tema 18_procesos sísmicos especiales

Cátedra de Geofísica Aplicada, U.N.P.S.J.B., Chubut, Argentina. Tema 18 Métodos Sísmicos Especiales Chelotti, L., Acosta, N., Foster, M., 2009

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PROCESOS SÍSMICOS ESPECIALES

Existen muy diversas modalidades especiales de adquisición y procesamiento de los datos sísmicos de reflexión que, como todos los temas antes abordados, dan para escribir varios tomos. Empero, vamos a realizar un abordaje fugaz de cada uno, sólo a los efectos de aprehender unos pocos conceptos básicos que nos permitan identificar sus fundamentos y potencialidades. Presentamos entonces este breviario a partir de un encasillamiento práctico a los fines didácticos, clasificando estos variados métodos en: Atributos de las Trazas, Procesos Especiales, Registros Especiales, Sísmica Somera y Sísmica Ultraprofunda., aunque seguramente existen diversos encasillamientos alternativos. Vamos a ver aquí los dos primeros de estos cinco ítems.

ATRIBUTOS SÍSMICOS

Se denomina así a las características propias de las trazas o sismogramas individuales. El atributo fundamental es la amplitud (desplegada en función del tiempo de ida y vuelta), que es lo que muestra una visualización símica convencional (2D ó 3D). Éste puede visualizarse en forma de hilo (wiggle) con o sin relleno negro en el hemiciclo positivo (hacia la derecha en la convención americana), o bien en escalas de colores (elegidos a piacere) en función de la magnitud de tales amplitudes (variable intensity). Pero también es posible calcular, mediante distintos algoritmos, otros atributos como, por ejemplo, frecuencia, velocidad o atributos de traza compleja. El número de atributos que se puede calcular y representar es prácticamente ilimitado, la mayoría de los cuales resulta de la combinación de otros más básicos, que se describen seguidamente.

ATRIBUTOS DE AMPLITUDES

En toda sísmica convencional puede hacerse el mapeo de las variaciones de la intensidad normal sobre un mismo nivel guía previamente interpretado con la mayor justeza posible, habiendo rayado con precisión a lo largo de los máximos o mínimos de las trazas. Este método en sísmica 2D es muy limitado ya que sólo sigue las variaciones de ampitud sobre secciones individuales y su interpolación en una mapa se vuelve incierta. Pero, como ya fue comentado en en Tema 17, esto es ideal para sísmica 3D, generando los denominados mapas de amplitud (horizon slices o seiscrops) que reflejan detalladamente la variación de los contrastes de impedancia acústica a lo ancho del área prospectada. A la derecha, mapa de amplitudes costa afuera de Tierra del Fuego.


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ATRIBUTOS DE FRECUENCIAS

A partir de las trazas sísmicas procesadas existen algoritmos que permiten calcular magnitudes relativas a la variación de frecuencia, tanto lateral como verticalmente sobre las secciones o volúmenes sísmicos, a saber: -Porcentaje de energía de determinada banda de frecuencia, respecto a la energía total. -Frecuencias medias o bien modales (pico del espectro de frecuencias, como el ejemplo de la figura adjunta: un mapa de frecuencias). -Ancho espectral, es decir la diferencia entre la máxima y la mínima frecuencia cosechadas.

La información así obtenida puede desplegarse en secciones verticales y horizontales (estas últimas si se dispone de sísmica 3D). Esto es útil para evaluar la calidad de adquisición y procesado de los datos, para los que las condiciones superficiales (topografía y capa meteorizada) son críticos. Incluso con el mejor tratamiento posible de las estáticas, un espesor grande o un muy alto grado de incompetencia de la capa meteorizada darán como resultado una fuerte caída en el contenido de altas frecuencias a lo largo de toda la sísmica bajo tales sectores del área prospectada. Pero, una vez descartado que los cambios en el espectro de frecuencia se deban a las cuestiones antedichas, pueden hacerse aproximaciones al entendimiento de aspectos geológicos del subsuelo, ya que los cambios del espectro pueden indicar variaciones litológicas (en rocas más densas en general se registra mayor frecuencia), pero también pueden denunciar cambios en la condición de los reservorios, tanto más porosos o más fisurados o eventualmente con más gas (hidrocarburos o CO2) cuanto menor sea la frecuencia registrada.

