APLICAÇÃO DE AVO PARA IDENTIFICAÇÃO DE
HIDRATOS DE GÁS NA BACIA DE PELOTAS
ANDERSON WILSON PEIXOTO DE FRANCO
Universidade Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro – UENF
Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo - LENEP
HIDRATOS DE GÁS NA BACIA DE PELOTAS
ANDERSON WILSON PEIXOTO DE FRANCO
Orientador: Prof. Sérgio Adriano Moura Oliveira, D.Sc
.Dissertação apresentada ao Centro de Ciência e Tecnologia da Universidade Estadual do Norte Fluminense, como parte das exigências para obtenção do título de Mestre em Engenharia de Reservatório e de Exploração de Petróleo.
HIDRATOS DE GÁS NA BACIA DE PELOTAS
ANDERSON WILSON PEIXOTO DE FRANCO
Dissertação apresentada ao Centro de Ciência e Tecnologia da Universidade Estadual do
Norte Fluminense, como parte das exigências para obtenção do título de Mestre em Engenharia de Reservatório e de Exploração de Petróleo.
Aprovada em de março de 2009
Comissão Examinadora:
___________________________________________________________ Prof.(a) Roseane Marchezi Misságia (D.Sc. Geofísica – LENEP/CCT/UENF) ____________________________________________________________ Prof. Marco Antônio Rodrigues Ceia (D.Sc. Geofísica – LENEP/CCT/UENF) ____________________________________________________________ Kledson Tomaso Pereira de Lima (D.Sc. Geofísica – PETROBRAS/UNBC) ____________________________________________________________
Agradeço primeiramente a Deus, por todas as bênçãos que vem me proporcionando nesta vida.
Agradeço também ao Programa de Recursos Humanos da Agência Nacional de Petróleo (PRH-ANP/MCT) pela bolsa de estudo e o fornecimento das linhas sísmicas utilizadas, a INVISION, por fornecer os softwares aplicados ao estudo. Agradeço também a meu orientador Sérgio Adriano e a todos do grupo GIR, ao professor Luiz Geraldo C. L. Loures que me instruiu em grande parte desta dissertação, ao professor Fernando Moraes, Igor, Ariane Jeveaux, Diego Carvalho e a Vitor.
Não poderia deixar de agradecer ao meu pai, Uilson Franco Marinho, que sempre buscou que eu tivesse uma boa educação, me guiando em cada passo para que eu assim tivesse oportunidades que ele não teve.
E é claro agradeço a minha esposa que esteve ao meu lado desde o inicio dessa dissertação de mestrado e foi graças a este curso que pude conhecer então a mulher da minha vida e futura mãe dos meus filhos. Ela que sempre me apoiou e continuará me apoiando em cada passo da minha vida.
E para finalizar, em especial dedico esta dissertação a minha MÃE, Mailza Peixoto de Souza Franco, que hoje descansa nos braços de DEUS. Sem ela eu não seria metade do homem que sou e agradeço a Deus a oportunidade de ter tido uma mulher como ela ao meu lado, mesmo que por um breve momento nesta vida. Gostaria que ela estivesse aqui para me ver hoje, mas sei que de alguma forma ela pode me sentir.
