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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
CARACTERIZAÇÃO DE UM RESERVATÓRIO DE HIDROCARBONETOS USANDO MODELAGEM SÍSMICA 2D
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
LEONARDO MOURA DA SILVA
Niterói, 2011
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
LEONARDO MOURA DA SILVA
CARACTERIZAÇÃO DE UM RESERVATÓRIO DE HIDROCARBONETOS USANDO MODELAGEM SÍSMICA 2D
Monografia apresentada ao Curso de
Engenharia de Petróleo da Universidade
Federal Fluminense, como requisito
parcial para a obtenção do título de
Engenheiro de Petróleo
Orientador: Rogério de Araujo Santos
Niterói
2011
iii
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho a:
Minha Avó Myrian Soares Moura (In memorian), pela alegria que estaria sentindo neste
momento, requiescat in pace.
Minha Tia Regina Lúcia Soares Moura (In memorian), pelo incentivo e ensinamentos,
requiescat in pace.
iv
AGRADECIMENTOS
-Agradeço a Deus pela oportunidade de estudos e pela família que tenho.
-A minha esposa Mariani pela paciência, e por estar sempre ao meu lado me apoiando em
qualquer situação, sendo peça fundamental no meu sucesso.
-Ao meu pai e minha mãe pelo apoio nos momentos indecisos de minha vida.
-Ao meu orientador Rogério de Araújo Santos pela dedicação, incentivo e à minha
especialização profissional.
-A professora Eliane da Costa Alves pelas dicas e correções para a monografia
-A Petrobras pela oportunidade de experiência profissional e pelos recursos usados na
monografia.
-Ao pessoal da Inter-Tec/EPD/PRR, pela paciência, amizade e ensinamentos.
-Ao meu Co-orientador Kleber Pádua da Petrobras, pelas idéias usadas na monografia.
-A empresa Schlumberger e seus colaboradores que ajudaram no trabalho.
-Ao meu amigo Gustavo Vasconcellos da Petrobras pela paciência, idéias e dedicação ao
meu trabalho.
-Ao meu amigo João Muniz da empresa Norsar pela dedicação e apoio a modelagem
sísmica.
-A empresa Paradigm e seus colaboradores que me ajudaram na manipulação dos dados
sísmicos iniciais através do software SeisEarth.
-Ao Governo do Brasil, Ministério da Educação e Universidade Federal Fluminense pela
minha formação profissional e pela excelente qualidade da instituição na qual estudei e me
formei cidadão.
v
‘Nunca Serão’
(Capitão Nascimento)
vi
RESUMO
Métodos sísmicos, modelagem geológica e caracterização de reservatório são conceitos de
vital importância na indústria petrolífera, e têm se desenvolvido muito rapidamente com o
passar dos anos, trazendo um incremento tecnológico plenamente absorvido pelas
empresas e instituições da área. Entender como são gerados modelos geológicos a partir de
dados sísmicos e de poços, descrever determinado processo de caracterização e identificar
de forma acurada estruturas importantes no reservatório são objetivos fundamentais para
otimizar a produção dos campos.
A caracterização subordinada a atributos sísmicos tem sido feita de forma cada vez mais
eficiente, e tem gerado resultados muito além do que era idealizado há alguns anos atrás.
Este trabalho propõe uma análise sísmica de um modelo geológico sintético construído
dentro do escopo da monografia através do software Petrel ® da empresa Schlumberger,
onde principal objetivo é verificar a resposta sísmica do modelo geológico, o que leva
conseqüentemente o leitor a conhecer todas as etapas da modelagem geológica e o fluxo
de trabalho usado em uma empresa de exploração de reservatório.
A análise sísmica é feita através da simulação de uma aquisição sísmica marinha pelo
método ‘Wave Front Construction’ e ‘Ray Tracing’ inerentes ao software Norsar-3D da
empresa Norsar. O Software Norsar-3D é usado em toda a análise sísmica e gerou como
resultados principais o sismograma sintético do modelo geológico e estudos de iluminação
sísmica de superfícies do modelo geológico.
Desta forma é de grande importância a abordagem do tema devido aos poucos trabalhos
relacionados e a grande utilidade para empresas de exploração de petróleo que usam a
modelagem geológica.
PALAVRAS-CHAVE
Sísmica de reservatórios; Caracterização de reservatórios; Aquisição sísmica.
vii
ABSTRACT
Seismic, geological modeling and reservoir characterization concepts are vital in the oil
industry, and have developed very rapidly over the years, bringing an increase in technology
fully absorbed by oil companies. Understanding how geological models are generated from
seismic data and wells, describe a given process characterization and accurately identify
important structures in the reservoir are key objectives to optimize production from the fields.
Characterization to seismic attributes subject has been made ever more efficient, and has
produced results far beyond what was envisioned a few years ago.
This paper proposes a seismic analysis of a synthetic geological model constructed within
the scope of this paper through software Petrel® of Schlumberger company, which main
paper objective is to verify the seismic response of the geological model, which consequently
leads the reader to know all the steps of geological modeling and workflow used in an
exploration company reservoir.
The seismic analysis is done by simulating a marine seismic acquisition method Wave Front
Construction and Ray Tracing inherent in the software company's 3D Norse-Norse. The
Norse-3D software is used throughout the seismic analysis and generated as a result the
main synthetic seismogram model geological studies and seismic lighting geological model
surfaces.
Thus it is very important to approach the subject because of the few work related and very
useful for companies that use Petroleum Exploration geological modeling.
viii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Animação de uma propagação de onda em subsuperfície........................ 5
Figura 2. Exemplo de seção sísmica de reflexão 2D................................................ 7
Figura 3. Esquemas de aquisição com diversos tipos de azimutes......................... 11
Figura 4. Etapas do processamento sísmico............................................................ 13
Figura 5. Propagação de frente de onda.................................................................. 14
Figura 6. Modelo de uma reflexão no refletor plano a uma profundidade H............. 18
Figura 7. Esquema mostrando 4 famílias CMP, os registros de tempo de cada
uma delas, os traços após a correção NMO e empilhamento e a seção no
domínio do tempo.....................................................................................................
19
Figura 8. Deconvolução do traço sísmico................................................................ 21
Figura 9. Exemplo de mapa de contorno estrutural da faixa costeira Recife-Natal,
com exemplos de falhas presentes na região e exemplos de sub-bacias.....
25
Figura 10. Exemplo de um mapa de isópacas......................................................... 26
Figura 11. Diferença entre pulsos de 20 Hz e 50 Hz................................................ 28
Figura 12. Exemplo de sismograma sintético........................................................... 29
Figura 13. Exemplo de variações laterais em uma modelagem sísmica.................. 30
Figura 14. Exemplo de resposta sísmica de corpos areníticos................................. 30
Figura 15. Exemplo de perfil de gamma ray............................................................. 33
Figura 16. Exemplo de amostra de poço.................................................................. 35
ix
Figura 17. Exemplo de um diagrama de cerca com fluxos de fluidos principais...... 37
Figura 18. Mapa de distribuição de fácies................................................................ 45
Figura 19. a) Exemplo de um canal seguido de um lobo; b) e c) Exemplo de
materiais depositados nos ambientes fluviais...........................................................
48
Figura 20. Croqui da concepcão do modelo geológico............................................. 49
Figura 21. Exemplo de contraste de propriedades em uma interface localizada..... 50
Figura 22. Exemplo de perfil sônico usado para determinar DT............................... 51
Figura 23. Dados correspondentes às zonas entre os horizontes............................ 52
Figura 24. modelo com o perfil de um poço.............................................................. 53
Figura 25. Vista superior do modelo usado neste trabalho no ambiente Petrel®..... 53
Figura 26. modelo com topo em verde e base em azul............................................ 54
Figura 27. Propagação de uma frente de onda usado neste trabalho...................... 55
Figura 28. Avanço da aquisição sísmica................................................................... 55
Figura 29. Malha de aquisição usada na modelagem sísmica................................. 56
Figura 30. Modelo geológico no ambiente Norsar-3D ®........................................... 57
Figura 31. Vista tridimensional do modelo geológico, no Norsar 3D, com malha de
aquisição e traçamento de raios...............................................................................
57
Figura 32. Sismograma sintético Pré-Stack interpretado do modelo............................ 58
x
Figura 33. Sismograma sintético em tempo do modelo geológico usado neste
trabalho.....................................................................................................................
59
Figura 34. Sismograma sintético em tempo do modelo geológico usado neste
trabalho.....................................................................................................................
60
Figura 35. Sismograma sintético em tempo do modelo geológico usado neste
trabalho.....................................................................................................................
61
Figura 36. Mapa de iluminação da cobertura sísmica.............................................. 63
Figura 37. Diagrama de roseta do máximo offset do modelo geológico.................. 64
xi
LISTA DE TABELAS
Tabela 1. Valores médios do perfil sônico, densidade e velocidade compressional
Obtidos do perfil........................................................................................................... 52
xii
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO...................................................................................................... 1
2. OBJETIVO............................................................................................................ 3
3. ASPECTOS DO MODELO.................................................................................... 4
4. BASE CONCEITUAL............................................................................................ 5
4.1. Sísmica de reservatório..................................................................................... 5
4.2. Aquisição sísmica.............................................................................................. 6
4.2.1. Levantamento sísmico.................................................................................... 8
4.2.2. Aquisição sísmica convencional..................................................................... 8
4.2.2.1 Fontes sísmicas............................................................................................ 8
4.2.2.2. Arranjo de fontes.......................................................................................... 9
4.2.2.3. Parâmetros de aquisição............................................................................. 9
4.2.3. Ocean botton cable (OBC) ............................................................................. 10
4.2.4. Aquisição com grandes azimutes................................................................... 11
4.3. Processamento sísmico..................................................................................... 12
4.3.1. Geometria de aquisição.................................................................................. 13
4.3.2. Divergência esférica........................................................................................ 14
4.3.3. Filtragem de freqüência.................................................................................. 15
4.3.4. Técnica CMP (Common - Mid Point) de levantamento sísmico...................... 16
4.3.5. Silenciamento (Mute) ..................................................................................... 17
4.3.6. Correção NMO (Normal move out) ................................................................ 17
4.3.7. Análise de velocidade..................................................................................... 19
4.3.8. Convolução..................................................................................................... 20
4.3.9. Deconvolução................................................................................................. 20
4.3.10. Empilhamento de traços sísmicos (Stack).................................................... 21 4.3.11. Migração sísmica.......................................................................................... 22
4.4. Caracterização de reservatório.......................................................................... 22
4.4.1. Propriedades petrofísicas das rochas reservatório......................................... 23
4.4.2. Estrutura geológica de um reservatório.......................................................... 25
4.4.3. Geometria do reservatório e padrões de espessura....................................... 27
4.4.4. Arquitetura estrutural do reservatório.............................................................. 28
4.4.5. Estratigrafia sísmica........................................................................................ 28
4.4.6. Análise da amplitude sísmica na caracterização de reservatório................... 31
4.4.7. Impedância acústica....................................................................................... 31
4.4.8. Uso de dados de cascalhos de poços na caracterização de um reservatório 32
xiii
4.4.9. Uso de perfis de poços................................................................................... 32
4.4.10. Uso de testemunhos do poço....................................................................... 34
4.4.11. Ferramentas para o estudo de sistemas porosos da rocha.......................... 37
4.4.12. Caracterização petrofísica............................................................................ 38
4.4.12.1. Porosidade................................................................................................. 38
4.4.12.2. Permeabilidade.......................................................................................... 40
4.4.12.3. Distribuição do tamanho dos poros............................................................ 41
4.4.12.4. Interações rocha-fluido............................................................................... 42
4.4.12.5. Molhabilidade da rocha reservatório.......................................................... 42
4.4.12.6. Pressão capilar e saturação de fluidos...................................................... 43
4.4.12.7. Permeabilidade relativa.............................................................................. 43
4.4.13. Distribuição de fácies e conceito de unidades de fluxos............................... 44
4.4.14. Desempenho de pressão e de produção...................................................... 45
4.4.15. Uso de testes de poços e registro de produção............................................ 46
4.4.16. Quantificação de dados descritivos do reservatório e efeitos de
heterogeneidades...................................................................................................... 47
5. METODOLOGIA................................................................................................... 48
5.1. Concepção do modelo geológico....................................................................... 48
5.2. Construção do modelo geológico....................................................................... 50
5.2.1. Uso dos dados de poço.................................................................................. 50
5.2.2. Caracterização do modelo geológico.............................................................. 52
5.3. Modelagem sísmica........................................................................................... 54
5.3.1. Definição dos parâmetros e geometria de aquisição...................................... 55
5.3.2. Entrada do modelo.......................................................................................... 57
5.3.3. Geração dos sismogramas sintéticos............................................................. 58
5.4. Estudo de iluminação......................................................................................... 62
5.5. Geração do diagrama de roseta........................................................................ 62
6. CONCLUSÃO....................................................................................................... 65
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................................... 66
1
1. INTRODUÇÃO
Com a atual corrida aos campos de petróleo em que os reservatórios são cada vez mais
profundos e em lâminas d’água ultra profundas, todo o processo de modelagem de um
reservatório se torna cada vez mais importante, pois a otimização da produção dos
reservatórios dependem profundamente de como o modelo é gerado desde a aquisição
sísmica, passando pela modelagem geológica até os modelos de simulação de
reservatórios.
Planejamento e desenvolvimento otimizados para produção de um reservatório, em conjunto
com uma correta previsão de desempenho de cada campo têm impactos diretos e
importantes na viabilidade dos projetos de explotação. Para que esse planejamento seja
feito da forma mais eficaz, empresas de petróleo estudam detalhadamente o reservatório
através de modelos, correlações de dados em diferentes escalas e simulações de fluxos.
modelos gerados nos estudos de um reservatório, embora muito úteis, ainda sim
representam uma aproximação de uma estrutura geológica complexa, inacessível e
desconhecida, como se apresentam os sistemas petrolíferos de subsuperfície. Os principais
problemas e os fatores cruciais para a elaboração de modelos precisos são a obtenção do
conhecimento e o domínio dos parâmetros de reservatórios de Hidrocarboneto por meio da
aquisição de dados geofísicos e geológicos.