ATRIBUTOS DE TRAZA COMPLEJA

Son atributos cuyo cálculo está disponible en todos los programas de interpretación sísmica. Se los obtiene a partir de pensar la traza como un fasor, según lo propuesto en los Estados Unidos por Turhan Taner junto a Koehler y Sheriff en 1979, a partir del siguiente concepto. Un número complejo se define como: donde:

, θ = arc tg (y/x), A = (x2 + y 2)1/2 Por lo tanto, la función traza sísmica en el espacio complejo es:

Allí el fasor avanza en el tiempo t, cambiando continuamente su frecuencia, su amplitud A y su fase γ, describiendo una suerte de tirabuzón donde la traza efectivamente registrada f(t) pertenece al plano real y su correlato en el plano imaginario da la serie en cuadratura fc(t). El proceso de generación de los datos imaginarios a partir de los reales se realiza mediante la Transformada de

Hilbert (desarrollada para funciones holomorfas por el

prusiano oriental David Hilbert en 1905), que es un operador lineal que toma una función real s(t), la convoluciona con una respuesta impulsiva h(t)=1/πt y genera una función H(s)(t) en el mismo dominio (t):

considerando la integral como el valor principal (lo que evita la singularidad t = ττττ)

Se obtiene entonces la traza imaginaria H(s)(t), lo que permite describir la función compleja de la señal.

Así, el fasor desplegado en el espacio complejo posibilita obtener relaciones que de otro modo no serían evidentes, como: -Envolvente de las amplitudes, A, en el espacio complejo (reflection strenght). -Fase instantánea, γ(t), es decir la posición angular del fasor en los instantes muestreados. -Polaridad aparente, resultante de dar al fasor un valor positivo o negativo.


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-Fase promedio, esto es, el promedio angular (de –π a +π) para una ventana temporal definida. -Frecuencia instantánea, dγ(t)/dt, esto es, la velocidad de cambio de la fase en función del tiempo. -Frecuencia promedio, para una dada ventana de tiempo. -Otros, como Coseno de Fase, Derivada de Frecuencia, Cociente de Amplitudes, etc.

Intrusión cóncava en la Cuenca Austral, Santa Cruz, desplegada con cuatro atributos de la traza sísmica:

arriba, secciones en amplitud normal y frecuencia instantánea; abajo, envolvente de la amplitud y fase instantánea


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Las variaciones de frecuencia observadas con atributos de traza compleja pueden dar información más o menos equivalente a la que se puede obtener con los atributos más convencionales explicados antes. Los atributos de fase y de polaridad instantánea son útiles para el seguimiento de rasgos estratigráficos o en general geometrías de las capas o su interrupción por emplazamientos geológicos diversos, sin importar las variaciones de amplitud o frecuencia. Ahora bien, como se mencionó, las variaciones de amplitud son el rasgo más evidente de la sísmica. Pueden mapearse en forma convencional pero se consigue resaltarlas más cuando se recurre a un atributo de traza compleja como la envolvente de la amplitud. Las amplitudes anómalas (o manchas brillantes en sentido amplio) indicarán fuertes contrastes de impedancia acústica y pueden deberse a mantos de carbón, rocas intrusivas, calizas masivas y muchos otros etcéteras. Así como también pueden deberse a la resonancia sísmica en capas que se acuñan (como en la figura a la derecha). Pero, inversamente, también hay amplitudes anómalas originadas por un muy bajo contraste local de impedancias (manchas oscuras) y hay anomalías por cambio de fase lateral, debido a cambios geológicos diversos.

Sección vertical mostrando sintonía sísmica.

Respecto a los fluidos de la formación, las ANOMALÍAS DE AMPLITUD pueden ser tanto Manchas Brillantes como Manchas Oscuras o Cambios de Fase (Bright Spots, Dim Spots, Phase Changes), dependiendo de cómo la presencia de los distintos fluidos modifica la impedancia acústica de la roca reservorio. Un sumario y ejemplos de estos conceptos se ilustran seguidamente.


