La microsismicidad generada en procesos de producción de hidrocarburos permite investigar as-pectos del proceso sísmico y de estructuras y procesos relevantes a la producción misma, aprove-chando las particulares condiciones dadas por la intervención controlada del macizo rocoso, esfor-zado con fluidos. En una cuenca petrolera tectónicamente activa determinamos parámetros de ani-sotropía sísmica y a partir de estos inferimos la dirección del esfuerzo horizontal máximo 1 = 144º, coincidente con datos regionales reportados a partir de mediciones geodésicas, sismológicas y de pozos; en total logramos modelar tres direcciones de fracturas (azimuts de 144º, 60º y 22º); las dos primeras coinciden con las direcciones de fractura principales relacionadas con plegamien-to, conocidas a partir de estudios de núcleos y sondeos de perforación. Encontramos tres estructu-ras anisotrópicas, diferenciadas a partir de tiempos de recorrido fuente-estación, la mas profunda con fracturas de los tres tipos identificados, una segunda intermedia y la menos profunda con sólo fracturas de 144º. Identificamos el fenómeno de eventos repetidores, que permiten reducir las in-certidumbres inherentes de localización hipocentral e identificar segmentos específicos de estruc-turas activas, así como monitorear con alta resolución cambios en las estructuras conductoras a través del tiempo.

Palabras claves: anisotropía sísmica, inyección, repetidores

Microseismicity generated by hydrocarbon production processes allow to investigate aspects of the seismic process and of structures and processes relevant to the production itself, taking advantage of the unique conditions created by the controlled intervention of the rock mass, stressed by fluids. In a tectonically active hydrocarbon basin we determined anisotropy parameters and from these we inferred the principal horizontal stress direction 1 = 144º, which coincides well with regional data reported from geodetic, seismic and borehole data; in total we modeled three fracture directions (azimuths 144º, 60º and 22º); the first two coincide with main fracture directions associated with folding, known from core and borehole measurements. We found three anisotropic structures, dis-tinguished with their corresponding travel times (from S-P times); the deepest one shows all three fracture directions and the intermediate and shallower ones only fractures at 144º. We identified the occurrence of repeaters, which allow to reduce the uncertainties inherent to inversions for source location and to discern specific segments of active fracture segments, as well as monitoring with high-resolution changes in the flow paths over time.

Keywords: seismic anisotropy, injection, repeaters