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• Adnel Rodriguez

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REGISTROS ACUSTICOS Es una herramienta sónica consiste de un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Esto es conocido como tiempo de transito, ∆t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de transito para una formación determinada depende de su litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios. Lo que se registra es el tiempo de recorrido, el cual es el reciproco de la velocidad. La unidad es el microsegundo por pie el símbolo es Δt. El tiempo de recorrido del sonido en una formación es principalmente función de la litología y de la porosidad. En general, a mayor densidad o consolidación, corresponderá un menor tiempo de recorrido (Δt) por otro lado un aumento en el tiempo de recorrido indica un incremento en la porosidad. PRINCIPIO DE LA HERRAMIENTA Consiste en la propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que está regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta del registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. En el cado de los registros de pozos, la pared y la rugosidad del agujero, las capas de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas. El Registro Acústico, se basa en la transmisión y recepción de señal de forma senoidal emitidos por transductores sonoros de alta frecuencia. Con lo cual por medio de cálculos del tiempo de tránsito del sonido, entre el transmisor y el receptor, nos va a proporcionar datos del grado de porosidad, del yacimiento de interés. Posteriormente se comparan esos datos con tablas de valores del registro de neutrón para proporcionar información más aproximada de porosidad. Sin embargo al encontrarse con paquetes de gas, el registro acústico es poco confiable puesto que el sonido no viaja de igual manera en este medio.

La sonda del perfil sonico consiste en general, de uno o dos transmisores y varios receptores colocados a distancia variables, segun el tipo de herramienta usada. El transmisor emite pulsos sonoros a razon de 10 pulsos por segundo hacia la formacion, los cuales generan ondas que se desplazan en la formacion y en el lodo. como el sonido viaja mas rapidamente en los solidos de la formación que en el lodo, las ondas que viajan a traves de ellas llegaran a los receptores antes que los que viajan por el lodo. La llegada de la primera onda acustica a cada receptor, pone en funcionamiento un sistema de respuesta que registra el tiempo que tarda la onda en llegar de uno a otro receptor. El primer tipo de herramienta usada constaba de un transmisor y tres receptores colocados a 3, 4 y 6’ del transmisor. En la actualidad, se utiliza un sistema integrado por dos transmisores y cuatro receptores colocados entre si, lo que permite compensar las lecturas por el efecto de las irregularidades en las medidas del hoy

IMPORTANCIA DE LOS REGISTROS ACUSTICOS En la interpretación sísmica los registros sónicos son de gran utilidad, ya que muestran la ubicación exacta en profundidad de las interfaces acústicas en el subsuelo las cuales originan las reflexiones o las refracciones de las ondas sísmicas que se propagan en este medio. También son el principal factor en la elaboración de los sismogramas sintéticos los cuales son esenciales en la calibración sísmica-pozo, entre otras aplicaciones. En la caracterización de los yacimientos los registros sónicos también son de gran interés ya que suministran datos de velocidades internalices en pozo. Sin embargo ya que estos registros representan un costo muy elevado para la industria petrolera, solo son obtenidos en algunos puntos del área de interés, y son seleccionados por los intérpretes basados en su experiencia o criterios económicos. Las velocidades interválicas obtenidas de los registros sónicos proporcionan información detallada pero en un solo punto del área, mientras que la sísmica de superficie aporta una mayor densidad de velocidades de apilamiento, las cuales aunque menos precisas, son obtenidas a distancias regulares a lo largo del tendido sísmico, lo que permite una mayor disponibilidad de información de estas velocidades interválicas calculadas a través de la ecuación obtenida por Dix (1). La existencia de una función de velocidad que relacione de manera directa las velocidades de apilamiento y los registros sónicos en pozo nos permite obtener datos de velocidad interválica estimados para los pozos a partir de las velocidades de apilamiento, creando de esta forma una

sección de velocidades pseudosónicas que mostraran las variaciones laterales de velocidad en el subsuelo que a su vez permitirán inferir las zonas donde sea necesaria la adquisición de nuevos registros sónicos de pozos, contando de esta forma con una técnica que permitirá optimizar la adquisición de estos registros fundamentada ya no en criterios subjetivos si no en el análisis de velocidades existentes en el área las cuales están relacionadas con las propiedades físicomecánicas del suelo.Finalmente, se puede emplear para localizar contactos gas petróleo y para la selección de asentamientos de empacaduras. El uso mas importante que tiene el registro de velocidad acústica en la evaluación de las formaciones es como dispositivo para estimar la porosidad. En las formaciones compactas cuya porosidad intergranular es uniforme, M.R.J. Willy, A.R. Gregory y L.W. Gardner han propuesto la siguiente relación:

∅ ∅ 1⁄ 𝑉𝑙𝑜𝑔 = ⁄𝑉𝐿𝑖𝑞 = ⁄𝑉𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 Donde:  Vlog es la velocidad sónica (pies/seg) leída en el registro.  Vliquido es la velocidad sónica (pies/seg) en el liquido intersticial.  Vmatriz es la velocidad sónica (pies/seg) en el material de la matriz de la roca. Entonces: ∅=

∆𝑡 − ∆𝑡𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 ∆𝑡𝑓 − ∆𝑡𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧

Donde los valores de Δt son los respectivos tiempos de transito en microsegundo por pie de la energía sonica en la matriz de la roca y en el fluido presente en la zona lavada, los cuales se encuentran tabulados como se muestra a continuación:

A menudo es necesaria una corrección adicional para el efecto de zonas no consolidadas, es decir, aquellas en donde la compactación es incompleta. Esta corrección se requiere según sea el tiempo de transito en las lutitas adyacentes a la formación que se evalúa; cuando el tiempo de recorrido en las lutitas (Δtsh) es en exceso de 100 microsegundos, es necesario llevar a cabo la corrección a fin de obtener una mayor aproximación en los valores de la porosidad. Normalmente la porosidad secundaria, es decir, aquellas que existe en fracturas o cavidades, no se registra pues el sonido tiene un tren directo en la matriz de la formación. Sin embargo, la presencia de lutitas (o minerales de arcilla) aumenta el tiempo de recorrido, con lo cual se obtienen valores para la porosidad demasiado elevados en relación a la cantidad de lutita o arcilla presente. La porosidad calculada en base al registro acústico se compara con la obtenida mediante el registro de densidad-neutrón, a fin de obtener una estimación de porosidad secundaria o del volumen de lutitas.