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ATRIBUTOS DE VELOCIDADES

Pueden calcularse a partir de datos de velocidad de procesamiento, usualmente del análisis de velocidades de la corrección dinámica, o menos habitualmente de una migración en profundidad (por trazado de rayos), caso este último que brinda valores mucho más confiables. Se pueden hacer cálculos de: -Velocidades medias (en rigor Vrmc) hasta sucesivos horizontes, -Velocidades interválicas, en ventanas temporales definidas, -Variaciones de velocidad respecto a las velocidades medias, y otros. Habitualmente se visualizan en secciones verticales, pero pueden visualizarse en secciones horizontales de sísmica 3D o interpolarse mapas a distintas profundidades de interés a partir de un mallado de sísmica 2D, como en la figura a la derecha. Los cambios de velocidad guardan relación con variaciones en la composición litológica, así como con la porosidad y tipos de fluidos (líquidos o gaseosos): -Rocas ígneas y metamórficas en general tienen más velocidad que las sedimentarias. Dentro de estas últimas, las carbonáticas y las evaporiticas suelen ser de mayor velocidad que las clásticas. Mineralogía, diagénesis y porosidad hacen variar estos valores. -Reservorios con mejor condición petrofísica (más porosos, más fisurados, con menor cantidad de matriz y cemento) suelen registrar velocidades más bajas. Los fluidos, cuanto menos densos, dan menores valores de velocidad sísmica. Las ANOMALÍAS DE VELOCIDAD (muy baja) permiten detectar Zonas Sobrepresionadas y Manchas Dulces (Sweet Spots), en este último caso debido a la presencia de gas. Esto último se ilustra en la siguiente figura, donde la sección de presión poral resulta de la conversión de los datos de velocidad en función de parámetros de relación velocidad/presión obtenidos desde datos de perfiles de pozo.


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INVERSIÓN DE TRAZAS

Es un postproceso que puede ser también considerado como un atributo especial de velocidades, o bien de impedancias acústicas. Resulta de un procesamiento por el cual se obtienen secciones o volúmenes sísmicos cuyas trazas se han invertido a través de una secuencia de pasos -véase a la derecha- grosso modo opuesta a la de un sismograma (sintético en computadora o real en subsuelo). Así, se obtienen pseudoimpedancias o, si se cuenta con un perfil de densidades de pozo, entonces se pueden llegar a generar pseudosónicos. En ciertos casos de litologías más o menos homogéneas se puede asumir densidad constante o bien proporcional a la velocidad: la ya vista fórmula de Gardner, donde δδδδ = a.Vb .

A cada perfil así obtenido se le debe adicionar una componente de baja frecuencia (hasta 5 u 8 Hz, como se ve en la figura a la izquierda) extraída de perfiles acústicos reales y se lo debe cotejar con estos mismos perfiles acústicos de pozo en una versión filtrada a frecuencias máximas del rango de la sísmica (hasta 40, 60 u 80 Hz, según sea el caso). De ese cotejo surgirán ajustes al proceso hasta lograr resultados similares a los reales de los pozos del área de trabajo. Una inversión de traza se puede hacer en forma rápida a partir de la sísmica procesada convencionalmente, pero es preferible hacerla partiendo de sísmica procesada en Verdadera Amplitud para que los resultados sean más reales y, sobre todo, las impedancias o velocidades obtenidas guarden una mejor variación relativa a distintas profundidades.


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A la izquierda se ilustran trazas magnificadas, coloreadas según los valores de velocidad. Al centro una sección de pseudoimpedancias del suroeste de la cuenca Golfo San Jorge (con acústicos de pozos) y a la derecha un ejemplo de Perú donde se compara la sección sísmica invertida (arriba) con la versión normal.

La figura a la derecha corresponde a una inversión en 3D.

También puede hacerse el trabajo mediante una técnica geoestadística que procura mejorar la definición de capas delgadas mediante una correlación estadística con datos de pozos. Y existe un proceso en base a redes neurales que logra el mejor ajuste con los verdaderos datos de pozo.

PROCESOS ESPECIALES

Se incluye en este rubro una amplia variedad de procesamientos del conjunto de las trazas sísmicas, de los mapas resultantes de su interpretación y hasta de perfiles de pozo vinculados a la sísmica.