SUMÁRIO
AGRADECIMENTO... ii
SUMÁRIO... iii
LISTA DE FIGURAS... vi
LISTA DE TABELAS... viii
RESUMO... ix ABSTRACT... x 1 INTRODUÇÃO... 1 1.1 HIDRATOS... 3 1.1.1 Definição... 3 1.1.2 Características Físico-Químicas... 6 1.1.3 Potencial Energético... 9
1.1.4 Ocorrência de Hidratos no Mundo... 11
1.1.5 Ocorrência de Hidratos no Brasil... 13
1.2 DESCRIÇÃO GEOLÓGICA DA BACIA DE PELOTAS... 16
2 OBJETIVO... 20
3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA... 21
3.1 ANÁLISE DE AVO... 21
3.2 COEFICIENTES DE REFLEXÃO... 22
3.3
PROCESSAMENTO SÍSMICO PARA ANÁLISE DE AVO
... 304.1.1 Descrição dos Dados... 37
4.1.2 Geometria... 40
4.1.3 Preparação do Dado para o Processamento... 41
4.1.4 1o Cubo de Velocidade... 44 4.1.5 1a Análise de Velocidade... 44 4.1.6 Aplicação de NMO... 46 4.1.7 1a Remoção de Múltiplas... 46 4.1.8 Remoção de NMO... 47 4.1.9 2o Cubo de Velocidade... 47 4.1.10 2a Análise de Velocidade... 47 4.1.11 Migração... 48
4.1.12 Remoção Final de Múltiplas... 49
4.1.13 Seção Empilhada... 49
4.2 AVO... 51
4.2.1 Preparação do Dado para Análise de AVO... 51
4.2.1.1 Aplicação da Curvelet... 51
4.2.1.2 Aplicação do Inverse Q... 51
4.2.1.3 Aplicação do Filtro Passabanda... 53
4.2.1.4 Preparação dos Super gathers... 53
4.2.2 Identificação dos Alvos... 55
4.2.3 Inversão de AVO... 58
4.2.3.1 Extração de Atributos... 58
5.2 Caracterização da assinatura de AVO... 64
6 CONCLUSÃO... 68
FIG. 1 Molécula de Hidrato de Metano... 3
FIG. 2 Limites de estabilidade de hidrato... 4
FIG. 3 Entupimento de um duto ocasionado pela formação de hidratos... 5
FIG. 4 Diagrama de fase com as condições termodinâmicas de temperatura e pressão para a estabilidade do hidrato de gás ... 7
FIG. 5 Curva de estabilidade e curva geotérmica do hidrato de gás... 8
FIG. 6 Produção Mundial de Petróleo... 9
FIG. 7 Presença de hidratos no mundo... 11
FIG. 8 Hidratos na Bacia de Pelotas... 14
FIG. 9 Hidratos na Foz do Amazonas... 15
FIG. 10 Seção Geológica da Bacia de Pelotas... 16
FIG. 11 Carta Estratigráfica da Bacia de Pelotas... 17
FIG. 12 Localização da Linha Sísmica... 18
FIG. 13 Linha Sísmica da Bacia de Pelotas... 19
FIG. 14 Transmissão e reflexão na interface entre dois meios elásticos para uma onda P incidente... 23
FIG. 15 Classificação de Rutherford e Williams (1989) para areia com gás modificada por Castagna (1997)... 32
FIG. 16 Obtenção dos atributos A e B, fundamentais na análise de AVO... 34
FIG. 17 AVO Crossplotting... 35
FIG. 18 Classificação da resposta de AVO segundo a posição da reflexão de interesse no Crossplot de A x B... 36
FIG. 24 Seção da linha sísmica após empilhamento em tempo (PSTM –
Pré-Stack Time Migration)... 48
FIG. 25 Remoção de múltiplas... 50
FIG. 26 Aplicação do inverse Q... 52
FIG. 27 Linha processada e empilhada... 54
FIG. 28 Alvos... 56
FIG. 29 BSR... 57
FIG. 30 Crossplots da Areia 1... 59
FIG. 31 Crossplots da Areia 2... 60
FIG. 32 Crossplots do BSR... 61
FIG. 33 Seção da linha sísmica processada, focando a área circundada em vermelho, onde se percebe um forte refletor paralelo ao fundo marinho, característico do BSR... 63
FIG. 34 Anomalia de Classe III... 65
FIG. 35 Coloração das respectivas anomalias apresentadas... 66
LISTA DE TABELAS
As the energy consumption is increasing, the research for alternative sources is each time more necessary. Gas hydrate has a big energetic potential, due to it´s huge volume, being able to achieve double of the fossil reserves already found. In Brazil, there are two big reserves: one in Amazonas Basin and the other in Pelotas Basin. This study is focused in the identification of gas hydrate in Pelotas Basin by geophysical methods. For that, the AVO analysis (amplitude versus offset) was used to identificate the BSR (bottom simulating reflector), which is the bottom of the gas hydrate stability zone.
