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
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
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho a:
Minha Avó Myrian Soares Moura (In memorian), pela alegria que estaria sentindo neste momento, requiescat in pace.
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.
‘Nunca Serão’
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
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.
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 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 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
LISTA DE TABELAS
Tabela 1. Valores médios do perfil sônico, densidade e velocidade compressional
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
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
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
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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);
• 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
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
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
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.
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).
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
ξ
x t d
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
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.
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.
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:
2 2 2 0 2
x
t
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 01
1
NMOX
t
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.
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
( )
R M Sx
t
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.
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.
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.
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.
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.
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,
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
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.
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.
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 sãomais bem transmitidas. A diferença de poder de resolução entre 50 Hz e 20 Hz de pulso é ilustrada na figura 11.
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.
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).
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