MODELADO SÍSMICO

Es básicamente una técnica de interpretación de la información sísmica, fabricando la mejor imitación posible. El modelado más básico es el sismograma sintético de pozo: una sola traza. El procedimiento consiste en realizar el modelo geológico de capas (con sus buzamientos, fallas, etc.) que interpretamos como más probable en el subsuelo, al que se asigna valores de velocidad y densidad en función del mejor conocimiento disponible. Este modelo es iluminado mediante un programa de trazado de rayos, con una ondícula elegida, a fin de generar secciones sísmicas sintéticas que habremos de comparar con la información real procesada. De hecho, hemos presentado ya muchos ejemplos de sísmica modelada: en la página 4, referido a una mancha brillante, en el Tema 15 (pag. 14 y 17), en el Tema 16 (pag. 5, 6 y 12) y, naturalmente, los varios sismogramas sintéticos del Tema 16. También se pueden simular cubos sísmicos, ya sea para modelado de sísmica tridimensional de pozo o bien de superficie, aunque se hace menos habitualmente que en 2D debido a su mucho mayor tiempo de proceso. En cualquier caso, el modelo se irá ajustando sucesivamente hasta lograr la mayor similitud posible con la sísmica verdadera, instancia en la que podremos considerar probable -nunca totalmente segura- la interpretación aproximada a través del modelado sísmico.


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Acá puede verse el modelado de la intrusión de la cuenca Austral, con dos salidas, con o sin filtro de velocidad.

CUBOS DE VARIANZA

Llamados también cubos de coherencia o semblanza fueron ideados en los Estados Unidos por Bahorich y Farmer en 1996. Sólo son posibles en sísmica 3D, como resultado de la aplicación de algún algoritmo de estimación de similitud entre trazas sucesivas, mediante una ventana temporal fija, para finalmente obtener un volumen sísmico en el que podemos desplegar las secciones horizontales a fin de visualizar las variaciones laterales producidas por rasgos estructurales o a veces también estratigráficos. Las magnitudes estadísticas más comúnmente calculadas para su construcción son la varianza y la semblanza. La Varianza es la medida del ancho de la probabilidad de distribución de una variable muestreada al azar -mientras que la covarianza involucra más de una variable-, y resulta de hacer el cuadrado de la Desviación Normal o Standard (σσσσ). De manera que:

_ donde G es la media de la distribución para N muestras considerando en este caso 2 trazas, una de las cuales es la Gk, centradas a un tiempo t con una ventana de búsqueda de + d. El resultado varía entre 0 (total similitud) y 1 (máxima varianza). La Semblanza (S) es una medida de coherencia:

donde el coeficiente está calculado para N muestras a lo largo de las trazas Gk y Hk centradas a un tiempo t con una ventana de búsqueda de + d. El resultado varía entre 0 (máxima diferencia) y 1 (perfecta semblanza)


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La presentación más habitual es la de blanco (buena continuidad), grises (regular) y negro (discontinuidad), aunque puede recurrirse a diversas escalas cromáticas. A la derecha una sección horizontal de un cubo de coherencia en el flanco norte de la cuenca Golfo San Jorge (Chubut), con indicación de la nomenclatura de fallas, que se ven definidamente en negro.

CUBOS Y MAPAS DE BUZAMIENTO Y AZIMUT

En sísmica tridimensional, de forma análoga a los cubos de varianza, se puede obtener cubos con información de buzamiento y azimut de las capas, los que resultan de un algoritmo de cálculo que compara trazas sucesivas utilizando una ventana temporal con un ángulo de búsqueda. También pueden calcularse directamente a partir de mapas isócronos previamente elaborados desde sísmica 2D ó 3D. En este caso se calcula por derivación, que permite obtener los gradientes, desde donde surgen los mapas de inclinación real (ángulo y azimut de máximos gradientes, como en la figura a la derecha) o eventualmente de rumbos estratigráficos (direcciones de gradiente nulo). Obviamente estos procesamientos facilitan luego la interpretación estructural, tectosedimentaria y de geometrías secuenciales.

MAPAS RESIDUALES Y REGIONALES

Se los computa en forma similar a otros métodos geofísicos, como hemos visto en los métodos potenciales. En este caso se parte de mapas isócronos, sobre los que se aplica el algoritmo elegido (Griffin, Derivada Segunda, Fourier, Continuación) o incluso una técnica manual, para distinguir mejor los efectos superficiales de otros profundos. También pueden trabajarse las componentes regional y residual sobre secciones verticales. A la derecha un ejemplo a partir de un mapeo en sísmica tridimensional.