Grandes partes dos parâmetros que precisam ser conhecidos para uma correta
aproximação do modelo real de uma acumulação são de caráter estrutural, que determinam
o posicionamento, as medidas, o sistema de falhas geológicas e toda a arquitetura da
estrutura do reservatório (mapas de espessura e profundidade das estruturas, falhas, etc.).
Parâmetros da estrutura interna do reservatório incluem sua estratigrafia, que é a descrição,
mapeamento e unitizacão de todas as camadas e corpos rochosos que formam a crosta da
Terra, também são usados parâmetros petrofísicos, que são propriedades físicas e químicas
que descrevem a ocorrência e comportamento de rochas (porosidade, permeabilidade,
pressão capilar, saturação) e parâmetros que definem os contatos dos fluidos e as
propriedades termodinâmicas dos fluidos.
Definir todos esses parâmetros é uma tarefa altamente complexa e subjetiva, pois os dados
disponíveis são acessados apenas de forma parcial e indireta devido ao reduzido número de
poços que são a única forma de medida direta de uma propriedade, e que mesmo assim
representam apenas pontos do sistema. A maioria deles não são obtidos diretamente, mas
inferidos e correlacionados a partir de outras medidas existentes como, por exemplo, a
2
resistividade, a radioatividade e a pressão dos reservatórios. Nos últimos anos, tem-se
observado considerável evolução das técnicas de aquisição de dados e modelagem
geológica, função do grande número de novas patentes, técnicas e ferramentas, além da
capacidade de se registrar novos parâmetros físicos relacionáveis às propriedades básicas
de uma acumulação de hidrocarbonetos.
Um método geofísico desenvolvido na década de 1970 e que tem auxiliado de maneira
significativa todo o processo de modelagem e caracterização de reservatório é a sísmica 3D.
Por meio dessa técnica, foi possível observar uma imensa mudança conceitual no que diz
respeito à modelagem estrutural de um reservatório, bem como o acesso à distribuição de
propriedades petrofísicas importantes. Foi nessa época que a bacia de Campos se afirmou
com novas descobertas devidas, em grande parte, à sísmica 3D. De acordo com a história
da exploração brasileira de petróleo, foi nesse período que a qualidade dos dados sísmicos
melhorou consideravelmente e se anteciparam soluções para a produção em lâminas d'água
cada vez maiores.
O segundo choque do petróleo fez com que jazidas em águas mais profundas e marginais
em terra se tornassem economicamente viáveis e, assim, aconteceram os recordes de
investimentos, resultando em mais descobertas e acréscimo substancial das reservas e da
produção. Com a crescente informatização da Petrobrás, ganhou força a idéia de fortalecer
o processamento sísmico, inclusive com a compra de computadores cada vez mais
potentes. Os primeiros levantamentos de sísmica 3D revolucionaram e aceleraram a
exploração no mar e navios de posicionamento dinâmico facilitaram o avanço para as águas
profundas. Nesta fase, foram perfurados pela Petrobrás 885 poços em terra e 750 no mar.
Como resultados foram realizados importantes descobertas no total de 148 acumulações de
óleo e gás, 98 em terra e 50 no mar. Com considerável contribuição do processamento e da
modelagem sísmica, ao final de 1984, as reservas totais brasileiras alcançavam 4,29 bilhões
de barris e a produção chegou a 488.400 barris por dia.
Confirmada a vocação produtora da Bacia de Campos, outras descobertas importantes
foram sendo realizadas nas suas águas profundas e, mais uma vez, a sísmica 3D e a
modelagem sísmica se afirmaram como ferramentas críticas, otimizando tempo e custos
operacionais, desde a descoberta até o desenvolvimento dos campos em lâminas de d’água
profundas. Desde 1980 empresas têm utilizado a sísmica 3D para se obter uma melhor
informação estrutural e têm alcançado grandes ganhos de produtividade em termos de
descobertas e gerenciamento dos reservatórios.
3
2. OBJETIVO
Esse trabalho é parte de um projeto que foi desenvolvido em conjunto com a Petrobras, e
seu objetivo final é a obtenção de modelos sísmicos através de modelos geométricos e
estudos de iluminação sísmica.
O presente estudo faz parte das etapas iniciais do projeto e o seu principal foco é a
obtenção de um sismograma sintético a partir de um modelo geométrico e geológico
construído pela equipe de geociências. Assim foi criado um modelo geométrico geológico
caracterizado através do software Petrel ® da Schlumberger, e através da ferramenta
Norsar 3D ® foi gerado um modelo sísmico.
Existem diversos fatores que geram erros na modelagem geométrica geológica e
modelagem sísmica e que influenciam na modelagem inversa, como a interferência humana
(interpretação), erros de processamento, erros de métodos, mudanças de aplicativos de
modelagem, mudanças de escalas, etc.
Esses erros não serão analisados aqui, devido à alta complexidade, onde possuem
implicações que devem ser objetos de estudos posteriores.
4
3. ASPECTOS DO MODELO
O modelo geológico gerado no Petrel ® com a principal função de servir como dado de
entrada para a modelagem sísmica. Em outras palavras, foi criado um modelo hipotético de
um reservatório e a partir dele foram geradas respostas sísmicas.
O modelo foi gerado da forma mais simples possível com o intuito de produzir um resultado
previsível e simples. Este modelo representa um canal com dois lobos, representando bem
um sistema deposicional em ambiente turbidítico, típico de ambientes deposicionais do
terciário da bacia de Campos.
A modelagem sísmica foi gerada na forma de sismogramas sintéticos, em tempo de
propagação, e em uma etapa bem primária, ou seja, antes da correção NMO, e em fase
Pré-Stack, para se verificar as refletividades sísmicas de topo e base desses reservatórios e
o poder de suas resoluções temporais.
5
4. BASE CONCEITUAL
4.1. Sísmica de reservatórios
Sísmica de reservatório é uma ciência em desenvolvimento tecnológico, comumente dividida
em três partes correlatas, segundo vários autores: aquisição, processamento dos dados,
que já começa na aquisição, e interpretação sísmica.
A aquisição de dados sísmicos pode ser realizada em ambiente terrestre (onshore), em
ambiente marinho (offshore) e de transição entre os dois e tem como principio a geração de
uma onda sísmica (wavelet) por uma fonte (explosivos, vibradores, Sparkers, Boomers,
etc.), na qual se propaga no interior da terra, modificando suas propriedades de acordo com
o meio de propagação.
Quando a onda encontra uma camada geológica (refletor), uma parte da energia da onda é
refletida e volta em direção aos receptores situados na superfície, enquanto a outra parte
continua a se propagar até encontrar outros refletores ou até ser completamente absorvida.
Na figura abaixo figura 1 é mostrado um exemplo de propagação de uma onda em
subsuperfície.
Figura 1. Animação de uma propagação de onda em subsuperfície.
Fonte: http://petroleumgeophysics.com/images/, acessado em 20/08/2011.
6
O sistema de recepção sísmica recebe e armazena dois tipos de informação provenientes
de subsuperfície. Uma parte muito útil ao estudo de reservatórios chamada de sinal sísmico
contém informações importantes sobre o reservatório, e os outros sinais, que são chamados
de ruídos, precisam ser removidos através do processamento para melhorar a qualidade da
seção sísmica final.
Nesse processamento os dados sísmicos passam por filtros para remover a influência de
alguns fatores externos, como ruídos do meio ambiente, ruídos dos equipamentos de
gravação e de fatores internos ao processo como as múltiplas.
Além disso, os dados, que estão no domínio do tempo, precisam ser convertidos para o
domínio de profundidade para compatibilizar à realidade física do problema geológico. Essa
conversão pode ser feita por métodos sísmicos de migração ou conversão tempo-
profundidade. Após a fase de processamento, os dados sísmicos devem mostrar apenas
informações sobre o subsolo, e podem assim ser interpretados.
São três os tipos de interpretações sísmicas: a de grande escala que identifica a seqüência
de deposição e permite localizar lugares com potencial exploratório, usado para a
identificação de uma oportunidade exploratória onde não existem dados de poços; a de
escala reduzida, que se concentra em zonas de alto potencial de presença de
hidrocarbonetos.
Ela sugere posições para perfuração de poços exploratórios com maior probabilidade de
sucesso. Finalmente, depois de uma descoberta, uma interpretação detalhada da zona
produtora, que visa extrair as fronteiras dos reservatórios, continuidade lateral, topos, bases
e existência de eventuais conectividades.
Para isto, o geocientista interpreta o sistema de deposição e procura elementos arquiteturais
característicos, usados para construir os modelos geológicos dos reservatórios, através de
aplicativos de geomodelagem, tais como o GoCad® e o Petrel®.
4.2. Aquisição sísmica
Existem muitos métodos indiretos de prospecção, muitos deles não são aplicáveis à
indústria do petróleo. Os métodos geofísicos podem ser classificados em invasivos
(empregam algum tipo de fonte de energia) e os não invasivos.
7
Invasivos:
sísmica de reflexão e refração;
Métodos elétricos e eletromagnéticos;
Georradar.
Não invasivos:
Métodos potenciais;
Magnético;
Gravitacional.
Métodos potencias estão entre as mais antigas ferramentas de prospecção. A Gravimetria é
um método que mede o campo gravitacional em pontos da terra, foi o primeiro método
amplamente empregado na indústria do petróleo.
Gravimetria e Magnetometria são usadas em mapeamentos regionais, e cobrem grandes
áreas e em qualquer ambiente, tanto offshore quanto onshore. A obtenção de dados
potenciais caracteriza-se pelo impacto ambiental quase nulo, principalmente quando
realizado por aeronaves.
A sísmica de reflexão é praticada em diversas formas nas quais se relacionam distribuição
espacial de fontes de energia e receptores ou sensores, podendo assim ser realizada em
qualquer tipo de ambiente. A sísmica de superfície é uma operação em que fontes e
receptores se localizam na superfície da terra ou do mar. Na sísmica de poços as fontes se
localizam na superfície e os receptores são distribuídos ao longo da profundidade dos
poços. Na figura 2 está um exemplo de uma seção sísmica 2D mostrando a Plataforma,
Talude e Sopé de um ambiente marinho.
Figura 2. Exemplo de seção sísmica de reflexão 2D. Fonte: Adaptado de Veeken (2007).
8
4.2.1. Levantamento Sísmico
Levantamento sísmico inicia-se com a geração de ondas elásticas, através de fontes
sísmicas (faixa de “0” a 400 Hz, usual de 10 a 100 Hz). Tais ondas se propagam no interior
da Terra, onde são refletidas e refratadas nas interfaces que separam rochas de diferentes
características petrofísicas, basicamente impedância acústicas. As ondas são captadas por
equipamentos de registro chamados de sismógrafos, a partir de sensores espalhados na
superfície do mar ou em terra.
O sinal sísmico gerado por uma fonte é registrado por sensores que devem estar
espalhados ao longo de linhas de registro. A cada grupo independente de sensores irá
corresponder um e somente um traço (canal) sísmico ou até 4 traços, se for uma aquisição
de 4 Canais.
Os sensores devem cobrir toda a área do levantamento sísmico ou serem espalhados
seqüencialmente em partes menores chamadas Lanços ativos.
Todos os sensores produzem dados digitais que devem ser enviados à unidade central do
sistema de registro. O sinal captado por cada um dos sensores (simples ou combinados) é
registrado em formato digital e necessita ser discretizado no tempo a uma determinada taxa
de amostragem (sempre a intervalos regulares de 4, 2 ou 1 ms).
O traço sísmico assim gerado, possui um determinado número (N) de amostras e compõe o
tempo total de registro, entre 6 s e 10 s, em razões de amostragem em torno de 1 a 4 ms.
Todas as freqüências do sinal que estejam acima de metade da freq. de amostragem
escolhida (1/∆t) estarão ausentes, conforme o teorema da amostragem e o critério de
Nyquist (f max < ½ ∆t).
4.2.2. Aquisição sísmica Convencional
4.2.2.1. Fontes sísmicas
A principal fonte de energia utilizada nas primeiras aquisições sísmicas em terra era a
dinamite, estendendo-se depois para o ambiente marinho, elas eram lançadas e detonadas
dentro da água. Posteriormente, por questões ambientais, a dinamite teve que ser
substituída por canhões de ar comprimido.
9
No início de 1967, surgiu primeira equipe sísmica marítima operando com Air guns, bem
como arranjos de Air guns tornaram-se fonte padrão na sísmica marítima. As fontes de
ondas mecânicas tanto em terra quanto em mar são comumente classificadas em:
• Fontes Impulsivas (Dinamite, Air guns, Sleeve guns);
• Fontes Não Impulsivas (Vibradores).
Air gun
O funcionamento do Air gun é descrito como um pulso que é fornecido pela liberação
explosiva do ar comprimido diretamente na água que circunda o equipamento. Quanto maior
o fluxo de saída no menor espaço de tempo, maior a pressão acústica do pulso gerado.
Devido ao bom controle da vazão de saída, é considerado um equipamento que gera um
amplo espectro de amplitude.
Hidrofones
Detectores de pressão, que transformam impulsos acústicos em energia elétrica na forma
de voltagens variáveis, por meio de lâminas de cristais piezoelétricos.
4.2.2.2. Arranjo de Fontes
Fontes como os Air Guns podem ser arranjadas de várias formas distintas e com diversas
finalidades, como o aumento da potência do sinal e aumento da amplitude do pulso. Uma
desvantagem é possíveis colisões em mar agitado. A figura abaixo mostra os efeitos de
soma de alguns pulsos.
4.2.2.3. Parâmetros de aquisição
Na aquisição sísmica existem parâmetros a serem usados e seguidos, entre eles estão:
• Definição de coordenadas das linhas;
• Parâmetros Geodésicos;
• Número de canais dos Geofones;
• Comprimento dos cabos;
• Lanço (spread);
• Profundidades em que os cabos se estabilizam;
• Número de cabos;
• Intervalos entre as linhas CDP;
• Filtros (corta alta e corta baixa);
• Tempo de registro entre fonte e receptor;
10
• Razão de amostragem;
• Volume e pressão da fonte sísmica;
• Intervalo de tiro.