Com o aumento da demanda de energia, faz-se necessária a busca por fontes alternativas. O hidrato de gás apresenta-se com grande potencial energético, devido ao seu gigantesco volume, podendo chegar ao dobro das reservas fósseis encontradas. No Brasil, duas grandes reservas são apresentadas: uma na Foz do Amazonas e outra na Bacia de Pelotas. O foco deste estudo é a identificação do hidrato de gás na Bacia de Pelotas através de métodos geofísicos. Para isso, foi utilizada a análise de AVO (amplitude versus offset) para a identificação do BSR (bottom simulating reflector), que é a base da zona de estabilidade do hidrato de gás.
1 INTRODUÇÃO
Os hidratos de gás são materiais semelhantes a gelo que contém metano em sua estrutura e ocorrem em abundância em sedimentos marinhos e árticos, guardando quantidades imensas de metano. São encontrados em zonas, onde as condições de alta pressão e baixa temperatura os tornam estáveis. Estima-se que as reservas de Hidratos sejam equivalentes ao dobro de outras fontes de carbono do mundo somadas (USGS, 2009). Esta quantidade de hidrocarboneto pode ser uma importante fonte energética futura, principalmente, porque é considerada uma fonte limpa, quando comparada ao carvão e ao petróleo.
Os hidratos foram descobertos através de experimentos realizados por Sir Humphry Davy em 1811 (Desa, 2000), contudo os hidratos de gás só foram detectados por métodos geofísicos em sedimentos marinhos a partir de 1970, em áreas associadas a altas taxas de sedimentação e rápido soterramento (Montalvão, 2003). A presença dos hidratos foi detectada através da presença de um grande refletor paralelo ao fundo marinho denominado BSR (Bottom Simulating Reflectors). Os BSRs são gerados pelos contrastes de impedância entre depósitos de hidratos acima e o gás livre ou os sedimentos saturados abaixo.
Várias pesquisas têm sido realizadas em todo o mundo, como Japão, EUA, Canadá e China, sobre o potencial energético dos hidratos. Dentre essas pesquisas, estudos vêm sendo feitos sobre as propriedades físicas dos hidratos e sua resposta aos estudos sísmicos (Dvorkin, 2003; Cordon, 2006). Um dos mais recentes trabalhos sobre a aplicação de AVO para identificação de Hidratos é o de Yong Xu (Xu, 2003), observado na área de Mallik no delta de Mackenzie, NWT, Canadá. Em estudos de AVO (Ecker, 1998), a informação que se deseja obter é a variação do coeficiente de reflexão (amplitude) com o afastamento.
O potencial petrolífero da Bacia de Pelotas, uma das fronteiras exploratórias na costa brasileira, foi recentemente estudado por projetos acadêmicos sismo– estratigráficos e estratigrafia de seqüências. O projeto acadêmico sismo-estratigráfico de seqüência produzido por Rosa (Rosa, 2007) no Laboratório de Engenharia de Exploração pela Universidade Estadual do Norte Fluminense, foi um dos incentivos para o desenvolvimento deste projeto, visto que possíveis feições de hidratos foram identificadas em seus estudos, além de dados consistentes sobre a presença dos mesmos contidos no acervo da Agência Nacional do Petróleo (ANP).
Embora existam poucos estudos do ponto de vista sismo-estratigráfico na Bacia de Pelotas; não há nenhum estudo de assinatura de AVO dos alvos indicados até o momento.
Técnica como: processamento sísmico e análise de AVO são de fundamental importância na exploração. Todo este trabalho levará à formação de recursos humanos, hoje escassos no mercado.
Este estudo implica no desenvolvimento de técnicas de processamento e na análise de AVO para identificação de hidratos de gás ou gás livre, na Bacia de Pelotas.
Para isto, foi desenvolvido então um fluxo de processamento de uma linha sísmica 2D, localizada no Cone do Rio Grande (Bacia de Pelotas), visando à preservação das amplitudes relativas.
Após a identificação dos alvos no processamento, foi realizada a preparação do dado sísmico para a análise de AVO. Na análise de AVO, pretendeu-se retirar alguns atributos, como Rp, Rs, AVO intercept e AVO gradient., dos quais foram montados ―crossplots‖ para identificação de possíveis anomalias.