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MÉTODOS GEOESTADÍSTICOS

Daniel Krige desarrolló en Sudáfrica (yacimiento minero de Witwatersrand) en la década de 1950 un método de mapeo que se conoce como Kriging , luego perfeccionado por Georges Matheron en Francia durante la década siguiente. En él se estima estadísticamente la ubicación de una magnitud variable en función de su variabilidad geográfica, por lo que constituye un procedimiento muy empleado de mapeo. Ahora bien, si se establece la correlación estadística entre dos magnitudes variables, que puede visualizarse en diagramas de interrelación (crossplots), entonces puede vincularse esta relación con la variable geográfica, lo que se denomina Cokriging . Los métodos geoestadísticos, cuando aplicados a sísmica, vinculan alguna variable sísmica (amplitud de pico o valle, espesor entre cruces por cero, frecuencia instantánea o cualquiera otra) con alguna variable geológica, petrolera, minera, etc. (espesor de reservorio, porosidad, producción del intervalo, relaciones litológicas u otra que sea de interés). Es muy conveniente disponer de algunos datos completos de pozos que deliberadamente no se incluyan en el proceso geoestadístico, para luego poder utilizarlos como un control de calidad. La visualización areal de tales magnitudes estimadas, así como su error probable, pueden ser de gran utilidad para estudios geocientíficos, localización de futuros sondeos u otras aplicaciones. Un ejemplo específico es el de inversión geoestadística de trazas, donde los datos de pozo permiten obtener trazas con el doble de resolución vertical que la que se cosecha de campo. En este caso los datos puntuales efectivamente registrados en pozos son acústicos ajustados por prueba de velocidad, o bien perfiles sísmicos verticales con elevado registro de frecuencias. Y los datos disponibles en todas partes son las trazas, con menores frecuencias. Naturalmente, el producto final ha de estar sujeto a verificación para descartar posibles resultados ficticios. Las siguientes figuras (del flanco Norte de la cuenca Golfo San Jorge) muestran la semejanza general que existe entre la distribución de arenas de una secuencia, resultante de la interpolación de datos de pozos (sin control sísmico) y el mapeo de la envolvente de las amplitudes, que dada la resolución sísmica, en verdad puede involucrar más de una secuencia. Estas semejanzas se verifican mediante distintos gráficos de interrelación entre variables geológicas (en abscisas) y sísmicas (en ordenadas), como los abajo ilustrados y muchos otros.


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Abajo vemos mapas de porosidades resultantes de un procesamiento geoestadístico, en los que se aprecia la variación significativa que ocurre en los resultados dependiendo de la orientación preferencial y la distancia de correlación impuestos al algoritmo, así como el número de datos (pozos) involucrados.

REDES NEURALES

Se trata de programas que poseen una configuración tipo red de entrenamiento, utilizados en muy variados campos, surgidos en los Estados Unidos a partir del concepto original de Pitts y McCulloch (1943) y sus aplicaciones propuestas por John Hopfield (1982) y otros. En el caso de la sísmica de reflexión, se vincula los datos sísmicos con otros datos geofísicos, geológicos o de pozos para generar sintéticamente cierto tipo de información a partir de aquellos datos efectivamente registrados. Para esto se debe generar un aprendizaje en algunos sitios donde sí se ha registrado ese tipo de información más los mismos datos extra que fueron efectivamente registrados. Pueden, por ejemplo, generarse perfiles acústicos a partir de otros perfiles (resistividad, potencial espontáneo, etc.) si en la zona existen otros pozos donde se dispone de los acústicos junto a los otros perfiles para efectuar en ellos el aprendizaje del programa, como se ejemplifica en la siguiente figura.


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Aprender o entrenar una red significa aproximar por iteraciones sucesivas un algoritmo de cálculo que produce como resultado, en este caso, un acústico a partir de datos de otros perfiles. El algoritmo tendrá en cuenta la variación de una magnitud respecto a las otras, que irá cambiando con la profundidad (z) y con la posición geográfica (x, y). Para controlar la calidad del proceso debe reservarse siempre al menos un pozo donde se cuenta con todos los datos sin que entre en el proceso neural, para así poder controlar el grado de certeza de tal

aprendizaje, una vez concluído.