4.2.3. Cabo de Fundo Oceânico - Ocean Botton Cable (OBC)
Consiste no levantamento sísmico marítimo com o posicionamento dos cabos com os
Geofones no fundo do mar. Segundo Gallotti e Freitas, 2003, a técnica OBC (“Ocean Bottom
Cable”) surgiu na década de 80 para contornar a dificuldade decorrente das obstruções em
águas rasas (“bay cable”) se estendendo, no início deste século, para águas mais profundas
com o desenvolvimento de equipamentos e técnicas mais sofisticadas. Um dos maiores
problemas é o posicionamento remoto dos cabos de aquisição.
Nesta técnica, cabos são posicionados no assoalho oceânico e são conectados ou não ao
navio para registro dos dados. A fonte sísmica é bem parecida com a da sísmica
convencional, e a separação da fonte e dos cabos de recepção permite uma maior
flexibilidade de aquisição de dados em áreas obstruídas e uma variação maior de azimutes.
No OBC, ocorre uma melhor iluminação sísmica das estruturas geológicas, com melhora no
imageamento sísmico quando comparada com o convencional. Receptores convencionais
na sísmica marítima são hidrofones, que ficam suspensos na água no interior dos
streamers, para detectar variações de pressão na água. Esta técnica utiliza tanto sensores
de velocidade (geofones) como os de pressão (hidrofones) e permite uma aquisição
semelhante à terrestre.
OBC é utilizado principalmente em áreas com grande número de obstáculos às ondas
emitidas, e permite que fontes e receptores sejam colocados próximos aos obstáculos
(Gallotti e Freitas, 2003). Na aquisição sísmica OBC, cada receptor é constituído por um
hidrofone e por um geofone de 1 ou 3 componentes.
Segundo Gallotti e Freitas, 2003, existem 3 modalidades de tecnologias OBC:
1- Cabo com Arranjo - os dispositivos de recepção são constituídos de 2 ou mais cabos
super longos configurados eletronicamente. Na rolagem do dispositivo o cabo é recolhido e
assentado no fundo numa outra posição. Os cabos são retirados após o término do
programa sísmico;
2- Cabos de arranjo arrastado - formam-se dispositivos de recepção semelhantes ao cabo
com arranjo, não há configuração eletrônica e o cabo pode ser arrastado no fundo durante a
rolagem do dispositivo ou recolhido e reposicionado;
11
3- Cabo Fixo - Os cabos são deixados “in loco”, fixos ao fundo, tais como cabos submarinos
telefônicos, permanecendo por tempo indeterminado, durante a vida do campo para a
monitorização dos fluídos.
A operação padrão de OBC exige a utilização de um navio fonte com o arranjo de air guns
convencional e um navio para lançamento, recolhimento e registro, dotado de
posicionamento dinâmico.
4.2.4. Aquisição com grandes azimutes
A aquisição com grandes azimutes ou Wide-Azimuth Acquisition (WAZ), é uma técnica de
aquisição que proporciona incremento da cobertura azimutal, e necessita de pelo menos de
dois barcos fontes além do barco com os cabos. Existe um grande número de combinações
destes múltiplos barcos no sentido de aumentar a cobertura azimutal e a eficiência da
aquisição sísmica em um dado prospecto como mostrado na figura 3. Uma das grandes
vantagens da técnica WAZ é melhorar a iluminação, ou seja, conseguir iluminar objetivos
embaixo de obstáculos como um domo de sal.
Figura 3. Resultados de azimutes de aquisição A: Aqusição com azimute estreito (narrow azimuth); B: Aquisição
com vários azimutes estreitos; C: Aquisição com grandes azimutes (WAZ); D: Aquisição com cobertura azimutal
total. Fonte: Adaptado de http://petroleumgeophysics.com/images/561, acessado em 28/11/2011.
12
4.3. Processamento Sísmico
Processamento sísmico é um método de exploração sísmica que atua como o preparador
dos dados para posterior interpretação. Através do processamento sísmico, são filtrados os
sinais, empilhados de forma coerente, convolvidos e transformados através de propriedades
correlacionadas, acurando, desta forma, os sinais, o mais próximo possível do objeto real
estudado.
O principal objetivo do processamento de dados sísmicos é produzir uma imagem do alvo
de sub-superfície mais acurada possível (GADALLAH & FISHER, 2005 apud
VASCONCELLOS, 2009).
Para Santos, (2011), alguns benefícios do processamento são o aumento da relação
sinal/ruído, obtenção de uma maior resolução devido à adaptação das formas das ondas
dos sinais e o isolamento dos sinais desejados.
Entretanto, a qualidade do processamento de um dado também pode estar relacionada à
qualidade da aquisição desse dado, ou seja, uma aquisição sísmica bem planejada, com
geometria, parâmetros e operações bem executadas, pode contribuir para um ótimo produto
para interpretação.
Segundo Vasconcellos (2009), mesmo com uma aquisição bem planejada e executada, nem
sempre é possível obter um resultado excelente, pelo fato da geologia local não ter uma
resposta sísmica boa, pois existem algumas estruturas que, de fato, não produzem um bom
dado a respeito de estrutura, como é o caso da estratificação salina, em alguns campos da
bacia de Santos. Neste caso, é possível encontrar vários refletores dentro do sal, o que
produz uma interpretação com incertezas.
O processamento dos dados sísmicos, normalmente é aplicado a partir de fluxogramas
como o da figura 4, que representam as etapas do processamento. Essas seqüências não
são sempre as mesmas, podendo-se, adicionar ou excluir etapas.
Embora seja possível a criação de fluxogramas mais gerais de processamento, eles seguem
um escopo fundamental, uma estrutura com etapas básicas e indispensáveis ao
processamento, e que se encontram presentes em várias literaturas. Segundo Vasconcellos
(2009), essas etapas fundamentais são: Definição da geometria de aquisição, Silenciamento
(Mute), CMP, Correção NMO, Deconvolução, Análise de velocidade, Empilhamento (Stack)
13
e Migração Pós-Stack. Devido à importância destas etapas, é necessário á análise separada
de cada etapa.
Figura 4. Etapas do processamento sísmico. Fonte: modificado de Yilmaz (1997).
4.3.1. Geometria de aquisição
A primeira etapa pertencente ao fluxo de processamento é a representação da geometria de
aquisição. Toda a discussão gerada no capítulo de aquisição sísmica e os dados por ela
produzidos servem como primeiro dado de entrada no processamento dos dados. Nessa
etapa, são introduzidos os valores de localização e elevação das fontes e dos receptores
aos cabeçalhos dos traços sísmicos, que são apresentadas em coordenadas geográficas.
Outras informações como as cargas utilizadas, os testes de carga, as falhas de detonação
das cargas e as condições de terreno também são introduzidas e consideradas no
processamento. Informações como o deslocamento da fonte, o número de canais ativos
(lanço) no momento da detonação, posição da fonte em relação aos receptores, linha de
tiro, linha do receptor, também devem ser incluídas descrevendo assim toda a geometria e
posicionamentos dos equipamentos na aquisição.
14
4.3.2. Divergência Esférica
Principal objetivo desta etapa é reconstruir a amplitude depois do decaimento sofrido pela
absorção de energia por parte do material presente na matriz rochosa, e pelo decaimento da
amplitude devido à propagação em subsuperfície (divergência esférica).
Durante a propagação através do interior da Terra, uma onda sísmica sofre alguns efeitos
que contribuem para a perda de energia e atenuação da amplitude do sinal. Dentre esses
efeitos podemos destacar a divergência esférica, a absorção de energia e as perdas por
transmissão.
Divergência esférica está relacionada ao decaimento da amplitude pelo espalhamento da
frente de onda durante sua propagação pela terra. Consideremos como fonte de onda, uma
fonte pontual, que gera um campo de ondas em forma esférica num meio isotrópico e
homogêneo. A lei da conservação da energia estabelece que a intensidade de energia seja
inversamente proporcional ao quadrado do raio da frente de onda, ou seja, a energia da
onda decai conforme a área hemisférica da superfície da onda aumenta, conforme mostrado
na figura 5.
Figura 5. Propagação de frente de onda. Fonte: Angulo (2007).
Geralmente se admite que a Terra seja estratificada, e que cada camada tenha velocidade
constante. Nesse meio estratificado, a superfície da frente de onda sofre um aumento maior
15
do que no meio isotrópico, devido à refração dessa onda. Dessa forma, para um meio
estratificado as perdas são maiores.
Outro processo que causa o decaimento da intensidade da onda elástica é a absorção. Na
absorção ocorre a dissipação da energia da onda no meio, transformando energia mecânica
em calor, devido à fricção material intrínseca às rochas constituintes do meio, que é devido
às propriedades da rocha. Isso causa uma perda de amplitude e alteração na fase do sinal.
Outra forma de atenuação da onda são as transmissões, que ocorrem quando a frente de
onda atinge um refletor. Após atingir uma interface parte da energia da onda é refletida e
parte é transmitida.
Como a amplitude da onda na Terra decai de modo inversamente proporcional à distância
da fonte geradora à medida que o sinal se propaga no interior da Terra, torna-se mais difícil
a visualização das reflexões das camadas mais profundas devido a perda de energia da
onda sendo necessário assim a aplicação de uma correção na amplitude dos traços ao
longo do tempo.
4.3.3. Filtragem de Freqüência
Uma das operações mais utilizadas em processamento de sinais é a filtragem de frequência.
Sua principal função é passar algumas componentes de freqüência determinada de um sinal
através de um sistema, sem que haja nenhuma distorção, e bloquear outras componentes
de certas faixas de freqüência. Sistemas que implementam estas operações são chamados
de filtros. Vários tipos de filtros podem ser definidos, dependendo da natureza da operação
de filtragem. Na maior parte dos casos, a operação de filtragem para sinais analógicos é
linear e é descrita pela integral convolução conforme mostrada na equação 0.1:
( ) ( ) ( )y t h t x t dξ ξ+∞
−∞
= −∫ (0.1)
onde x(t) é o sinal de entrada e y(t) a saída do filtro caracterizada pela resposta ao impulso
h(t).
Um filtro passa-baixa permite a passagem de todas as componentes de freqüência menores
do que a freqüência de corte (Fc), e restringe a passagem das freqüências acima de Fc. Um
filtro passa-alta realiza a tarefa oposta. Já um filtro passa-banda, permite a passagem de
16
valores de freqüências dentro do intervalo definido por Fc1 e Fc2 e rejeita qualquer
freqüência fora deste intervalo. O filtro rejeita-banda realiza a operação contrária ao filtro
passa banda, rejeitando somente as freqüências definidas dentro da faixa Fc1 e Fc2.
O filtro corta-banda permite a passagem de somente um componente de freqüência, e é
conhecido como filtro ‘Notch’. O filtro Multi-banda é aquele que possui mais de um filtro,
como o filtro passa-banda e o Rejeita-banda o que permite a filtragem de uma faixa
determinada de frequências.
Esses filtros podem ser gerados com base em estudos matemáticos e espectrais em
softwares como o Mathlab ®, que são usados também para o processamento de sinais em
estudos de sinais elétricos.
Algumas literaturas recomendam que as freqüências do dado sísmico tenham início entre 10
e 15 Hz e terminem entre 70 e 80 Hz (TELFORD, GELDART & SHERIFF, 1990, apud
VASCONCELLOS, 2009, P.16), que é a faixa de freqüências convencional usada na sísmica
de exploração de hidrocarbonetos.
4.3.4. Técnica CMP (Common - Mid Point) de levantamento sísmico
A técnica de arranjo CMP (common mid point) é a mais utilizada, pois propicia um aumento
na relação sinal/ruído com relação às ondas refletidas. Consiste em amostrar diversas vezes
um ponto em sub superfície com offsets diferentes, fazer a correção do NMO (normal move
out) e somar os traços para aumentar a amplitude das ondas refletidas.
Nos primeiros levantamentos de dados sísmicos na década de 1950, para cada ponto de
reflexão da onda na interface eram feitas apenas uma única leitura. Gerava-se um único tiro
e os receptores armazenavam as amplitudes das ondas refletidas e a interpretação sísmica
era realizada a partir desses dados.
Durante aquisições de dados sísmicos 2D, receptores e fontes deslocam-se ao longo de
uma linha reta. A distância entre a fonte e cada receptor recebe o nome de offset. Por
convenção, a posição do CMP é definida como sendo o ponto médio entre uma fonte e um
receptor. Pares de fonte e receptor com a mesma posição de CMP são reunidos formando
uma família de CMP. Em 1960, passou-se a realizar várias leituras de um mesmo ponto na
interface a partir de vários tiros. Para obter o CMP o offset precisa ser alterado a cada tiro.
17
Assim, tornou-se necessário ler o mesmo ponto várias vezes para melhorar a relação
sinal/ruído e ter uma melhor amostragem na obtenção de parâmetros.
Para um meio estratificado horizontalmente e que apresenta velocidade constante, uma
geometria CMP compreende todos os raios que incidem no mesmo ponto refletor. Através
da configuração CMP, é possível observar que os pontos de subsuperfície são registrados
redundantemente, isso porque diferentes offsets trazem informações de um mesmo ponto
comum do refletor.
4.3.5. Silenciamento (Mute)
Segundo Vasconcellos (2009), por várias vezes, são necessárias a edição dos dados
envolvidos no processamento. Esta etapa pode ser feita através do escalonamento de
traços, silenciamento, de todo o sinal ou de algumas partes que não se deseja trabalhar. A
aplicação do silenciamento anula informações em uma janela específica desejada.
4.3.6. Correção NMO (Normal Move Out)
Quando o levantamento sísmico é feito com a técnica CMP ele deve ter no seu
processamento a correção do NMO. A técnica consiste em colocar todos os traços de um
sismograma em offsets igual a zero, isto é, o afastamento entre fonte e geofones será nulo.
Desta maneira os picos refletidos perderão a feição hiperbólica e se alinharão.
Feito esta correção os traços pertencentes a um mesmo ponto em subsuperfície são
empilhados (somados) aumentando desta maneira a relação sinal ruído.
Para se efetuar esta correção é necessário determinar as velocidades das camadas em
subsuperfície. Este procedimento é feito através da técnica denominada análise de
velocidade. A determinação das velocidades NMO é o passo inicial para se obter uma
estimativa das velocidades das camadas. Para isto, é necessário o conceito da velocidade
RMS.