1.1 HIDRATOS
1.1.1 Definição
Hidrato de gás ou clatrato, que em latim significa ―gaiola‖, é um composto cristalino no qual as moléculas de água, associadas umas às outras por ligações de hidrogênio, encapsulam moléculas de gás como o metano e dióxido de carbono, exemplificado conforme a Fig. 1 (Sloan, 1998).
O tipo de ligação intermolecular é parecido com a estrutura do gelo comum, mas o arranjo geométrico produz cavidades que cercam os gases originalmente em solução na água. Apesar da ausência de ligações químicas entre a água e o
Fig. 1 - Molécula de Hidrato de Metano – apresenta uma molécula de metano no centro, envolvida por uma estrutura tipo ―gaiola‖, composta por moléculas de água. Fonte: The United States Geological Survey (USGS, 2009).
Os hidratos de gás ocorrem naturalmente em regiões permanentemente congeladas (permafrost) e no solo submarino em profundidades superiores a 500 m, em uma zona onde as condições de alta pressão e baixa temperatura os tornam estáveis (Kvenvolden, 1993), representados na Fig. 2.
Os Hidratos de gás são encontrados nas margens continentais com altas taxas de sedimentação, as quais asseguram rápido soterramento e preservação da matéria orgânica existente. De acordo com Kvenvolden e Bernard (1983), após a etapa de soterramento inicia-se um processo de metabolização da matéria orgânica, resultando no aparecimento de duas zonas bioquimicamente diversas na camada sedimentar: uma região onde predominam os processos aeróbicos, sobreposta a outra, na qual são dominantes as reações efetuadas sob regime anaeróbico. Nesta zona inferior alternam-se dois níveis. No nível de cima ocorrem processos de redução dos sulfatos, enquanto no nível de baixo dominam as
Fig. 2 – Limites de estabilidade de hidrato. Representa o limite de aproximadamente 500m de lâmina d‘água para a estabilidade de hidratos de gás. Contudo esses limites de estabilidade devem também respeitar a temperatura do fundo e a concentração de metano nos sedimentos. Fonte: Clennell, 2000.
A composição molecular e isotópica dos hidrocarbonetos gasosos, bem como a profundidade em que esses hidratos são encontrados, levam a crer que a maior parte do gás metano existente na forma de hidratos tem origem na alteração bacteriana da matéria orgânica. (Montalvão, 2003)
Em linhas de produção de hidrocarbonetos, os hidratos são vistos como um grave problema. Isso ocorre porque o óleo e principalmente o gás em presença da água, em condições de baixa temperatura e alta pressão, pode gerar hidratos, que são responsáveis pelo entupimento de dutos e poços de prospecção de petróleo em águas profundas, exemplificado na Fig. 3. Isso pode levar, entre outros aspectos, até mesmo a interdição do poço e construção de um novo, vizinho ao anterior, o que está avaliado em dezenas de milhões de dólares. Contudo, este trabalho visa focar no potencial energético associado ao hidrato de gás.
1.1.2 Características Físico-Químicas
O tipo de ligação intermolecular é parecido com a estrutura do gelo comum, mas o arranjo geométrico produz cavidades que cercam os gases originalmente em solução na água. Apesar da ausência de ligações químicas entre a água e o metano, a estrutura estável do clatrato permite que o ―gelo‖ não se derreta até temperaturas bem acima de 0 ºC desde que a pressão predominante e a concentração de gases sejam suficientemente altas (Clennell, 2000). De acordo com a Tabela 1 são exemplificadas algumas propriedades físico-químicas dos hidratos.
Através da curva termodinâmica representada na figura Fig. 4, observa-se que o hidrato de gás apresenta maior estabilidade em presença de água pura do que em relação à água do mar. Observa-se também maior estabilidade do hidrato de gás ao aumentar a quantidade de gases como: dióxido de carbono, gás sulfídrico e gases como etano; enquanto com o aumento da concentração de sais, o hidrato de gás apresenta maior instabilidade.
