 
Figura 3.7b. Sección sísmica sin el desplazamiento en tiempo. 
28 
CAPITULO III Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
Con esta última actividad prácticamente se da por terminada la etapa de carga y control 
de calidad de los datos sísmicos, la clJal tiene como producto terminado la grabación de 
de toda la información sísmicos en la estación de trabajo para su visualización. 
Una vez almacenados los datos sísmicos que están en tiempo, lo siguiente es ingresar la 
información relacionada con la profundidad y ésta corresponde a la información de pozos. 
3.3 Carga de información de Pozos 
Antes de proceder con la generación de los sismogramas sintéticos, se describe un paso 
que es inmediato a la carga de la sísmica aunque no es propiamente una etapa dentro del 
FT y este es: La carga de la información de los pozos y sus curvas correspondientes. 
Generalmente los sistemas integrados nos proporcionan una manera muy sencilla de 
realizar Ila carga de pozos y sus curvas, esto mediante formatos estándar que son 
fácilmente reconocidos tales como ASCII, LAS, LIS, DLlS. Algunas veces es necesaria ¡la 
edición de los datos, para que tengan uno de los formatos anteriores. Antes de realizar 
cualquier carga se tienen que crear los datos del Pozo para el proyecto respectivo, y los 
sistemas integrados proporcionan tablas de Oracle5 que ayudan a esta tarea, y en ellas 
ingresamos datos tales como: Nombre común del pozo, Identificador Único del Pozo 
(UWI), Coordenadas, Numero de Pozo en el campo o Proyecto, Operador, entre otros, de 
los cuales los tres primeros son indispensables. 
Las coordenadas del pozo requieren atención especial y las que regularmente se eligen 
son UTM, referidas al esferoide de Clark de 1886 y que deben de coincidir con las 
establecidas desde la creación del proyecto. En ocasiones vienen con coordenadas 
"Punta Gorda" y se deberá investigar la respectiva conversión. 
Una vez creado el pozo, podemos asignar a éste, curvas, marcadores, tablas de tiempo 
profundidad, Check-shots, desviaciones, estado actual del pozo, núcleos, sintéticos, y 
demás datos que sean necesarios tanto para la evaluación Petrofísica como para la 
interpretación Estratigráfica. 
Para que un pozo aparezca en el mapa del proyecto (figura 3.6) basta con ingresar 
correctamente sus coordenadas, pero para poder desplegarlo en las secc,iones sísmicas 
y estratigráficas, es necesario cargar y asignarle por lo menos una tabla-tiempo 
profundidad, aunque pueden cargarse mas de tres y asignar solo una a la vez, según sea 
la que mejor ajuste con la sísmica. 
Una vez que han sido cargados datos y características del pozo, estos quedan 
disponibles para todas las aplicaciones que estén dentro del sistema integrado, ya sean 
aplicaciones de Geofísica o Geología, aún en aquellas en las que se realicen cálculos de 
Geoestadística y modelado, puesto que la base de datos esta compartida en toda la 
plataforma y es la misma. 
5 Marca de una base de datos. 
29 
CAPITULO nI Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
3.4 GENERACION DE SISMOGRAMAS SINTETICOS. 
Dentro del Flujo de Trabajo, esta parte tiene gran relevancia, pues de ella depende la 
correcta utilización de las funciones de velocidad en la interpretación s,ísmica y el éxito de 
la conversión a Profundidad, ya que mediante los Simogramas Sintéticos se debe llegar a 
una buena relación tiempo profundidad y un buen ajuste entre la Geología y la sísmica . 
la parte Teórica de esta sección, no se tocará por razones de tiempo y espacio, pues 
este trabajo pretende hacer hincapié en la parte práctica del FT, la cuall es la que se 
desarrolla dentro de la :industria petrolera en la exploración. 
Recordemos que el Flujo de Trabajo se apega siempre a las necesidades de los usuarios 
y a la disponibilidad de la información y en este caso, se esta considerando que no se 
cuenta con información de VSP y Tiro de prueba de ningún pozo, por ello se describe 
desde la edición de las curvas. 