Considerando o modelo de geometria mostrado na figura 6, com um refletor plano e
horizontal em subsuperfície, temos, o ponto médio M entre o offset de comprimento SR e o
tempo t(x) de deslocamento ao longo de todo o caminho SDR.
18
Figura 6. Modelo de uma reflexão no refletor plano a uma profundidade H. Fonte: Gadallah, (1994).
.
Definindo-se t(0) como o tempo para percorrer duas vezes o caminho MD e V como a
velocidade de propagação da onda em sub-superfície, é possível determinar t(x) usando o
teorema de Pitágoras da equação 0.2:
22 2
0 2
xt t
V= + (0.2)
Essa equação nos mostra que a curva de tempo de trânsito se assemelha a uma hipérbole.
A diferença entre o tempo de percurso para um afastamento específico t(x) e o tempo de
percurso para o afastamento nulo t0 é chamada de normal moveout (NMO)
(VASCONCELLOS, 2009, P.18.), Ou seja, o NMO descreve o efeito do afastamento no
tempo de percurso e pode ser calculada da forma mostrada nas equações 0.3 e 0.4
respectivamente:
0( )t t x t∆ = − (0.3)
2
0
0
1 1NMO
Xt t
V t
∆ = + −
× (0.4)
A correção NMO consiste na remoção desse efeito hiperbólico, através do deslocamento de
eventos de tempo de percurso t(x) para tempos de percurso de afastamento zero (t0), ou
comumente denominado de zero offset.
19
Após a realização dessa correção NMO, os eventos hiperbólicos associados aos refletores
em sub-superfície estarão horizontalizados.
A figura 7 mostra quatro famílias CMP’s, os registros de tempo de cada uma delas, os traços
após correção NMO e a seção no domínio do tempo.
Figura 7. Esquema mostrando 4 famílias CMP, os registros de tempo de cada uma delas, os traços após a
correção NMO e empilhamento e a seção no domínio do tempo. Fonte: Próprio autor.
Situações na qual os offsets são pequenos entre traços, quando comparados a
profundidade do refletor, o teorema de Pitágoras pode ser escrito na forma da equação 0.5.
2
2 2
0( )RM S
xt x t
V
= +
(0.5)
Dessa forma conclui-se que assumindo um modelo horizontalmente estratificado, a
velocidade média quadrática (VRMS) será igual à velocidade NMO.
4.3.7. Análise de Velocidade
A partir da análise de velocidade que são obtidas as velocidades utilizadas para a seção
empilhada. Nessa etapa se determinam as velocidades das camadas em sub-superfície, daí
a importância no processamento.
20
Segundo Angulo (2007), o resultado dessas análises é a obtenção de um campo de
velocidades NMO, no qual será usado no empilhamento da seção sísmica.
Na análise de velocidade é procurada a velocidade que melhor possa horizontalizar cada
uma das reflexões hiperbólicas, de modo que ao empilharmos os traços com os refletores
horizontalizados, estaremos otimizando o empilhamento, atingindo uma boa razão sinal-
ruído.
Em camadas que apresentem offsets mais curtos e horizontalizados, as velocidades de
empilhamento se assemelham as velocidades RMS, contudo para refletores inclinados,
estas duas velocidades não são iguais, mas a velocidade de empilhamento é igual à
velocidade que resulta na melhor horizontalização da reflexão.
4.3.8. Convolução
A convolução é uma operação matemática entre duas funções, que produz uma terceira, e é
muito importante no estudo de sistemas lineares invariantes no tempo. Assim, quando um
sinal passar por um dispositivo e sofrer uma transformação, essa transformação recebe o
nome de convolução. Este comportamento matemático ajuda a identificar o sinal na origem
de uma transformação, importante nos estudos de sinais sísmicos. Convencionalmente a
convolução é expressa na forma da equação 0.6:
( ) ( ) ( )X t a t b t= ∗ (0.6)
onde * representa a convolução e a(t) e b(t) representam funções no tempo distintas.
4.3.9. Deconvolução
A deconvolução é uma ferramenta eficiente no ganho da resolução temporal ou vertical dos
traços sísmicos. A deconvolucão tem, ainda, função de retirar de parte das reverberações e
atenuação de reflexões múltiplas.
Basicamente a deconvolução tem por objetivo estimar um filtro inverso que quando
convolvido com o pulso básico o converta em um impulso. Esse filtro deve ser capaz de
fornecer a resposta impulsiva da Terra (função refletividade) quando aplicado ao traço
sísmico.
21
A figura 8 mostra a configuração da deconvolução de um traço sísmico. Observa-se que o
traço sísmico é a convolução da função refletividade com o pulso-fonte (wavelet), mais os
ruídos.
Figura 8. Deconvolução do traço sísmico. Fonte: Jesus (2009).
Inversamente, a deconvolução é a operação que é usada para desfazer o efeito de uma
convolução.
4.3.10. Empilhamento de traços sísmicos (Stack)
Primeira etapa do processamento sísmico convencional é o reagrupamento das famílias de
tiro em famílias CDP.
Como descrito, a aquisição dos dados sísmicos é realizada através do arranjo de
receptores, com deslocamento em linha e repetição da emissão do pulso. Um mesmo ponto
reflete o pulso várias vezes, e é recebido por receptores a diferentes distâncias da fonte
(offset). A soma de todos os sinais de uma família CDP, com algumas manipulações como
filtros, realces e após a correção NMO, gera um traço resultante e assim a seção sísmica
bruta, que é a representação gráfica da variação de amplitude do sinal na escala vertical
(MARTINS, 2001).
A soma construtiva recebe o nome de ‘Stack’ e a imagem obtida é chamada de seção
empilhada.
Para que o traço empilhado não apresente uma amplitude desbalanceada, o valor da
amplitude somada pode ser dividido pelo número de traços. Os primeiros eventos são
somados em fase (construtivamente) e os outros eventos coerentes (ruídos) são somados
destrutivamente.
Através do empilhamento o ruído aleatório é atenuado em √N, onde N é o número de canais
empilhados juntos. A figura 8 acima mostra um exemplo de empilhamento.
22
Existem situações típicas que normalmente podem aparecer numa seção empilhada, tais
como os refletores inclinados. E a ferramenta responsável pela correção no posicionamento
desses refletores chama-se migração sísmica.
4.3.11. Migração sísmica
Como mencionado na seção anterior, é necessária a utilização da migração sísmica quando
há um erro de posicionamento ou inclinação de refletores e mergulhos em subsuperfície
gerados pelo empilhamento.
O principal objetivo da migração é corrigir as distorções de registros de reflexões através do
posicionamento dos eventos no espaço e através do colapso da energia de difrações até
seus pontos de espalhamento. (GRAY & WHITMORE, 2001 apud VASCONCELLOS, 2009).
Existem duas situações de migração, as de pré e pós-empilhamento. Em ambas buscam-se
a otimizar as correções de mergulhos.
4.4. Caracterização de reservatórios
O processo de caracterização de reservatórios é uma etapa crítica em todo o fluxo de um
projeto de exploração de hidrocarbonetos e é a principal origem de dados para a simulação
de um reservatório. O processo de caracterização de um reservatório de hidrocarbonetos
pode ser definido como a determinação estrutural e de suas quantidades das propriedades
intrínsecas.
Este processo inclui a determinação dos limites espaciais, arcabouço estrutural, volume,
heterogeneidades internas e a correspondente distribuição das propriedades de rochas e de
fluidos através de um reservatório. O principal produto dessa etapa é geração de um modelo
geométrico e petrofísico de entrada para a simulação. Assim quanto mais próximo do real
for o modelo maior será a otimização da produção do campo projetada por um simulador.
O modelo gerado nesse processo simula o comportamento dos fluidos dentro do
reservatório sob diferentes conjuntos de circunstancias, definindo as melhores técnicas para
otimizar a produção. Numa definição mais simples, a caracterização de reservatório consiste
na obtenção de um modelo de reservatório o mais próximo possível do real, com base nas
características de rocha e fluido do campo e a interação dessas características.
Existe uma grande necessidade de se aliar conhecimentos provenientes da geociências
(G&G) e da engenharia de petróleo (Engenharia de reservatórios) para gerar modelos
23
quantitativos do reservatório que incorpore todos os tipos de dados disponíveis, modelos
integrados são críticos para se prever, monitorar e otimizar o desempenho de um campo
durante todo o seu ciclo de vida.
O segredo de bom estudo de caracterização de reservatório é a integração de geólogos,
geofísicos, engenheiros de reservatório, petrofísicos, usando dados prévios e de
desempenho do reservatório para formar sua descrição mais precisa.
A primeira etapa na realização de um estudo de caracterização de reservatórios é a
identificação da geometria, continuidade e estruturas internas do reservatório. Este trabalho
de cunho geológico fornece a estrutura básica para uma descrição mais abrangente e
posterior do reservatório.
Outras informações como os resultados dos testes de poço, dados petrofísicos, o histórico
de pressão do reservatório e dados de produção, ajudam a preencher as lacunas e refinar o
entendimento sobre projeto em questão.
Após o enquadramento geológico básico, fase posterior é quantificacão da qualidade das
várias unidades geológicas (fácies), do reservatório. A qualidade do reservatório é
determinada principalmente pela distribuição de propriedades petrofísicas, tais como
porosidade e permeabilidade, distribuição das características do tamanho, geometria e
conectividade dos poros.
Fatores importantes que afetam diretamente a eficiência de recuperação e produtividade
incluem a permeabilidade relativa e a pressão capilar. Estas últimas envolvem propriedades
da físico-química dos fluidos de reservatório como a molhabilidade e outros efeitos de
interação rocha-fluido. Assim, é necessário ter um conhecimento da composição e
características dos fluidos do reservatório como tensão superficial e espalhamento, bem
como o sistema de poros da rocha, a fim de descrever completamente a qualidade do
reservatório.
4.4.1. Propriedades petrofísicas das rochas reservatório
Uma definição correta para estudos petrofísicos é: Análise de propriedades de transporte de
fluidos e da interação rocha-fluido que influenciam o fluxo desses fluidos. Desta forma
propriedades petrofísicas são especialmente importantes para o entendimento e
planejamento da avaliação de reservatório.
24
As disciplinas envolvidas nos estudos petrofísicos de reservatórios são: a interpretação de
perfis, interpretação de testes de formação, física de rocha, mecânica de rochas
(geomecânica), petrofísica de laboratório, petrografia, geostatística, análise multivariada e a
geologia como base da interpretação (Estratigrafia, Sedimentologia e Estrutural).
Os principais atributos petrofísicos na caracterização do reservatório são a porosidade, a
permeabilidade absoluta, a permeabilidade relativa, a capilaridade, a molhabilidade, a
mobilidade, a transmissibilidade, a saturação de fluidos, as propriedades elétricas e
mecânicas do sistema rocha-fluido e as propriedades do fluido.
Uma das premissas para compreender e prever com precisão os controles geológicos sobre
os padrões de desempenho dos reservatórios de fluidos trata da definição, correlação e
distribuição das unidades de fluxo dentro de um reservatório. Integrar a informação de
engenharia de produção, dados de teste, histórico de desempenho no campo e descrever as
unidades de fluxo do reservatório podem fornecer informações valiosas sobre a
continuidade em zonas produtoras e características importantes do reservatório.
O impacto no reservatório heterogêneo não é relacionado a propriedades geológicas
(COSENTINO, 2001). Um mesmo grau de heterogeneidade geológica pode ser importante
num reservatório de óleo, mas não ser em um reservatório de gás ou ainda, uma descrição
heterogênea pode ser importante em diferentes fases da exploração. A relação entre
reservatórios heterogêneos e campos dinâmicos é uma das chaves do estudo de integração
e o estudo dos tipos de reservatório heterogêneos e seu impacto nos fluidos é um estudo
obrigatório na caracterização de um reservatório.
Litologia, textura, presença de fraturas, falhas e efeitos diagenicos são os principais fatores
responsáveis pelo reservatório heterogêneo.
Todos esses fatores influenciam no fluxo de fluido, tanto em pequenas quanto em grandes
escalas. Desta forma, a avaliação correta de um reservatório heterogêneo é uma etapa
essencial no desenvolvimento de um campo e muito importante na construção de um
modelo de simulação de fluxo (COSENTINO, 2001).
A classificação de uma heterogeneidade pode ser baseada na escala, origem genética e
influência no fluxo, existindo vários métodos para identificar a presença de um reservatório
heterogêneo e avaliar sua geometria interna como a sísmica de poço, dados de contato,
testes de poço e dados de produção.
25
4.4.2. Estrutura geológica de um reservatório
Figura 9. Exemplo de mapa de contorno estrutural da faixa costeira Recife-Natal, com exemplos de falhas
presentes na região e exemplos de sub-bacias.
Fonte: http://dc160.4shared.com/doc/14doafEo/preview.html, acessado em 29/11/2011.
A configuração estrutural de um reservatório é geralmente representada por um mapa de
contorno estrutural como o da faixa costeira Recife-Natal mostrado na figura 9.
Um mapa de contorno estrutural mostra a topografia de uma superfície, geralmente o topo
da formação geológica produtora, em relação a um plano de referência horizontal
(comumente escolhida para ser do nível do mar). Outras informações normalmente exibidas
incluem a localização dos contatos de fluidos dentro do reservatório e da localização de
fundo de poços perfurados através da superfície contornada.
Uma superfície de contorno na medida do possível deve ser suave e regular. Falhas
geológicas, por exemplo, podem interromper linhas de contorno e alterar a conectividade do
reservatório. Um diagrama geológico usado para ajudar a descrever a configuração
26
estrutural de um reservatório pode ser obtida por uma seção transversal estrutural
(geralmente vertical) através do reservatório, muitas vezes obtido ou interpretado a partir da
estrutura de contorno do mapa.
Como fatias verticais através do reservatório, secções estruturais transversais mostram
variações na localização e espessura do intervalo, como por exemplo, formações, zonas de
porosidade, intervalo produtor, e o perfil das superfícies superior e inferior do reservatório.
