Interferometría sísmica a partir de registros de un fracturamiento hidráulico orientada a establecer condiciones locales de esfuerzos para la generación de imágenes tomográficas basadas en datos microsísmicos y ruido ambiental

Abstract

Para la realización de este trabajo se desplegó un arreglo sísmico lineal de 17 acelerómetros triaxiales separados aproximadamente cada 70 m, alineados con la boca de un pozo productor del Campo Chichimene, cuenca Llanos Orientales de Colombia. En este experimento se adquirió información por 80 horas continuas a una frecuencia de muestreo de 500 mps, que involucró el tiempo previo y posterior a una actividad de fracturamiento hidráulico realizada en Noviembre de 2012. Un preprocesamiento orientado a la eliminación de datos espurios, saltos por submuestreo electrónico y la respectiva filtración en bandas deseadas, permitió consolidar registros continuos para la aplicación sistemática de correlaciones cruzadas entre todas las estaciones y su respectivo apilado, obteniendo CDPs que permitieron ensamblar una imagen interferométrica. La aplicación de la interferometría sísmica con modelos de velocidad 1D del área, llevaron a identificar reflectores consistentes con la estratigrafía. Además de las condiciones locales de esfuerzo a partir de la función temporal de la fuente sísmica. Comparaciones entre las imágenes estimadas en este trabajo, con las construidas con un modelo sintético y otras adquiridas por la industria petrolera en la zona, permiten identificar importantes contrastes acústicos de las principales unidades.

Abstract. To carry out this work was deployed a linear seismic array of 17 triaxial accelerometers spaced approximately every 70 m, aligned with the mouth of a producing well of Chichimene Field, Llanos Orientales basin of Colombia. In this experiment, data were acquired for 80 continuous hours at a sampling frequency of 500 mps, which involved the time before and after hydraulic fracturing activity held in November 2012. A preprocessing oriented towards the elimination of spurious data, jumps for electronic subsampling and the respective filtration desired bands, allowed consolidating continuous records, for the systematic application of cross-correlations between all stations and their respective stack, which obtained CDPs for assemble an interferometric image. The application of seismic interferometry with 1D velocity models of the area, allowed to identify reflectors consistent with the stratigraphy. As well as local stress conditions from the seismic source time function. Comparisons between the estimated images in this work, in addition to those built with a synthetic model and skills gained by the oil industry in the area, to identify important acoustic contrasts of the main units.