Se comienza por seleccionar los pozos que serán candidatos a realizar su sismograma, 
será necesario que los pozos estén sobre la línea sísmica o a una distancia no mayor a 
200 m. con la finalidad de que el ajuste sea lo más aproximado posible a la sísmica de la 
línea. 
Las curva.s que son necesarias para la generación de los sismogramas sintéticos así 
como para calcular el coeficiente de reflexión son: El, registro Sónico (DT), y el registro de 
Densidad (RHOB). Estas curvas se revisan cuidadosamente una a una para ver si es 
necesario algún tipo de edición en ellas, es decir alguna cambio de forma a lo largo de 
toda su corrida, la curva DT por lo general no se edita a menos que presenten ciertos 
picos o espinas que indican cambios bruscos no justificados al compararlos por ejemplo 
con el registro de Caliper, que es el que proporcionaría algún cambio en el diámetro del 
pozo. Estos cambios no justificados es necesario eliminarlos, pues nos representan 
retrasos de velocidad si las lecturas del registro sónico son mayores y aumentos de 
velocidad si son menores lecturas y ello viene a confundir las velocidades y por ende la 
reso:lución en 'los datos sísmicos entre otros. 
Mencionamos el registro de CaHper por ser la curva que nos da una idea mas clara de 
alg¡una anomalía, por ejempl.o una zona lavada, y en ese caso tendría razón de aparecer 
un pico en la curva DT. 
La edición de las curvas aunque es relativamente sencilla, es más que cortar y pegar 
tramos de ella y cuando éste sea el caso se debe evitar de unir la curva de manera 
cuadrada (en ángulos de 90°) o de manera vertical, pues ello provocaría cambios altos en 
la impedancia. Los puntos de la curva se deben de unir en diagonal. Fuera de este último 
detalle de edición, no hay mucho que hacer respecto a este punto, excepto si se tiene que 
hacer algún reescalamiento a las corridas de los registros, generalmente esto se hace 
cuando hay segundas corridas de un mismo registro. La figura 3.8, muestra 2 curvas, en 
color verde el registro sónico y en anaranjado el registro de densidad, a los cuales se les 
realizó una edición indicada por las flechas en rojo, que consistió en eliminar un pico no 
justificado por el registro SP ubicado al lado izquierdo (en azul) y posteriormente unirlas 
de tal manera que no se vea alterada en su forma la curva. 
30 
CAPITULO III Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
Figura 3.8, muestra una edición a los registros DT y RHOB. 
El software de las compañías diseñado para la generación de los sismogramas sintéticos 
está conformado por paneles6 en los cuales se va designando la curva que se quiere 
visualizar, la aplicación permite traer al mismo tiempo un tramo de los datos sísmicos 
reales de interés y los registros de Densidad y Sónico del pozo que se encuentre en dicho 
tramo. Los paneles que comúnmente son utilizados son: 
;,.. Panel de Escala 
~ Panel Tiempo Profundidad (DT) 
~ Panel del Sónico 
~ De Densidad 
).- De Impedancia 
~ Del Sintético 
~ Panel de la Sísmica 
Regularmente en el panel de la Sísmica, se coloca de manera sobrepuesta (overlay) la 
traza sintética, la cual es extraída de un número definido de trazas del panel del Sintético 
(panel 6, fig. 3.9). 
En el panel de "escala" aparece la profundidad, ésta generalmente es TVD (figura 2.5), en 
el Panel de Tiempo Profundidad es usado para proporcionar una relación tiempo 
profundidad y puede ser cualquier curva, la única restricción es que debe medir velocidad 
de intervalo de tiempo transitorio (VITT), generalmente se utiliza también el DT. La figura 
3.9, muestra el orden y las curvas en los paneles descritos anteriormente. 
6 Conocidos también como Carriles o Trakcs. 
31 
CAPITULO m Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
La VITT, forzará al registro sonlco integrado a relacionar exactamente elpar 
(tiempo/profundidad), y para ello éste registro de pozo debe ser pnimero corregido con 
una velocidad constante, seguido de un ajuste de intervalo de tiempo transitorio. 