Diagrama de fase mostrando as condições termodinâmicas de pressão e temperatura para a estabilidade do hidrato de gás. Fonte: Michael B. Clennell 2000.
Fig. 4 – Diagrama de fase com as condições termodinâmicas de temperatura e pressão para a estabilidade do hidrato de gás. Fonte: Clennell, 2000.
A detecção dos hidratos pode ser efetuada através de dados geológicos, geoquímicos e/ou geofísicos. Os dados geológicos e geoquímicos são obtidos pela amostragem de poços. Já os dados geofísicos provêm predominantemente de levantamentos sísmicos de reflexão, efetuados numa etapa inicial das atividades de exploração (Hyndman e Dallimore, 2001). Através de levantamentos sísmicos, os hidratos de gás são encontrados pela identificação do BSR (Bottom Simulating Reflectors), que é a base da zona de estabilidade do hidrato de gás, formando um forte refletor paralelo ao fundo marinho. A través da Fig. 5 observa-se a zona de estabilidade do hidrato.
Fig. 5 – Curva de estabilidade e curva geotérmica do hidrato de gás - A zona de estabilidade de hidrato de gás esta limitada pela intersecção de sua curva de estabilidade com a curva de temperatura dos sedimentos marinhos. Embaixo dessa zona de estabilidade normalmente existe uma zona de gás livre liberado pela dissociação do hidrato. A camada de sedimentos, juntamente com o gás dentro do
1.1.3 Potencial Energético
O Pico do Petróleo é o momento do tempo em que a produção deste líquido atinge o seu máximo numa região de interesse. O modelo proposto por Hubbert (Deffeyes, 2001) determina que este pico coincida com o momento em que metade das reservas é extraída (estando ainda outra metade por extrair). Este é o evento de maior importância na produção de petróleo, não quando ela acaba, mas quando deixa de crescer e entra em declínio - quando deixa de corresponder à procura crescente. Na Fig.6 pode-se observar a curva de produção mundial de petróleo e as projeções futuras para esta produção.
Hoje o Mundo consome quase 1000 barris de petróleo por segundo, um pouco mais que 80 milhões de barris por dia. É um número colossal, no fim de um ano é perto de uma milha cúbica (Energias Portal, 2009).
Uma das possíveis alternativas para suprir a demanda de energia pode ser encontrada nos hidratos de gás. Estima-se que os hidratos de gás representam um enorme recurso inexplorado de hidrocarbonetos, com um conteúdo energético que excede a todas as outras reservas conhecidas de combustíveis fósseis.
Sabe-se também que um metro cúbico de hidrato de gás (sendo composto principalmente por metano) pode liberar em torno de 164m3 de gás metano e aproximadamente 0,8 m3 de água em condições de pressão e temperatura ambientes. (Davidson et al. 1978).
Estima-se que existam 138 trilhões de BOE (Barril de óleo equivalente) na forma de hidratos de gás no mundo (DOE - The United States Department of Energy). Isto equivale a mais que duas vezes todas as outras fontes de carbono do mundo somadas (USGS - The United States Geological Survey). Esta quantidade de hidrocarboneto pode ser uma importante fonte energética no futuro, principalmente porque é considerada uma fonte limpa, quando comparada ao carvão e ao petróleo. 1 3
+
1 m3 Hidrato 164 m3 Gás 0,8 m3 Água1.1.4 Ocorrência de Hidratos no Mundo
Aproximadamente 90% da área total das plataformas continentais do mundo inteiro possuem condições favoráveis de temperatura e pressão que permitem o desenvolvimento de zonas de hidratos de gás.Significativos depósitos de hidratos foram identificados em todo o mundo nas bacias localizadas nas margens continentais (The First Workshop of the International Committee on Methane Hydrates, 2001). Através dos pontos assinalados na Fig. 7 pode-se observar a ocorrência de hidratos em várias partes do mundo.
Fig. 7 – Presença de hidratos no mundo - Os pontos assinalados em vermelho no mapa correspondem a ocorrências de hidratos de gás ao redor do mundo. Fonte: USGS.