Otro ejemplo es la generación de secciones o cubos sísmicos de porosidad, en este caso mediante la interacción de trazas invertidas (pseudosónicos) con información de porosidad registrada en distintos pozos dentro del área en estudio, tal como se esquematiza a la izquierda. La red neural generará entonces un aprendizaje en el que virtualmente se obtendrá un pozo con datos de porosidad en cada lugar donde exista una traza sísmica, obviamente dentro del rango de resolución que ésta habilite.

MÉTODO A.V.O. (Amplitud Versus Oblicuidad, Amplitude Versus Offset)

Ideado por el estadounidense Bill Ostrander (1982) es un procesamiento especial que requiere volver a las familias de trazas de PCP antes del apilamiento en aquellos lugares donde las anomalías de amplitud sugieran la posible presencia de reservorios con hidrocarburos, sobre todo gas. A la profundidad del objetivo se visualiza la variación de amplitud con la oblicuidad de los rayos o, lo que es lo mismo, con el apartamiento de la fuente al grupo receptor para cada sismograma. Esto es algo que en realidad ocurre siempre, tal como hemos visto en el Tema 11: las fórmulas de Zoeppritz o la aproximación de Hiltermann proveen los verdaderos valores del coeficiente de reflexión para los distintos ángulos considerados que se apartan de la vertical. Pero en presencia de fluidos, sobre todo gas, el coeficiente de reflexión aumenta a medida que el ángulo de incidencia va siendo menos perpendicular a la interfaz entre el reservorio y las rocas impermeables que le supra e infrayacen, en una magnitud que en la práctica prospectiva es sólo visible para hidrocarburos ligeros dentro del rango de los ángulos de las reflexiones sísmicas cosechadas (usualmente hasta unos 30º). Existe en estos casos un efecto de amortiguamiento que se reduce con la oblicuidad del rebote y que es más notable en el caso de los fluidos de formación menos densos. Es decir, la amplitud aumenta sensiblemente con la oblicuidad cuando hay gas o, a veces también, con petróleos livianos tipo condensado, como se ilustra seguidamente.


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Suelen hacerse procesamientos separados con apilamiento y migración sólo de las trazas cercanas (near offset) y por otro lado de las trazas lejanas (far offset) de mayor oblicuidad, para poder sacar conclusiones comparando ambas secciones o cubos sísmicos. Esto puede verse a continuación, donde, entre otras, se resalta una fuerte amplitud diferenciada en el sector inferior derecho de la sección sísmica de mayor oblicuidad.

Una variante es el método AVA (Amplitud Versus Azimut) aplicable en medios anisótropos donde las amplitudes varían con el azimut de los registros. CUESTIONARIO BÁSICO:

- ¿Qué son los atributos sísmicos y cuál es el más básico?

- ¿Cómo y para qué se calculan los atributos de frecuencia?

- ¿Cómo se obtienen los atributos de traza compleja?

- ¿Para qué pueden servir la envolvente de amplitud, la polaridad aparente y la fase y frecuencia instantáneas?

- Explicar las manchas brillantes, las oscuras y los cambios de fase.

- ¿Qué aplicaciones tienen los atributos de velocidad?.

- Señalar las etapas en un proceso de inversión de trazas.

- ¿Qué es un modelado sísmico?

- ¿Qué aplicaciones tiene el cubo de coherencia?

- Definir mapas de buzamiento y azimut, así como residuales y regionales: ¿cuál es la utilidad de cada uno?

- Explicar en qué consiste la geoestadística mediante sísmica.

- ¿Para qué pueden emplearse las redes neurales en sísmica?

- ¿En qué se fundamenta el método AVO y qué aplicación principal tiene?

BIBLIOGRAFÍA

- Bocaccio P. y otros, 1996. Apuntes de Sísmología y Sismica (p.1-36). Yacimientos Petrolíferos Fiscales.

- Brown A., 1991. Interpretation of Three Dimensional Seismic Data. Society of Exploration Geophysicists.

- Sheriff, R., 1991. Encyclopedic Dictionary of Exploration Geophysics. Society of Exploration Geophysicists.

- Sheriff, R., 1985. Geophysical Exploration and Interpretation. Society of Exploration Geophysicists.

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