Profundidades em uma seção estrutural são relativas a um dado de referência horizontal,
geralmente o mesmo usado para construir o mapa de contorno da estrutura. Seções são
usadas muitas vezes por engenheiros de reservatório, de produção e de simulação, para
mostrar a posição dos contatos fluidos e a localização dos intervalos de perfuração.
Falhas identificadas na sísmica, ou reconhecidas em secções transversais, formam uma das
principais descontinuidades em larga escala, ou heterogeneidades, como citado acima,
encontrada em muitos reservatórios. Algumas falhas são selantes, ou seja, elas não deixam
o fluxo se estabelecer dentro do reservatório, e se comportam como barreiras que isolam
completamente uma parte de um reservatório de outra. Em outros casos, as falhas podem
se tornar dutos ao longo das quais os fluidos podem migrar para cima e para baixo entre as
diferentes zonas internas de um reservatório. O conhecimento da existência, características,
localização e transmissibilidade de falhas são necessárias e muito importantes na
caracterização, construção do modelo estrutural, simulação e, conseqüentemente, para um
gerenciamento correto de um reservatório. A figura 10 abaixo mostra um exemplo de um
mapa de isópacas.
Figura 10. Exemplo de um mapa de isópacas. Fonte:
http://pubs.usgs.gov/dds/dds033/USGS_3D/ssx_txt/petrol.htm. Acessado em 29/11/2011.
27
Todo o processo de modelagem estrutural, como toda modelagem geológica, tem uma
incerteza associada, principalmente devido a medidas indiretas de sub-superfície. Em geral,
essa incerteza é maior nos casos de campos com um número limitado de poços. Já em
campos maduros, que têm um grande número de poços, próximos entre si, haverá um
menor grau de incerteza estrutural.
Os erros na obtenção dos dados podem incluir problemas nos processamentos sísmicos e
problemas de interpretação, entre outros.
Problemas de conversão de profundidade, como a incerteza no campo de velocidade para
usar a conversão tempo-profundidade pode ser outra grande fonte de erros. Em geral, a
incerteza existente na fase de modelagem estrutural é significante.
4.4.3. Geometria do reservatório e padrões de espessura
Mapas de espessura de reservatório são chamados de mapas de isópacas. Eles revelam
mais diretamente a geometria tridimensional de um corpo poroso ou de intervalo qualquer
dentro do reservatório.
A construção de um mapa de isópacas de uma unidade geológica envolve muito mais do
que apenas analisar espessuras. Tais mapas estão sujeitos a diferenças de interpretação:
vários mapas de diferentes isópacas, muitas vezes podem ser desenhados com os mesmos
dados de controle originados de poços.
Estes mapas devem, portanto, serem vistos como um trabalho em andamento. Eles devem
ser continuamente atualizados conforme mais pontos de dados chegam, tais como
informações sobre o reservatório e o ambiente deposicional. Mapas de isópacas são
importantes para o engenheiro, porque eles formam a base para os cálculos volumétricos de
fluidos no local, e fornecem uma imagem geral tridimensional da geometria do reservatório.
Ao mesmo tempo, a geometria externa de um reservatório, como expresso por um mapa de
isópacas, pode conter pistas para desvendar o ambiente deposicional de tal reservatório.
Outra "ferramenta" que geólogos usam para ajudar a identificar o ambiente deposicional do
reservatório é uma seção transversal estratigráfica. Isto é semelhante a uma seção
estrutural, no sentido de que é uma fatia vertical, porém é muito mais útil para ajudar a
interpretar ambientes deposicionais pela presença da seqüência estratigráfica, o que facilita
a descrição do ambiente deposicional.
28
4.4.4. Arquitetura estrutural do reservatório
Uma vez que a estrutura do reservatório e sua geometria sejam definidas, um próximo
passo pode ser a determinação precisa do ambiente de deposição das rochas reservatório,
para descrever, de forma correta, a arquitetura interna do reservatório. Essa determinação
do ambiente deposicional geralmente requer um sedimentologista trabalhando em conjunto
com um engenheiro de reservatório. É importante que o geólogo envolvido no projeto esteja
ciente da dimensão e dos tipos de heterogeneidades que são importantes para o engenheiro
de reservatório e para a posterior modelagem de simulação de fluxos.
4.4.5. Estratigrafia sísmica
Geocientistas, geralmente, têm em mãos um escasso número de dados, derivados de poços
perfurados através da seção de interesse. Dados de sísmica têm sido usados há algum
tempo para definir a extensão potencial dos reservatórios e localização de heterogeneidades
estruturais. Porém, só recentemente é que as técnicas de processamento sísmico avançado
começaram a ser aplicadas ao problema da detecção de acunhamentos, falta de
porosidade, mudanças na espessura das zonas individuais dentro de um reservatório, e
outros problemas de continuidade. A principal dificuldade na aplicação de técnicas sísmicas
para estes problemas é a falta de resolução adequada ao sinal sísmico em si, o que será
analisado na próxima seção.
O poder de resolução das reflexões pelas ondas sísmicas em um reservatório depende da
freqüência e comprimento de onda envolvida na aquisição. Reflexões típicas das ondas
sísmicas têm freqüências dominantes entre 10 Hz e 70 Hz. As ondas de freqüências mais
altas e de comprimentos mais curtos tem maior poder de resolução, porém são mais
fortemente atenuadas em subsuperfície. Já as ondas de baixa freqüência e de
comprimentos mais longos tem menor poder de resolução, mas são mais bem transmitidas.
A diferença de poder de resolução entre 50 Hz e 20 Hz de pulso é ilustrada na figura 11.
Figura 11. Diferença entre pulsos de 20 Hz e 50 Hz. Fonte: AAPG; VAIL, TODD, SANGREE, (1977).
29
Ao correlacionar velocidade, densidade, dados de litologia de amostras e perfis de poços, a
resposta sísmica em uma seqüência geológica particular pode ser prevista.
Esta curva de resposta esperada é chamada de sismograma sintético. A construção de um
sismograma sintético para uma seqüência em particular é ilustrada na figura 12, onde é
mostrado um perfil sônico à esquerda, um perfil de densidades e um sismograma sintético à
direita
Fig. 12. Exemplo de sismograma sintético e perfis de poços. Fonte: http://web2.geol.sc.edu/, acessado em
31/08/2011.
Algumas alterações nas propriedades de um reservatório, como espessura, também pode
ser modeladas sobre a resposta sísmica esperada. Este processo é conhecido como
modelagem sísmica. Ao comparar a resposta sísmica real com vários modelos para
diferentes porções do reservatório, é possível prever as variações laterais prováveis do
reservatório. Um exemplo simples de variação lateral identificado na sísmica é mostrado na
figura 13.
30
Figura 13. Exemplo de variações laterais em uma modelagem sísmica. Fonte: ANSTEY, (1980).
A modelagem sísmica também pode ser usada para antecipar a resposta a
heterogeneidades do reservatório, tais como corpos de arenito descontínuos exemplificados
na figura 14.
Figura 14. Exemplo de resposta sísmica de corpos areníticos. Fonte: SCHRAMM et al., (1977).
Comparando o modelo real e o modelo sísmico, às vezes pode ajudar a prever a
continuidade de reservatório. O modelo sísmico será muito melhorado se a informação de
poço está disponível para determinar as propriedades acústicas das rochas.
Atualmente, refinamentos nas técnicas de interpretação sísmica têm permitido a correlação
detalhada de unidades litológicas identificadas, com estimativas de sua porosidade
(NEIDELL & BEARD, 1984).
31
Avanços nas técnicas de sísmica, particularmente nas áreas de sísmica 3-D, sísmica de
poço e da gravação e processamento de dados sísmicos permite ao intérprete delinear as
informações geológicas importantes sobre a geometria e, em certa medida, o caráter interno
da um intervalo de produtivo. A integração das informações geológicas e sísmicas é,
portanto, um pré-requisito para a compreensão completa de reservatório.
4.4.6. Análise da amplitude sísmica na caracterização de reservatório
Resolução sísmica é uma medida de como um objeto geológico precisa ser definido, a fim
de ser identificado na sísmica. A resolução vertical é obtida a partir do comprimento de
onda, na qual as camadas podem ser identificadas quando sua espessura for inferior a ¼ de
comprimento de onda sísmica.
Assim, os dados sísmicos são limitados em resolução. A largura de banda de freqüência do
conjunto dos dados sísmicos está relacionada com o comprimento de onda de acordo com a
wavelet definida. Isso limita a confiabilidade da interpretação sísmica padrão, por exemplo,
quando as areias analisadas são muito finas, menos de 10 metros de espessura.
Além disso, a abordagem padrão é limitada quando há variações nas propriedades da rocha
em torno de um reservatório.
4.4.7. Impedância acústica
Para descrever situações em que atributos de amplitude sísmica geram indicações de zonas
produtoras, um método litológico baseado em impedância acústica pode ser aplicado. O
método requer uma abordagem multidisciplinar que se concentra na integração perfil,
interpretação de horizonte e informação sísmica. Ao se criar um modelo geológico, os
horizontes, juntamente com todas as falhas interpretadas, são considerados como limites
para as camadas internas do modelo.
As informações registradas de impedância acústica são interpoladas nas três dimensões do
volume. O componente de baixa freqüência deste modelo de impedância acústica pode
então ser somado com os resultados da análise de inversão.
O resultado final da modelagem é um cubo de impedância acústica com maior largura de
banda do que os dados sísmicos originais. Além disso, o esforço é dirigido para a
32
construção de um cubo litológico completo, incluindo informações em torno dos reservatório,
de modo que as variações nas rochas também são contabilizadas.
Em muitos casos, uma análise petrofísica dos dados de poços disponíveis pode estabelecer
relações que ligam variações de impedância acústica a mudanças na porosidade, ‘Net To
Gross’ (relação entre areia e folhelho), intervalo de velocidade, etc. Usando tais relações, a
porosidade média e mapas de espessuras de zonas produtoras podem ser gerados para
unidade do reservatório. Todas as amostras de impedância acústica dentro das camadas de
reservatório podem ser utilizadas nestes cálculos. Como resultado, os mapas de
propriedades de reservatório são normalmente mais confiáveis do que aqueles derivados a
partir de atributos sísmicos, porque todas as informações disponíveis são utilizadas.
4.4.8. Uso de dados de cascalhos de poços na caracterização de um reservatório
Análises de amostras de poços, obtidas durante a perfuração são geralmente usadas para
determinar a litologia bruta e estratigrafia em geral. Elas também podem ser usadas em
trabalhos mais detalhados, em fase posterior. Informações tais como tamanho de grão,
classificação e mineralogia podem ser obtidas. Medições em laboratório também podem ser
feitas, obtendo assim conhecimentos mais precisos sobre as profundidades das quais
vieram.
4.4.9. Uso de Perfis de Poços
Os Perfis de poços formam uma das mais importantes ferramentas para os estudos de
caracterização de reservatório. Eles fornecem dados de correlação para avaliar a
continuidade do reservatório, sendo importante fonte de dados quantitativos sobre as
porosidades e saturações. Normalmente, o perfil de raios gama, o perfil Sônico, o perfil de
resistividade e um ou dois intervalos porosidade são interpretados de todos os poços.
Muitas vezes, registros mais especializados também são necessários. As quantidades
exatas de registros a serem usados, dependerão da natureza da formação, das condições
de perfuração, dos fluidos utilizados, e do tipo de informação que se deseja obter.
Como uma ferramenta de correlação geofísica, os perfis de poços são usados para construir
seções estruturais e seções estratigráficas transversais. Depois que dados de poços se
tornam disponíveis e analisados, estas respostas de perfis podem ser calibradas com os
33
dados principais, para se interpretar mais precisamente as fácies de um reservatório
específico.
Desta forma, seções estratigráficas muito detalhadas, podem ser construídas. Um exemplo
de perfis de poço está na figura 15, onde são mostradas as curvas de gamma ray, caliper
(espessura do poço) e potencial espontâneo.
Figura 15. Exemplo de perfil de Gamma Ray. Fonte: Adaptado de KRIGOWSKI, (2003).
Perfis de poços, muitas vezes podem ser bons indicadores de ambientes deposicionais,
principalmente em arenitos. Pela forma do sinal, pode-se verificar, por exemplo, a presença
de um canal. No entanto, as formas do perfil, nunca devem ser usadas por si para
determinar ambientes deposicionais, pois são tipicamente ambíguas. No entanto, uma vez
que um ambiente deposicional seja firmemente interpretado através de vários tipos de
indicadores (mapas de isópacas, registros de lama, sísmica), então as formas de perfis
muitas vezes podem ser usadas para interpretar o ambiente deposicional.
Os perfis de poços são também uma valiosa fonte de informação quantitativa sobre
porosidade e saturação, e podem ser usados como indicadores litológicos. As principais
ferramentas para se determinar estes parâmetros são a emissão de nêutron, ferramentas de
medidas de densidade e registros sonoros.
Cada um mede uma propriedade física diferente que pode ser relacionado à porosidade: o
perfil de densidade corresponde à densidade de formação em massa; o perfil de nêutron
corresponde à eficiência de captura de nêutrons da formação aos seus fluidos contidos (esta
é dominada pelo conteúdo de hidrogênio); e o perfil sônico a velocidade da onda acústica na
34
formação. Outros tipos mais especializados de registros podem fornecer informações úteis
para caracterização de reservatório. O ‘Dipmeter’ é uma ferramenta que indica a altitude de
leitos ou contatos da formação penetrada pelo poço. Características de grande porte tais
como zonas de falhas ou não conformidades maiores, podem ser detectadas com este tipo
de ferramenta.
Ferramentas de microresistividade também são usadas em alguns casos. Estas ferramentas
fornecem uma definição excelente de camadas e são bons indicadores de conteúdo fluido. A
ferramenta de ressonância magnética nuclear mede a taxa de precessão de núcleos de
hidrogênio após a remoção de um campo magnético intenso. A quantidade medida está
relacionada com o conteúdo de líquido livre da formação.