Gran parte del éxito de la generación de los sismogramas sintéticos depende de la 
complejidad estructural y estratigráfica del área y para la generación de ellos se propone 
como primer paso: la calibración de la ondícula sintética (cf. p.8) respecto a los datos 
sísmicos, para ello se eligen uno o dos marcadores, estos marcadores son reflectores 
bien definidos que estén dentro de toda el área del proyecto, para que nos sirva como 
punto de referencia o de control vertical en la calibración de todos los pozos que 
contenQlan dicho marcador, es decir; nos tomamos de él para "colgarnos" y generar 
todos los simogramas sintéticos. 
Los llamados marcadores, no son más que una cima tomada de los registros de pozos 
que se han ubicado preliminarmente y como se ha mencionado antes, preferentemente se 
tiene que encontrar en todos I'os pozos involucrados en el área o tratar de extenderlo de 
manera congruente y temporal. Se puede tomar este marcador incluso de los registros 
e'léctricos, que es comúnmente donde son más visibles las cimas. 
En ese sentido se pretende construir trazas sintéticas a partir de los registros geofísicos 
de pozos; sónico y densidad y correlacionarlas con las trazas de la sísmica 20, para 
generar funciones tiempo profundidad de ajuste en cada caso. 
Una vez sel'eccionado el marcador y puesta la ondícula sintética sobre el tramo de datos 
sísmicos comenzamos a trabajar en el amarre de las mismas: 
El buen "amarre" consistirá en hacer coincidir lo mejor posible la ondícula sintética con las 
ondículas extraídas del tramo de la sísmica, para ello aplicaremos diferentes procesos a 
la primera y ver como va cambiando hasta que visiblemente las ondículas empaten. Es 
aconsejable que las ondículas sintética y sísmica tengan colores visiblemente 
contrastantes. 
Los procesos más comunes pueden ser: aplicar un pulso de Ricker, o un pulso 
Trapezoidal, con fase mínima o fase cero, Ecuación de Clauder, Butherword, rotación de 
fase y filtros AGC, etc. 
En el panel del Sintético, las ondículas serán ligeramente afectadas a medida que 
aplicamos los procesos, pero en la ondícula sobrepuesta en la sísmica será más notable 
el cambio de cada proceso, por lo que es aquí en donde se concentra la atención. 
Es importante revisar los procesos a medida que se van aplicando, pues debe de haber 
coherencia entre ellos y en la ondícula sintética, además cierta lógica con la sísmica. Es 
decir, 10$ mejores "amarres" no siempre son los mejores sintéticos, pues un amarre puede 
ser muy bueno, pero mirando los procesos se puede encontrar por ejemplo frecuencias 
centrales incongruentes o Trapezoidales fuera del rango de las frecuencias de la sísmica. 
La figura 3.9, muestra algunas curvas en los paneles de cierta aplicación y cinco 
marcadores de referencia para el amarre de la ondícula sintética con los datos sísmicos, 
32 
CAPITULO m Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
estos últimos en el panel no. 7 en donde fijaremos nuestra atención, en el encabezado de 
cada panel aparece el tipo de curva que esta dibujada, el panel 7 muestra los datos 
sísmicos alrededor del pozo en azul y en amarillo la ondícula sintética, se puede observar 
que hay un amarre muy bueno, pues la amplitud de la ondícula en amarillo empata 
considerablemente bien sobre las ondículas en azul. El amarre se consigue a partir de los 
900 m en donde se ubican dos marcadores el ATRS y el P-2, también en donde se ubica 
el marcador M-5 y hasta los 3500 m, cuya profundidad es suficiente para los fines que se 
pretenden. 
Figura 3.9. Ilustra el orden de los paneles de cierta aplicación para la generación de un sismograma 
sintético. 
Una vez hechos los Sintéticos, vamos a la sección sísmica en donde correremos nuestros 
marcadores a la derecha y a la izquierda del sintético para su revisión, se debe aclarar 
que esto no es la interpretación sísmica, solo un avance para confirmar los Sintéticos. 
