4. RESULTADOS E DISCUSSÕES
4.2. Injeção de Água (Modelo 1)
4.2.1. Variação de Impedância
A tabela 4.1 mostra as médias de impedância ao longo do reservatório para os tempos base e monitor e a variação média entre os tempos. Para uma análise mais detalhada, o reservatório é dividido em quatro grupos. O primeiro representa todos os blocos do grid de simulação que se mantêm completamente saturados por água do início ao fim da simulação (aquífero). O segundo grupo representa blocos nos quais a saturação de óleo aumenta e a de água diminui. Estes blocos são pouco numerosos e se encontram em áreas onde a injeção de água forçou o óleo para baixo, fazendo-o invadir a região do aquífero. O terceiro grupo representa as áreas de injeção de água, sendo composto por blocos onde a saturação de óleo diminuiu e a de água aumentou. O último grupo são os blocos que possuem saturação de óleo inicial máxima e não apresentam variação na saturação. Através desta separação, podemos observar que os blocos que não sofreram variação de saturação possuem uma variação de impedância significativamente menor que o restante.
Nestes blocos, somente a variação na pressão dos poros causa variação na impedância, enquanto no restante há uma combinação dos efeitos de variação de pressão e saturação. Para podermos observar separadamente os efeitos da variação de saturação e pressão, os cálculos de substituição de fluidos foram feitos mantendo a pressão e saturação constantes, respectivamente. As tabelas 4.2 e 4.3 contêm os resultados obtidos para os casos de pressão e saturação constante, respectivamente.
Impedância Acústica P (rs ∙ t/u)
Inicial Final (11 anos) variação média
Água 10 771 Água 10 768 -2.69 10 566 óleo invadindo água 10 441 -124.75 10 284 água invadindo óleo 10 346 62.09
óleo 10 512 óleo 10 499 -12.72
Tabela 4.1 – Médias de impedância e variação de impedância para quatro grupos de blocos
Impedância Acústica P (rs ∙ t/u ) - Efeitos de Saturação (Pressão cte)
Inicial Final (11 anos) variação média
Água 10 771 Água 10 771 -0.05 10 566 óleo invadindo água 10 454 -111.81 10 284 água invadindo óleo 10 358 74.47
óleo 10 512 óleo 10 511 -1.26
Tabela 4.2 – Médias de impedância e variação de impedância para o caso de pressão constante
Impedância Acústica P (rs ∙ t/u) - Efeitos de Pressão (Sat cte)
Inicial Final (11 anos) variação média
Água 10 771 Água 10 768 -2.71
óleo 10 512 óleo 10 501 -11.83
Tabela 4.3 - Médias de impedância e variação de impedância para o caso de saturação constante A queda de pressão no reservatório gera uma ligeira expansão dos fluidos, diminuindo a densidade destes e causando uma variação negativa na impedância. Como a água possui densidade e velocidade sísmica maior que o óleo, a substituição de água por óleo também gera variações negativas que são então intensificadas pela variação de pressão. Já as áreas de
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são então amenizadas pelo efeito de queda de pressão. Através destas tabelas, observamos que os efeitos causados pela variação de saturação se mostram significativamente mais intensos que aqueles que ocorrem em função da variação de pressão. Observamos também que a variação de pressão gera variação de impedância mais intensa nos blocos saturados por óleo que nos saturados por água. Isto se deve ao fato de o óleo ser um fluido mais compressível que a água, portanto a variação de pressão gera uma variação de densidade mais intensa neste fluido. Curiosamente observa-se também que a substituição de água por óleo gera variações mais intensas que a substituição de óleo por água. Isto se deve ao fato de os blocos inicialmente saturados por água terem saturação de água de 100% enquanto os blocos inicialmente saturados por óleo terem saturação de óleo de 83% devido à porcentagem de água conata. Quando o óleo invade um bloco de água, a saturação máxima que ele pode alcançar é 83%, porém quando a água invade o óleo ela nunca conseguirá retirar todo o conteúdo de óleo dos poros, portanto a variação máxima de saturação nestes blocos é de 65% deixando 18% de saturação de óleo restante e os 17% de água conata inicial. Desta forma quando se faz uma média dos valores de todos os blocos de invasão do óleo na água é natural que esta média seja maior que no caso contrário, já que estes casos possuem diversos blocos em que a variação de saturação é maior que a máxima para o caso contrário.
A Figura 4.6 mostra um mapa de variação de impedância, onde cada célula representa a soma vertical das variações em todas as camadas. Esta Figura ilustra a disposição geral da variação de impedância da onda P ao longo do reservatório. As cores positivas indicam áreas de injeção de água, as negativas mais intensas indicam áreas onde o óleo invadiu o aquífero e as mais amenas são áreas afetadas somente pela queda de pressão, com pouca variação de saturação. Como as variações de pressão e de saturação causam efeitos contrários na impedância, neste mapa conseguimos determinar facilmente os limites laterais dos bancos de fluido injetado. Observa-se também que as variações negativas causadas por queda de pressão são bem menos expressivas que as causadas pela injeção de água.
A Figura 4.7 mostra o cross-plot da variação de impedância da onda S (ΔN) em função da variação de impedância da onda P (ΔN). Neste gráfico cada ponto representa um bloco do grid de simulação, e as cores indicam a variação na saturação de óleo de cada bloco. Podemos observar que os pontos sem variação de saturação (preto) possuem uma tendência quase horizontal, isto ocorre pois a pressão afeta N somente pela variação na densidade, e afeta N também com
variações no módulo de incompressibilidade (vide eq. 2.7 e 2.8). Para os pontos com ΔN e ΔN positivos observamos outra tendência, com altas variações em ambos. Nestes blocos a substituição do óleo por água gera fortes variações na densidade, o que resulta em ΔN alto.
Figura 4.6 – Variação de impedância da onda P ( ∙ /). Cortes perpendiculares no modelo 1 demostrando a disposição geral de variação ao longo do modelo.
A Figura 4.7 nos mostra que é possível distinguir amostras com efeitos de pressão e de saturação dominantes através da análise de um cross-plot ΔNx ΔN.
Quando água é injetada em uma área de saturação de óleo, ela força o escoamento do óleo para longe do poço injetor, gerando um banco de água em volta do poço cujos limites laterais podem ser observados através da sísmica 4D. A espessura vertical do banco de água formado tem efeitos importantes na sísmica 4D. Nesta redação define-se espessura do fluido injetado como sendo a espessura vertical do banco de fluido gerado com a injeção deste em uma área de saturação de óleo. Jenkins et al. (1997) determinam que é possível obter uma relação linear entre a espessura do banco de fluido injetado e a variação na impedância a partir da modelagem direta.
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A variação de impedância pode então ser traduzida para variação de amplitude sísmica de forma a obter uma relação entre a amplitude 4D e a espessura do fluido injetado. Isso nos permite entender melhor a distribuição do fluido injetado a partir de uma seção sísmica 4D. A Figura 4.8 mostra que os dados possuem uma relação crescente entre a média RMS (Root Mean Square) da amplitude do traço e a espessura da água injetada. A espessura é representada como o número total de blocos consecutivos nos quais houve uma mudança significativa na saturação de água.
Figura 4.7 – Gráfico de variação de impedância da onda S vs variação da impedância da onda P. Cada ponto indica um bloco do grid. As cores indicam a variação de saturação de óleo
para o modelo 1 Impedâncias em ∙ /.
Figura 4.8 – Relação entre a média RMS da amplitude time-lapse e a espessura de saturação da água injetada. Cada ponto indica um traço.