EUA e JAPÃO
Atualmente, os principais estudos relacionados à exploração de hidratos de gás são desenvolvidos nos EUA e no Japão. Estes países possuem sérios problemas de segurança energética e entendem que os hidratos de gás podem ser uma fonte segura e limpa de hidrocarbonetos no futuro. Por este motivo, têm programas financiados por seus governos que visam a exploração de jazidas de hidratos de gás em 2015 ou 2016.
Nos EUA, as pesquisas estão sendo desenvolvidas por um programa criado pelo NETL (National Energy Technology Laboratory), um órgão do DOE (Department of Energy)
No Japão, o programa financiado pelo governo começou em 1995 com os objetivos de Entender as condições e características dos hidratos de gás existentes offshore no Japão, estimar a quantidade de hidratos e estabelecer um sistema de produção.
ÍNDIA E RÚSSIA
Outros países como a Índia e Rússia também começaram a estudar a produção de hidratos de gás.
Na Rússia, o estudo inclui a operação do campo de Messoyaka, na Sibéria, que produz o gás livre abaixo da zona de estabilidade dos hidratos por despressurização. Em estudo publicado em 1992 reportou-se que 36% do gás seja produzido pela dissociação de hidratos (Collett, 1992). Mais recentemente, porém, esta contribuição foi questionada (Collett, 1997).
CANADÁ
A operação do campo de Mallik, do delta do Rio Mackenzie, no noroeste do Canadá, foi a maior operação de campo realizada para avaliação da explotação de jazidas de hidratos de gás. A operação foi custeada por um consórcio de várias empresas e entidades de diferentes países. A JAPEX foi a empresa responsável pela operação, que foi realizada no inverno, quando a construção de estradas de gelo permite a passagem dos equipamentos de perfuração.
1.1.5 Ocorrência de Hidratos no Brasil
O reconhecimento de hidratos de gás natural na margem brasileira adquire uma particular relevância estratégica considerando as demandas atuais e futuras do consumo de gás natural para produção energética, já que os combustíveis fósseis de reservatórios convencionais encontram-se atualmente, em termos mundiais, no pico de produção, com tendências ao declínio (Montalvão, 2003).
No Brasil, existem duas grandes acumulações de Hidrato de gás, na Bacia de Pelotas (Fontana & Mussumeci,1994) e na Foz do Amazonas (Sad et al., 1997), representados na Fig. 8 e Fig. 9. Estas ocorrências foram detectadas a partir de sísmicas realizadas, com a identificação dos volumes correspondentes ao BSR (bottom simulating reflectors), paralelamente à superfície do solo marinho. Os volumes de metano estimados são, respectivamente, 780 TCF (trillions cubic feet) e 430 TCF. No entanto, as rochas onde se encontram os Hidratos de Gás estão em lâminas d‘ águas profundas (1000 a 3000m) e são muito argilosas, possuindo baixas permeabilidades.(SAD et al., 1997).
Fig. 8 – Hidratos na Bacia de Pelotas - (I) Mapa de localização do hidrato de gás na Bacia de Pelotas; (II) Seção sísmica exibindo o refletor que corresponde base da zona de estabilidade de hidrato (BSR) e a zona de estabilidade de hidrato (HSZ – Hydrate Stability Zone). Fonte: Mussumeci, 2006.
Fig. 9 – Hidratos na Foz do Amazonas - (I) Mapa de localização do hidrato de gás na Foz do Amazonas; (II) Seção sísmica exibindo o refletor que corresponde base da zona de estabilidade de hidrato (BSR) e a zona de estabilidade de hidrato (HSZ – Hydrate Stability Zone) . Fonte: Mussumeci, 2006.
1.2 DESCRIÇÃO GEOLÓGICA DA BACIA DE PELOTAS
A Bacia de Pelotas possui uma área aproximada de 210.000 km2, fazendo limite ao Norte com a Bacia de Santos, ao Sul com o Uruguai e a Oeste com o embasamento e a Bacia do Paraná ao longo dos estados do Rio Grande do Sul e de Santa Catarina (ANP, 2005).