33 
CAPITULO 1II Desarrollo del Flujo de Trabajo. 
El proceso de la generación de los sismogramas sintéticos junto con ell de la 
interpretación sísmica, deben ser interactivos, esto es, una vez generado el sismograma 
sintético se va a la interpretación y dependiendo de ésta y de los marcadores en los 
pozos si ajustan o no, se regresa a los sintéticos y viceversa hasta llegar a una 
interpretación razonable. En ocasiones los marcadores se mueven con las nuevas 
funciones de velocidad y se tiene que vol,ver a los sintéticos para correg,ir esas diferencias 
y reafirmar la posición de los mismos, hasta que esa diferencia sea mínima y si se puede 
eliminar será mucho mejor. Puede ser que el ajuste sea bueno y haya una diferencia de 
algunas decenas de metros, esto es aceptable si no excede más de 50 m. 
Debido a la falta de VSP y Check-shot, en la figura 3.10 se muestran sobrepuestos en 
una sección sísmica en tiempo varios marcadores y dos sintéticos a partir de los cuales se 
corre el marcador (ATSR) hacia' la, derecha e izquierda de cada uno, además una 
interpretación preeliminar que es resultado del despliegue de los sismogramas sintéticos, 
también aparecen dos etiquetas con ,la leyenda de "amarre poco confiable" para el pozo 
uno en el cual solo se Ilogra dicho amarre de 500 a 1700 mi'lisegundos aproximadamente 
y "amarre hasta 3000" para el' pozo que tiene un amarre de mayor tiempo. 
Figura 3.10. Sección sismica con un marcador de referencia y sintéticos de los pozos. 
34 
CAPITULO 111 Desarro llo del Flujo de Trabajo. 
Ya que el marcador se ha corrido y queda como un horizonte podemos entonces generar 
mapas de contro'l del marcador de referencia tanto de la cima interpretada en los 
registros, como del mismo horizonte en la sección sísmica. La idea es que ambos mapas 
tengan cierta congruencia y con ello reafirmar que los sintéticos generados con 
anterioridad son de buena calidad y confiables y si no fuera así, se tendrá que volver a 
ajustarlos. 
Después de tener la certeza de haber generado buenos sintéticos aunque sin 
confirmarlos todavía con la interpretación sísmica, procedemos al cálculo de la 
Resolución, esto nos permite conocer que espesores y cambios litológicos están bien 
representados por los reflectores de la sísmica, es decir; un paquete litológico siempre 
tiene una cima y una base y dependiendo de la resolución podemos ver ambos. 
El concepto de Resolución Sísmica es la capacidad para separar dos rasgos que están 
muy cercanos entre si, es similar al concepto de Resolución de un registro, el cual está 
definido por la capacidad para distinguir y medir magnitudes de propiedades físicas entre 
espesores de capas, el cual sabemos que se realiza de la siguiente manera: 
Una herramienta de medición en la toma de registros de pozos, adquiere datos de la 
formación usando una medida física particular, midiendo también la distancia a lo largo 
del eje del pozo desde resistividad y radioactividad hasta acústica y resonancia magnética 
nuclear. Ahora bien, dependiendo del diseño de los sensores y la medida física usada, la 
profundidad de investigación y resolución de los registros pueden variar desde unos 
pocos hasta unos cuantos metros dependiendo del arreglo de las herramientas. 
La actividad anterior para la resolución sísmica es de gran interés, puesto que nos 
interesa en gran medida que 'la resolución sea de varios metros, ya que ello nos podrá 
definir mejor la cima y base de una capa mediante un par de reflectores slísmicos y si la 
resolución es pobre corremos e'l riesgo de confundir el reflector de un horizonte con otro, o 
que no se pueda apreciar cima y base de la capa, sino solamente poder ver un reflector 
en lugar de los dos. 
Para ilustrar gráficamente el concepto de Resolución Sísmica, veamos la figura 3. 111 en la 
que se muestra juntamente la resolución y la profundidad de investigación, indicadas 
ambas por