4.4.10. Uso de testemunhos do poço
A testemunhagem é uma das mais importantes fases da investigação dos ambientes
deposicionais. Em muitos casos, apenas observando diretamente as rochas, e as estruturas
sedimentares criadas no momento da sua deposição, um geólogo pode tirar conclusões
definitivas sobre o ambiente de deposição. Contudo existem várias divergências entre
empresas, profissionais e organizações de como devem ser tratadas e datadas as amostras
retiradas do perfil. Um programa de perfuração deve ser cuidadosamente planejado para
obter o máximo de informação de cada amostra. Estas amostras fornecem dados valiosos
não apenas para a análise geológica, mas para fins de engenharia e petrofísicos também.
Os procedimentos de avaliação de um testemunho para varias finalidades estão
freqüentemente em conflito. Por exemplo, os geólogos vão querer talvez seccionar essas
amostras para analisar microscopicamente as estruturas sedimentares. Porém, isto pode
danificar uma amostra, que deverá ser levada a um amostrador de fluxo ou outro
equipamento de medida de propriedade de rocha.
O geólogo, ou o sedimentologista, usa as informações de amostras como a principal
ferramenta na determinação de ambientes deposicionais. Dados de perfis padrões, mapas
de isópacas, sísmoestratigrafia e outras informações complementares estão todos
combinados com os dados das amostras.
Uma amostra é geralmente obtida em combinação com uma ferramenta de raios gama por
exemplo. Ao comparar o exame de raios gama da amostra com a perfilagem de raios gama
de poço, a profundidade exata do intervalo amostrado pode ser combinada com seção de
35
perfil, assim, qualquer discrepância entre as profundidades da amostra e perfil pode ser
resolvida. Abaixo, na figura 16, mostra-se um exemplo de amostra de poço com as
superfícies expostas para todo tipo de análise.
Fig. 16. Exemplo de testemunhos de um poço. Fonte: http://geology.cr.usgs.gov/crc/images/corelarg.gif,
acessado em 31/08/2011.
Os testemunhos são dispostos em ordem de profundidade adequada, e uma descrição
detalhada é feita. A maioria dos testemunhos pode ser facilmente dividida em unidades que
apresentem características semelhantes. Dentro de cada peça dividida, o geólogo pode
diferenciar algumas características que dão pistas para o ambiente original de deposição.
Enfatiza-se que, nenhum recurso por si só será suficiente para colocar definitivamente as
rochas dentro de configuração específica.
O geocientista organiza a amostra em uma série de fácies. Um conjunto de propriedades
principais inclui mineralogia (textura de grãos), tamanho dos grãos, forma e classificação
(distribuição de tamanho dos grãos). Estas propriedades podem fornecer pistas de aspectos
como a quantidade de energia no ambiente durante a deposição e a distância de onde os
sedimentos podem ter sido transportados, assim essas estruturas sedimentares se
encontram preservadas na rocha, e conseqüentemente nas amostras.
36
Estes são produzidos como resultado de processos deposicionais e são preservados na
textura da rocha em si. Normalmente, cada unidade de fácies individual irá mostrar um
conjunto único de estruturas.
A partir de estruturas sedimentares é possível saber o tipo de sedimentação cruzada.
Definem-se muitos tipos diferentes de sedimentação cruzada que refletem diferentes
combinações de energia ou a velocidade de sedimentação, profundidade da água, correntes
unidirecionais, e etc. Geocientistas também procuram pelas superfícies de erosão, marcas
de ondulação, laminações de argila dentro da seqüência, e muitos outros tipos de
características físicas.
A orientação estrutural presente nos sedimentos, também indica a direção da corrente que
formou essas rochas. Se a orientação de uma amostra em relação ao resto da formação é
conhecida, as informações de sedimentação podem indicar direções principais,
predominantes no reservatório. Sabendo a direção de paleocorrentes, pode-se melhorar
significativamente a previsão de tendências de qualidade do reservatório e prováveis
tendências de permeabilidade direcional dentro do reservatório. Medidas direcionais de
características que indicam direções de paleocorrentes, são comumente exibidas usando
um diagrama de roseta.
Estes diagramas podem ser usados para gravar e exibir a orientação de características das
camadas, fraturas, ou qualquer tipo de informação direcional. Uma vez que uma amostra
tenha sido subdividida em fácies individuais e as diversas características de cada fácies
identificadas, o geocientista deve trazer todas essas informações juntas em uma
interpretação do ambiente deposicional mais provável.
As seqüências verticais e laterais de fácies, juntamente com as características ambientais
que representem (profundidades de água, energia atual, salinidade) são usadas para
construir um modelo de processos que teriam atuado no cenário original. Muitas vezes, é
possível correlacionar os dados de perfis de poço aos tipos de rocha específicas observadas
nas amostras. Desta forma, os perfis de poço podem ser calibrados contra fácies individuais.
Isso faz com que o perfil seja extremamente útil em áreas com pouco controle das amostras,
uma vez que possa indicar a distribuição e continuidade do reservatório e várias fácies que
não são reservatório.
Uma vez que a interpretação perfil-amostra seja estabelecida, correlações extensas podem
ser feitas. Os perfis são indicadores altamente confiáveis de fácies. Conseqüentemente, a
37
calibração deve ser entendida como um passo essencial em qualquer estudo de
caracterização.
Seções transversais podem ser "cercadas" em conjunto para dar uma imagem mais
tridimensional da distribuição de fácies. Diagramas de cerca, como são chamadas, oferecem
aproximações em terceira dimensão de um modelo de reservatório inteiro. Eles fornecem
excelentes informações sobre a anatomia interna global das formações produtoras, inclusive
deduzir direções principais de fluxo como mostrado na figura 17.
Figura 17. Exemplo de um diagrama de cerca com os fluxos de fluidos principais horizontes e fácies. Fonte:
http://www.epa.gov/ncer/progress/images/R829009_F_004.gif, acessado em 31/08/2011.
Outra forma com que esta informação é freqüentemente apresentada é com o uso de mapas
de fácies. Um tipo comum de mapa de fácies é um mapa que mostra a distribuição de
isópacas areais e os padrões de espessura em todo o campo.
4.4.11. Ferramentas para o estudo de sistemas porosos da rocha
Geocientistas usam técnicas como análise de lâminas delgadas, raios-x, análise de difração,
digitalização e estudos de microscopia eletrônica para avaliar mineralogias e características
dos poros. Seções delgadas são comumente usadas para estudar a mineralogia da rocha e
estrutura de poros. Na construção de uma seção delgada, uma micro fatia de rocha é
cortada a partir de uma amostra e colada a uma lâmina de microscópio. A fatia é afinada até
38
que fique delgada o suficiente para deixar passar a luz através dela. É colocado sob um
microscópio especial, permitindo a polarização da luz para que o geocientista identifique, em
detalhe, os minerais presentes e a geometria dos espaços porosos.
Análises microscópicas também permitem a identificação de certas alterações de
cimentação porosa, que teriam ocorrido na rocha e que afetaram a qualidade da rocha
reservatório.
Estes cortes finos freqüentemente revelam detalhes da distribuição de tamanho dos poros e
a geometria dos poros, e podem assim serem usados para estimativas visuais de
porosidade. Tais estimativas visíveis são usadas para correlacionar a qualidade do
reservatório. No entanto, esta é uma medida subjetiva e muitas vezes não é muito confiável.
A difração de raios X é usada para identificar os minerais dentro de uma amostra de rocha
desagregada. Embora a técnica de difração de raios-X possa detectar os tipos e as
quantidades aproximadas de argilas presentes em uma amostra, não pode indicar nada
sobre a distribuição no sistema de poros. O microscópio eletrônico de varredura (MEV) pode
ser usado para ver a posição e estrutura dos minerais de argila dentro do sistema de poros
da amostra de rocha. Uma vez que o ambiente deposicional do reservatório e a distribuição
tridimensional das fácies dentro dele foram determinadas, a estrutura básica geológica é
definida. Os próximos passos são relacionados à quantificação das diversas fácies do
reservatório.
4.4.12. Caracterização petrofísica
4.4.12.1. Porosidade
Porosidade é definida como fração do volume de massa total de uma rocha que é espaço
poroso. Porosidades comuns variam entre 10% a 30% em rochas granulares, porém, a
cimentação pode reduzir isso a valores muito baixos, como 2% a 5%. Há uma tendência
geral para rochas mais profundas, que tenham sido submetidas a maiores graus de
compactação e temperaturas mais elevadas, ter porosidades inferiores. Sendo isso, apenas
uma generalização grosseira.
Porosidade pode ser inferida tanto do testemunho quanto da análise de perfis. Porém, esses
métodos, apresentam apenas valores localizados de porosidade, pois as ferramentas de
registro só podem medir através de um pequeno raio a partir do poço, e os testemunhos são
39
de tamanho pouco representativo em relação ao reservatório todo. O perfil da densidade de
formação, perfil de nêutrons e perfil sônico, podem ser usados para inferir, de forma indireta,
a porosidade. Análise de testemunho é capaz de fornecer infinitas medições de porosidade,
que pode ser determinada diretamente através da medição do volume de fluidos dada pela
amostra de rocha. Este método de medição é chamado de método da Soma-dos-fluidos.
Porém medida mais confiável é obtida após a extração de todo o fluido, o que permite que
um volume conhecido de gás inerte (normalmente o hélio), a uma pressão conhecida e
temperatura constante, preencha o sistema de poros até entrar em equilíbrio. Assim, o
volume de poros da rocha pode ser calculado usando a lei de Boyle.
Muitos termos são usados para descrever a porosidade em rochas reservatório. Mais
comuns são a porosidade primária, porosidade secundária, porosidade total, porosidade
efetiva, porosidade dupla e micro porosidade. É importante que o engenheiro de reservatório
tenha uma compreensão básica do tipo de sistema de poros (s) descrito por estes vários
termos e as conseqüências para o fluxo de fluido.
Os termos, porosidade primária e porosidade secundária, são comumente usadas em
contexto geológico para se referir à origem e ao momento de desenvolvimento de
porosidade nas rochas. Porosidade primária é o espaço dos poros criado pelas partículas
sedimentares no momento em que foram depositados. Muitas vezes, porosidade é
predominantemente intergranular. Rochas caracterizadas por alta porosidade intergranular
primária são freqüentemente excelentes rochas reservatório.
Já porosidade secundária, desenvolve-se após a deposição, geralmente como resultado de
alterações diagenéticas, tais como dissolução ou fratura. Rochas caracterizadas por esse
tipo de porosidade podem mostrar taxas extremamente altas de produção inicial. Sistemas
com alta capacidade de fluxo, tais como uma rede de fratura, geralmente têm um volume de
poros total baixo. A menos que estejam conectados a um sistema de poros com alta
capacidade de armazenamento, estes reservatório podem ser rapidamente esgotados.
Este tipo de problema dá origem ao conceito de sistema de porosidade dupla, que constitui
normalmente um sistema de alta porosidade (5% a 20%), e de baixa permeabilidade (5-50
md.). Existem sistemas de poros, que estão conectados, e com uma baixa porosidade (0,1%
a 2%) e permeabilidade muito elevada, e com porosidade secundária, tais como um sistema
de fratura. O desempenho da produção de tal reservatório mostra uma alta produtividade
inicial, seguido por um rápido declínio, devido à baixa capacidade de armazenamento e
40
hiperpermeabilidade do sistema de fraturas. Sistemas de dupla porosidade são muito
difíceis de serem caracterizado por um geocientista.
Sofisticadas técnicas de análise de pressão transiente usando modelos de porosidade dupla
e curvas podem ajudar a definir as características de desempenho do reservatório. No
entanto, as previsões de desempenho que não reconhecem a natureza dupla do sistema de
porosidade, freqüentemente provam serem pobres especialmente aquelas feitas no início da
vida de um campo. Informações geológicas sobre a natureza do desenvolvimento da
porosidade podem, portanto, muitas vezes, melhorar significativamente a precisão das
previsões de desempenho do reservatório. Parâmetros como o espaçamento e orientação
de fraturas são elementos essenciais em muitos modelos de previsão de dupla porosidade
em reservatórios.
O termo porosidade total refere-se a todo o espaço ocupado pelos poros em uma rocha, de
qualquer natureza. Porosidade efetiva é a parte da porosidade total consistindo de poros
interconectados. Uso comum deste termo na aplicação de engenharia de reservatório
refere-se à parte da porosidade total que irá permitir o fluxo de fluido sob processos normais
de recuperação no reservatório. A porção não efetiva da porosidade total ocorre
normalmente tanto como poros isolados ou como microporosidade. Poros isolados
comumente resultam da remoção de grãos selecionados, fragmentos de conchas, ou outros
componentes da rocha, geralmente por dissolução.
Microporosidade refere-se a espaços de poros de diâmetro tão pequenos que tendem a
reter a água por força capilar. Basicamente, não há fluxo de fluidos para ou a partir destes
microporos em resposta aos gradientes de pressão resultantes de operações do
reservatório normal. Microporosidade é comumente associada com minerais de argila e com
certos minerais tais como opala, com estruturas hidrofílicas. Água associada à
microporosidade extensiva também pode levar a valores anormalmente elevados de
saturação da água nos perfis de poços.
4.4.12.2. Permeabilidade
Permeabilidade é medida da facilidade com que os fluidos podem fluir através de um
sistema de poros. É determinada pelo fluxo de um fluido único (geralmente um gás) através
da rocha sob uma queda de pressão conhecida, a certa vazão. As medições de
permeabilidade devem ser feitas em testemunhos limpos, ou seja, amostras com todos os
hidrocarbonetos residuais removidos, para que não haja alteração da permeabilidade
41
relativa. As grandes variações de permeabilidade são, em parte, responsáveis pela
eficiência de recuperação relativamente baixa e que atinge quase todos os reservatório de
petróleo. Normalmente, as medições da permeabilidade do testemunho são feitas para
condições de fluxo orientado horizontalmente no reservatório, mas também são feitas para
fluxo vertical. Estas medidas podem ser falhas e devem ser interpretadas de forma
cautelosa. A permeabilidade da rocha reservatório é fortemente dependente da geometria
do sistema de poros. Em particular, a permeabilidade é determinada pelo tamanho, forma e
interligação das gargantas dos poros da rocha, ou seja, as pequenas aberturas que
conectam um poro com poros adjacentes. Fatores, como a tortuosidade do caminho do fluxo
através da rede de poros, que determina a perda de carga localizada, também são
importantes na determinação da permeabilidade.
Enquanto a geometria dos poros e o grau de interconexão da garganta não podem ser
praticamente medidos para um grande volume de matriz, há muitas vezes, como acontece
com porosidade, uma excelente correlação entre essas maiores influências sobre a
permeabilidade e os padrões de fácies geológicas no ambiente deposicional.
Conseqüentemente, o desenvolvimento da permeabilidade pode ser freqüentemente
correlacionado com as fácies geológicas do reservatório.
Na realidade, formações geológicas não são dispostas em camadas perfeitamente
sobrepostas no formato ‘layercake’, e nem completamente aleatória na sua distribuição de
permeabilidades, mas revelam algum meio termo entre as duas situações. Conhecimento
dos processos deposicionais e diagenéticos das rochas reservatório muitas vezes pode ser
útil para orientar a escolha de técnicas de média de permeabilidade para usar em um caso
específico. Correlação entre porosidade e permeabilidade geralmente é melhor em arenitos,
que tendem a ter uma geometria de poros mais regular do que muitas rochas carbonáticas
que são formadas por dissolução. Uma das principais utilidades para esta correlação é de
prever a distribuição da permeabilidade em áreas perfuradas do campo para os quais
existem registros de porosidade, mas nenhum testemunho.
4.4.12.3. Distribuição do tamanho dos poros
Outra medida petrofísica é a distribuição do tamanho dos poros, ou, mais corretamente, a
distribuição de tamanho dos raios das gargantas dos poros. Isto é comumente determinada
em laboratório através da medição do volume de mercúrio que penetra no sistema de poros
da rocha em função da pressão de injeção.
42
A relação entre a pressão de injeção de mercúrio e a percentagem dos poros da rocha
invadida por mercúrio é comumente representada em forma de gráfico.
4.4.12.4. Interações rocha-fluido
Duas propriedades petrofísicas que são importantes para compreensão do desempenho de
produção do reservatório são a pressão capilar e permeabilidade relativa. Essas duas
propriedades são dependentes de efeitos de interação rocha-fluido, particularmente a
molhabilidade da rocha. Características de permeabilidade relativa são também fortemente
controladas pela tensão interfacial entre as fases óleo, água e rocha.
4.4.12.5. Molhabilidade da rocha reservatório
A molhabilidade de uma rocha saturada com fluidos refere-se à tendência da superfície
desta rocha entrar em contato com o fluido, ou molhar-se com o fluido. A maioria das
superfícies de rocha mineral limpa tende a ser preferencialmente molhada pela água ao
invés de petróleo bruto, assim a rocha é essencialmente lipofóbica. No entanto, quando o
petróleo ocupa parte dos espaços porosos, alguns dos compostos hidrocarbonetos pesados
podem ser depositados nas superfícies da rocha ao longo do tempo. Isto pode fazer com
que algumas superfícies de rocha sejam preferencialmente molhadas pelo óleo. Isto é
denominado "condição de molhabilidade mista", e acontece preferencialmente nas regiões
perto do poço.
Quando duas fases fluidas ocupam os espaços dos poros de uma rocha, a fase molhável
tenderá a estar em contato direto com a superfície da rocha. A fase não molhável ocorrerá
como uma fase mais ou menos contínua ocupando as porções centrais dos poros.
Molhabilidade é difícil de ser medida diretamente. Normalmente é dependente da
composição mineral da rocha e do comportamento físico-químico dos fluidos presentes nos
poros do reservatório. Muitos mecanismos de recuperação avançada de petróleo são
projetados para alterar as condições molhabilidade no reservatório e reduzir a tensão
interfacial entre fases.
A molhabilidade pode ser alterada pela exposição da matriz a surfactantes presentes no
fluido de perfuração, pela exposição ao oxigênio por períodos prolongados de tempo, e por
procedimentos de limpeza usados em laboratório. Assim, é importante que testemunhos a
serem utilizados para testes de fluxo, tais como medições de permeabilidade relativa, sejam
43
mantidos em um estado tão perto do reservatório quanto possível, inclusive em condições
de mesma pressão.
4.4.12.6. Pressão capilar e saturação de fluidos
Pressão capilar pode ser definida como o diferencial de pressão entre duas fases líquidas
(por exemplo, óleo e água) no mesmo ponto no reservatório. É uma medida composta pela
aderência entre rocha e fluido e forças de tensão interfacial fluido-fluido que agem para
manter uma fase fluida (por exemplo, água) em um determinado local no reservatório (por
exemplo, acima do contato óleo-água) contra a força da gravidade. Pressão capilar é uma
função complexa, que depende fortemente da composição dos fluidos contidos na matriz,
das saturações, da molhabilidade da rocha e da distribuição de tamanho dos poros da
rocha.
A importância de ter medidas de pressão capilar, é que elas ajudam o geocientista de
exploração e desenvolvimento a calcular ou obter alguma compreensão qualitativa da
distribuição de saturação inicial do reservatório, distribuição de tamanho dos poros,
espessuras, localização dos contatos, comportamento e quantidade de petróleo residual
após a recuperação primária ou secundária e os efeitos de heterogeneidades identificadas
nos fluxos.
4.4.12.7. Permeabilidade relativa
A definição de permeabilidade dada na seção 4.2.12.2, e as várias técnicas usadas para
medi-la em laboratório, são todas baseadas na suposição de que o sistema de poros da
rocha está totalmente saturado com um fluido monofásico. No entanto, na maioria das
aplicações de engenharia de reservatório, há mais de uma fase saturando a matriz rochosa.
Isto causa uma interferência de permeabilidades, mesmo se um dos fluidos é mantido
imóvel por forças capilares.
A permeabilidade da rocha a uma fase fluida em particular quando a rocha está saturada por
mais de um fluido é denominada a permeabilidade efetiva desse fluido. A permeabilidade
efetiva de um fluido específico é uma função da saturação desse fluido. É comum usar a
razão entre a permeabilidade efetiva em uma saturação e uma permeabilidade de
referência. Esta razão denomina-se Permeabilidade relativa. A permeabilidade de referência
é comumente tomada como a permeabilidade absoluta medida em uma matriz
completamente saturada.
44
Quando várias fases de líquidos imiscíveis estão fluindo em uma rocha, a soma das
permeabilidades efetivas dos fluidos normalmente será significativamente menor que a
permeabilidade absoluta medido com apenas um único fluido na rocha. Isto é devido ao
efeito de interferência entre os fluidos presentes na rocha. Dados de permeabilidade relativa
são dependentes da geometria do sistema de poros da rocha, características de
molhabilidade do sistema rocha-fluido, natureza das fases e história de saturação do
sistema rocha-fluido. Esses dados destinam-se a representar as características de fluxo dos
fluidos do reservatório em diversas condições de saturação que possam existir durante a
vida útil do campo. É um dos dados mais críticos em um estudo de reservatório, já que a
maioria dos cálculos de análise de desempenho dependerá muito das permeabilidades.
4.4.13. Distribuição de fácies e conceito de unidades de fluxos
Unidades de fluxo dentro de um reservatório podem ser definidas como zonas compostas de
tipos litológicos semelhantes, com propriedades semelhantes e em comunicação
hidrodinâmica. As unidades de fluxo pode não correspondem necessariamente às fácies
deposicionais definidas no estudo geológico. Por exemplo, uma dada face deposicional
pode ser subdividida em mais de uma unidade de fluxo por causa de diferenças
significativas na qualidade dos dados no interior. Variações podem ser devido a fatores
como mudanças em tamanho de grão ou influência diagenética.
Presença de heterogeneidades como falhas selantes, ou outras descontinuidades dentro da
seção do reservatório pode separar uma unidade geológica em várias unidades de fluxo. De
outra forma, diferentes unidades geológicas com propriedades similares e em comunicação
hidrodinâmica, podem ser combinadas para formar uma única unidade de fluxo.
Procedimentos para a subdivisão de uma seção do reservatório em unidades de fluxo são
um tanto subjetivos. O nível de detalhe e técnica utilizada em um estudo particular de
caracterização depende em grande parte dos objetivos do estudo e da quantidade e
qualidade dos dados disponíveis. Uma descrição mais geral reservatório geralmente será
suficiente para orientar o desenvolvimento de um projeto de perfuração e previsão de
depleção primária de um campo. Uma descrição mais específica do reservatório, no entanto,
é necessário para dar suporte a um processo de recuperação avançada, por exemplo.
Determinar a distribuição das unidades de fluxo do reservatório envolve dois esforços
relacionados entre si. O primeiro está envolvido com a integração da distribuição de fácies
deposicionais definidas pelo estudo geológico com a seqüência vertical de determinados
45
tipos de rochas a partir de estudos qualitativos do reservatório. A outra fase consiste em
trazer os dados em conjunto a partir do desempenho do reservatório, integrando dados de
produção com informações geológicas. Muitas ferramentas e técnicas são utilizadas na
caracterização de reservatório. Nem todas elas são necessariamente adequadas para um
estudo particular. A melhor maneira de desenvolver uma estratégia utilizada na
caracterização de um reservatório é examinar relatos de casos que tiveram resultados
positivos.
Muito dos mapas já citados aqui neste trabalho podem ser usado em conjunto com seções
transversais ou diagramas de cerca para descrever a distribuição tridimensional de rochas
reservatório e a qualidade das fácies. Um exemplo de distribuição de fácies deposicionais
em um campo é mostrado na figura 18.
Características, distribuição e continuidade das unidades de fluxo são fatores dominantes no
controle dos padrões de fluxo de fluido, de produção e de desempenho de injeção, e como
conseqüência da recuperação do campo. A precisão da descrição da unidade de fluxo do
reservatório pode ser melhorada integrando pressão de campo, histórico de desempenho,
resultados de testes de poço, e dados de engenharia de produção.
Figura 18. Mapa de distribuição de fácies. Fonte: GOMES, et. AL. (2010).
4.4.14. Desempenho de pressão e de Produção
Muitos estudos de caracterização detalhada do reservatório são conduzidos a apoiar
projetos de recuperação avançada de petróleo. Estes campos geralmente têm históricos de
produção bem estabelecidos disponibilizando uma grande quantidade de informações
46
valiosas na descrição do reservatório e ajudando a delinear a distribuição das unidades de
fluxo. A distribuição das pressões e das tendências de produção é um resultado direto da
interação entre práticas de produção e unidades de fluxo no reservatório.
Ao analisar cuidadosamente ambos, muitas vezes é possível refinar ainda mais a descrição
do reservatório e permitir melhores previsões de desempenho futuro do campo. Além disso,
há uma série de testes de poço e ferramentas de registro de produção que fornecem
informações úteis para caracterização de reservatório.
4.4.15. Uso de testes de poços e Registro de Produção
Testes de pressão transiente são uma das técnicas mais comuns para obter informações
qualitativas do reservatório.
Os testes de pressão são geralmente usados para determinar as propriedades relevantes do
reservatório nas imediações do poço, tais como fatores de película (Skin) e raio de influência
do reservatório. O teste também auxilia nas estimativas da pressão média do reservatório ou
pressão estática na área de drenagem do poço, em cálculos de condição de poço e
avaliação do potencial produtivo da formação.
Também podem ser usados para detectar a presença de descontinuidades, tais como falhas
de vedação, nas proximidades do poço. Porém, os testes de pressão transiente são mais
adequados para investigar heterogeneidades do reservatório entre poços, e efeitos de
sobreposição.
Testes de interferência e de pulso são os tipos mais comuns e são usados para confirmar a
continuidade entre poços, estimar transmissibilidade e volume de poros, quando outros
dados básicos, como a viscosidade do fluido e compressibilidade total do sistema ou análise
PVT são conhecidos. Testes de produção podem ser usados para definir variações de
permeabilidade ao longo do raio de investigação no reservatório.
Estes testes exigem equipamentos de medição de pressão sensíveis e sofisticadas técnicas
analíticas. Eles geralmente tomam vários dias de produção, sendo que um teste de longa
duração (TLD) pode durar até três meses. A análise de pressão transiente usando modelo
de reservatório heterogêneo, muitas vezes exige técnicas complexas de estimativa de
parâmetro das equações usadas na simulação computacional.
47
4.4.16. Quantificação de dados descritivos do reservatório e efeitos de
heterogeneidades
Engenheiros de reservatório têm interesse em quantificar dados descritivos do reservatório e
os efeitos das heterogeneidades sobre o fluxo no interior do reservatório. Essa quantificação
é necessária para a correta e mais abrangente possível utilização dos dados em previsões
de desempenho do reservatório. Sua importância é verificada na modelagem dinâmica do
reservatório.
Modelos matemáticos têm sido estudados e desenvolvidos para uma melhor descrição da
permeabilidade vertical efetiva, permeabilidade direcional, e previsões e modelagem de
pequenas heterogeneidades de um reservatório. Uma linha de pesquisa atualmente
abordada é o desenvolvimento de ferramentas estatísticas para preparação de dados
descritivos do reservatório, para uso em modelos de simulação de fluxo.
48
5. METODOLOGIA
Neste capitulo será descrita a concepção do modelo geológico e as etapas da construção do
deste modelo no ambiente do aplicativo Petrel®. No decorrer do capítulo será mostrado
quais elementos foram usados para construir o modelo geológico e como foi obtido o
sismograma sintético e o mapa de iluminação a partir do modelo geométrico geológico.
5.1. Concepção do modelo geológico
O modelo usado neste projeto foi concebido da idéia de um sistema convencional e simples,
ou seja, um corpo característico encontrado em projetos de exploração.
Desta forma foi construído um modelo derivado de um canal seguido de um lobo. De forma
resumida, o canal é um tipo de depósito sedimentar formado por córregos e rios, e o lobo é
uma área mais larga do canal onde houve maior acumulo de sedimentos como mostrado na
figura 19 - a.
Figura 19. a) Exemplo de um canal seguido de um lobo; b) e c) Exemplo de materiais depositados nos ambientes
fluviais. Fonte: BROOKFIELD, (2004).
A forma do canal e as características dos sedimentos podem ser facilmente identificados
nos estudos exploratórios. A compreensão destes tipos de depósitos fluviais é essencial à
49
geologia econômica, pois muitos destes depósitos mais antigos são uma boa fonte de
hidrocarbonetos, assim, fica clara a importancia dada a este tipo de ambiente deposicional
na monografia.
Com a concepcão de canal, foi analisado a importancia de ter, da forma mais simples
possível, um envelope estrutural, constituído de um topo e uma base importados de um
dado sísmico pré existente.
O suposto reservatório encontra-se dentro deste envelope. Há também necesidade de haver
refletores no modelo, pois os refletores são identificados no sismograma sintético final.
Apartir deste envelope, foi obtido um modelo geocelular que posteriormente foi
caracterizado com as propriedades necessarias à modelagem sísmica. Um esquema do
modelo é mostrado abaixo na figura 20, com o assoalho oceânico, topo, base e
embasamento criado, representados.
Figura 20. concepcão do modelo geológico usado neste trabalho.
O conceito de contraste de impedância, que é foco da modelagem sísmica através do
raytrace, é uma dos mais importantes na concepcão do modelo. O software Norsar 3D ® se
baseia neste principio, na modelagem em questão. A figura 21, mostra um exemplo de
contraste em uma interface genérica.
50
Figura 21. Exemplo de contraste de propriedades em uma interface localizada. Fonte: VINJE, (1999)
5.2. Construção do modelo geológico
Depois da concepcão do modelo pronta, é necessária uma estratégia de construcão do
modelo usado para modelagem sísmica. Assim, foram usados dados de um campo
denominado de Campo 1, com todas as características estruturais e faciológicas descritas
acima.
Através da Ferramenta SeisEarth® da plataforma Epos (Paradigm), foi realizado o
rastreamento dos horizontes (Refletores) nos crosslines e inlines do dado sísmico, já
préviamente processado. Após esta etapa, foi interpretado este dado sísmico 3D do Campo
1, no qual foi encontrado um canal, com um topo e uma base bem visíveis. Com ajuda do
SeisEarth®, foi construido duas superfícies tridimensionais através dos horizontes presentes
na sísmica.
Estas duas superfícies foram exportadas em formato ASCII sobre um sistema de
coordenadas cartesianas simples, de forma a facilitar o tratamento dos dados.
Da plataforma Apos foram extraidos dados de poço, estes escolhidos de forma estratégica,
de forma à melhor representar a realidade e ter dados em maior quantidade e qualidade no
intervalo do reservatório.
5.2.1. Uso dos dados de poço
Os dados utilizados para caracterizar o modelo foram a velocidade compressional e a
densidade que constituem a impedância acústica de acordo com a equação 1.7:
51
I Vρ= × (0.7)
onde:
I: Impedância acústica;
ρ: Densidade do meio;
V: Velocidade compressional.
A velocidade compressional é o inverso do valor registrado no perfil sônico (DT), de acordo
com a equação abaixo (Eq 0.8).
1V=
Dt (0.8)
Dados de poços foram usados para encontrar os valores usados na caracterização do
modelo geológico. Abaixo está um exemplo de perfil sônico usado na inferência dos dados.
Por motivos de segurança da informação os dados não foram divulgados de forma direta no
trabalho, porém os perfis usados são semelhantes ao da figura 22.
Figura 22. Exemplo de perfil sônico usado para determinar os valores de DT. Fonte: adaptado de BASSIOUINI,
(1994).
52
Como o modelo geométrico usado no trabalho deve ser bem simples, foi usado uma média
apropriada para adequar os valores de velocidade compressional e densidade às zonas do
modelo. Os valores obtidos dos perfis dos poços estão na tabela 1.
DT µsec/ft
RHO g/cm3
V ft/sec
MÉDIA TOTAL 107,741 2,39702 9281,517714
MÉDIA DO SUPOSTO TURBIDITO 122,118 2,45964 8188,800996
MÉDIA DA SUPOSTA ARGILA 107,818 1,99547 9274,889165
Tabela 1. Valores médios do perfil sônico, densidade e velocidade compressional obtidos do perfil usado neste
trabalho.
5.2.2. Caracterizacão do modelo geológico
Na caracterização do modelo geológico foi usado a menor velocidade (da tabela 1) no
espaço entre o topo e a base (dentro do reservatório), esse valor usado é típico de um
turbidito. A maior velocidade (da tabela 1), típica de uma argila, foi usado na zona
encaixante do reservatório, ou seja, entre o topo do reservatório e o assoalho oceânico, e
entre a base do reservatório e o embasamento. Foi usado a mesma técnica para a
densidade (da tabela 1), de acordo com o esquema da figura 23.
Figura 23. Dados correspondentes às zonas do modelo usado neste trabalho.
53
O passo seguinte foi reunir os dados citados anteriormente, estruturais e petrofísicos, no
software de modelagem Petrel ®. Foram importados os horizontes e três perfis de poços a
fim de realizar a correlação poço-horizontes como descrito visualmente na figura 24, com
um poço. O modelo é mostrado em vista superior na figura 25.
Figura 24. modelo com o perfil de um poço usado neste trabalho.
Figura 25. Vista superior do modelo usado neste trabalho no ambiente Petrel®.
Abaixo, na figura 26 está o primeiro modelo obtido no software Petrel ® sob o sistema de
pontos, nesta etapa estava presente somente o topo e a base do reservatório.
54
Figura 26. modelo usado neste trabalho, com topo em verde e base em azul visualizados no ambiente do Petrel
®.
5.3. Modelagem sísmica
A etapa de modelagem sísmica do reservatório foi realizada no Software Norsar 3D ® da
empresa Norueguesa Norsar. O principal objetivo desta etapa é o de gerar os sismogramas
sintéticos em tempo do modelo gerado no Petrel ® e gerar um mapa de iluminação.
O Norsar-3D é um software usado para modelagem sísmica através da construção de
modelos de traçado de raio sísmico, onde o resultado da modelagem básica é o evento. Um
evento contém os principais dados resultantes de um único raio de um tiro para um receptor.
A quantidade de informações armazenadas para cada evento varia, dependendo do tipo e
tamanho do trabalho de modelagem, mas geralmente os atributos do evento são o tempo de
viagem, amplitude e ponto de reflexão, se houver. Os resultados da modelagem são
apresentados na forma de mapas de Iluminação, diagramas de roseta, sismogramas
sintéticos no formato SEG-Y entre outros resultados.
O método de construção de frente de onda é um conceito muito importante, pois ele gera os
eventos. Construção de frente de onda é uma técnica de campo de raios baseado na teoria
de raios sísmicos convencionais. Em vez de construir o campo de raios um por vez, como é
feito no método ‘ray tracing’ clássico, construção de frente de onda está construindo o
campo de raios por frentes de onda. A fim de iniciar uma propagação de uma frente de onda
é necessária uma fonte inicial. A idéia básica no método é manter uma densidade uniforme
de segmentos de raio na frente de onda durante sua propagação.
55
Uma rede triangular tem topologia de frente de onda simples e capacidade de ajustar-se ao
alongamento e torção da frente de onda durante a propagação através do meio. (VINJE et
al.,1996 apud GJØYSTDAL et AL., 2002). A propagação das frentes de onda usadas neste
trabalho é mostrada na figura 27.
Figura 27. Propagação de uma frente de onda usado neste trabalho.
5.3.1. Definição dos parâmetros e geometria de aquisição
Para a aquisição foi usada uma malha de 170 tiros, espaçados de 100 metros, em 5 linhas,
espaçadas em 1000 metros, ou seja, foram feitos 170 x 5 disparos, ou 850 tiros a 6 metros
de profundidade a partir do nível do mar. Para a malha de receptores foi usado três linhas
espaçadas em 100 metros com 100 receptores, de 25 em 25 metros, cada uma, o que
resulta em 300 receptores a 9 metros de profundidade a partir do nível do mar. A malha de
aquisição está ilustrado na figura 30 sendo importante ressaltar que o navio de aquisição e o
trem de hidrofones estão representados pelo retângulo posicionado na parte de baixo da
figura. A aquisição começa nesta posição e avança em ziguezague pelas linhas até chegar
à última linha na parte superior, conforme figura 28.
Figura 28. Avanço da aquisição sísmica
Na figura 29, está representada em vista superior toda a malha de aquisição com o modelo
triangular e o trem de geofones puxado pelo navio de aquisição.
56
Figura 29. Malha de aqusicão usada na modelagem sísmica, gerada no Norsar-3D ®.
57
5.3.2. Entrada do modelo
O modelo foi exportado no formato ASCII, sob o sistema de coordenadas cartesianas. No
ambiente do Norsar-3D o modelo foi transformado em um sistema de triângulos chamado de
‘triangle mesh’, o que é uma característica intrínseca ao software. A partir desta malha
triangular o Programa gerou um campo vetorial onde cada vetor é um bissetor do par
chegada-partida de uma onda refletida em uma superfície, gerada por um contraste de
impedâncias. O modelo triangular é representado na figura 30, abaixo.
Figura 30. modelo geológico do reservatório no ambiente Norsar-3D ®.
Figura 31. Vista tridimensional do modelo geológico usado neste trabalho, no Norsar 3D, com malha de
aquisição e traçado de raios.
58
Na figura 31, é mostrado o modelo em vista tridimensional com a malha de aquisição,
modelo triangular completo, lâmina d’água e traçados de raios.
5.3.3. Geração dos Sismogramas sintéticos
No escopo do trabalho foram gerados sismogramas no domínio do tempo, do modelo
geológico. Estes sismogramas estão em uma fase pré-stack e antes da correção NMO, o
que pode ser constatado através da forma hiperbólica do horizonte que representa o fundo
do mar e o reservatório.
A interpretação dos sismogramas com o fundo do mar, o topo e a base do reservatório e os
ruídos gerados pelo modelo, estão ilustrados na figura 32. Os sismogramas inlines, ou seja,
perpendiculares ao deslocamento do navio, estão representados nas figuras 33, 34 e 35
cujas posições estão representadas na parte superior dos sismogramas.
Figura 32. Sismograma sintético Pré-Stack interpretado do modelo usado neste trabalho, com o fundo do mar,
topo e base do reservatório e ruídos representados. Fonte: Próprio Autor.
59
Figura 33. Sismograma sintético em tempo do modelo geológico usado neste trabalho.
60
Figura 34. Sismograma sintético em tempo do modelo geológico usado neste trabalho
61
Figura 35. Sismograma sintético em tempo do modelo geológico usado neste trabalho.
62
5.4. Estudo de iluminação
A iluminação sísmica esta associado ao ato de se atingir um determinado ambiente com
uma onda propagante.
Existem alguns tipos de estudos de iluminação, alguns deles empregam o método de
Tracamento de Raios, porém, na modelagem, tais métodos possuem o inconveniente de
áreas de mudanças bruscas de coeficiente transmissão/reflexão gerarem zonas de baixa
iluminação.
Mapas de Iluminação são os resultados mais relevantes a partir software Norsar-3D. Eles
mostram estatísticas simples, como soma, média, mínimo, máximo, para os parâmetros
modelados, tais como tempo de viagem, amplitude, ângulo de reflexão, e offset através de
um horizonte alvo.
Hit map é o mapa mais usado e representa o número de pontos de reflexão de raios dentro
de cada célula do modelo conforme figura 36.
5.5. Geração do diagrama de roseta
Diagramas de roseta são muitas vezes bons pontos de partida no planejamento da
pesquisa. Estes diagramas são uma espécie de mapa de iluminação para um ponto único
do horizonte alvo.
Todas as direções de pesquisa e deslocamentos são considerados, assim pode-se propor
um estudo de melhores direcões na aquisicão de dados em um campo onde proporcione
uma melhor iluminacão de um dado refletor. Foi gerado no Norsar 3-D o diagrama de rosa
da cobetura sísmica, (Figura 37), conhecido como ‘rose diagram’.
Em outras palavras o diagrama de roseta pode ser encarado como sendo um mapa de
iluminação local que mostra parâmetros de iluminação em função da direção da fonte
(azimute) e do afastamento entre os receptores.
O método de obtenção de diagramas de flor computa famílias de ponto de reflexão comum
(CRP) da região alvo por meio do método de traçamentos de Raios a partir de um local
específico em sub superfície em direção a superfície do modelo. Cada diagrama obtido
produz um mapa que ilustra os pares fonte-receptor que contribuem para iluminar este ponto
específico.
63
Figura 36. Mapa de iluminação da cobertura sísmica (Hit Map) do modelo usado neste trabalho, gerado do Norsar 3-D.
64
Figura 37. Diagrama de roseta do máximo offset do modelo geológico usado neste trabalho, gerado no Norsar 3-D. Fonte: Próprio Autor.
65
6. CONCLUSÃO
O desenvolvimento do trabalho envolveu a simulação de uma aquisição sísmica e várias
análises sísmicas de um modelo geológico sintético como a geração de sismogramas
sintéticos e a geração de um mapa de cobertura sísmica, para isto foi usado o software da
empresa Norueguesa Norsar chamado Norsar-3D.
Foram envolvidas várias etapas da modelagem de reservatório, desde o mapeamento de
horizontes e interpretação sísmica passando pelo uso de dados de poços até a modelagem
geológica final, com a obtenção de um modelo geológico sintético para o posterior estudo
sísmico. Do estudo sísmico foi concluído que é possível gerar um sismograma sintético a
partir de um modelo geológico e que pode ser feito um estudo de iluminação dos horizontes
deste modelo para saber qual o melhor direção (azimuth) de aquisição dependendo dos
obstáculos existentes no modelo.
Os sismogramas sintéticos gerados representaram bem refletores como o fundo do mar,
que ficou mais nítido na seção sísmica devido ao maior contraste de impedância, o topo e a
base do reservatório e alguns ruídos, comuns em um sismograma simples e sem o devido
processamento.
O mapa de cobertura sísmica (Hit Map) representou as 5 linhas de aquisição e não
apresentou nenhuma complexidade, de acordo com a superfície analisada, que não
apresentava obstáculos significantes com intrusões ou domos de sal. Fica provado com o
trabalho que é possível ser feito o estudo e a modelagem sísmica através de um modelo
previamente determinado, ou seja, o caminho contrário do que normalmente é feito.
A monografia deixa um legado concreto para posteriores estudos de outros modelos, de
forma até mais aprofundada, servindo como pedra fundamental científica para tais estudos.
66
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