As principais rochas geradoras são Folhelhos do Permiano da Formação Irati, Folhelhos lacustres do Barremiano - fase Rifte, Folhelhos do Cenomaniano/Turoniano e Folhelhos do Terciário da Formação Imbé (―Área do Cone do Rio Grande‖) (ANP, 2005). Na Fig. 10 e na Fig. 11 são apresentadas a Seção Geológica e a Carta Estratigráfica da Bacia de Pelotas.
O Setor SP-AP3, onde se localiza a linha processada neste trabalho conforme a Fig. 12, possui uma área total de 21.360,48 km², onde a lâmina d‘água neste setor está entre 400 e 2.000m. Os principais Plays são os Arenitos Mioceno/Plioceno (área do ―Cone do Rio Grande‖) e Arenitos turbidíticos do Eoceno ao Oligoceno (ANP, 2005).
As Zonas de migração são de fase Rifte por contato direto e fase Drifte através de superfícies de discordância, falhas lístricas (área do ―Cone do Rio Grande‖). Ao longo da Bacia são encontradas trapas estruturais, estratigráficas e
Fig. 12 – Localização da Linha Sísmica - Setor SP –AP3 da Bacia de Pelotas, onde a linha J99B342E utilizada neste trabalho está grifada em vermelho. Fonte: ANP, 2005.
Na Bacia de Pelotas existe uma grande ocorrência de Hidrato de Gás em uma área estimada de 45.000 km2, na direção NE-SW. A lâmina d‘água nesta área varia de 500 a 3500m. O volume estimado de hidratos de gás, em condições normais de temperatura e pressão, é de cerca aproximadamente 780 TCF (trillion cubic feet - trilhões de pés cúbicos) que correspondem a aproximadamente 22 trilhões de m3 (ANP, 2005). Na Fig. 13 observa-se um forte refletor paralelo ao fundo oceânico, característico do BSR, indicando a presença de hidratos de gás.
Fig. 13 - Linha Sísmica da Bacia de Pelotas. Fonte : ANP, 2005.
2 OBJETIVO
Esta dissertação tem como objetivo:
I – A execução de um fluxo de processamento de pré-empilhamento (PSTM – Pre-Stack Time Migration) de uma linha 2D, com preservação de amplitude e de análise de AVO, adequando às condições presentes no contexto geológico da Bacia de Pelotas;
II – A análise da sensibilidade de AVO em relação às areias da Bacia de Pelotas e do hidrato de gás;
III – A identificação dos possíveis alvos exploratórios indicados pelo trabalho de Rosa (2007);
IV – A identificação do BSR e de possíveis reservatórios de gás trapeados por ele.
Os resultados deste trabalho terão aplicação no desenvolvimento de técnicas de processamento, bem como na análise qualitativa do hidrato de gás, fonte de hidrocarboneto com alto potencial energético. Sendo aplicado em específico na Bacia de Pelotas, uma das fronteiras exploratórias existentes atualmente no país.
3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
3.1 ANÁLISE DE AVO
A variação do coeficiente de reflexão em relação ao ângulo de incidência é a base para a análise de AVO (amplitude versus offset), proposta primeiramente por Bill Ostrander (1984).
Atualmente, os atributos sísmicos têm sido extremamente utilizados para obter a descrição geológica de reservatórios de petróleo especialmente com suporte para a definição da continuidade horizontal de camadas obtendo, portanto, o mapeamento de heterogeneidades. Estas heterogeneidades, muitas vezes, estão associadas à saturação da rocha por diferentes tipos de fluidos. Esta informação pode ser obtida através de análises de AVO, onde a preservação da amplitude deve estar assegurada.
Através de análises de AVO é possível identificar anomalias que indicam a presença de hidrocarbonetos. Segundo Sheriff (1990), um indicador de hidrocarboneto é uma medida que aponta a presença ou ausência de acumulações de hidrocarbonetos. Pode-se citar como exemplo de indicador em seções sísmicas o ―bright spot” (aumento na amplitude sísmica).
Para utilizar a anomalia de amplitude como um indicador direto de hidrocarbonetos, deve-se saber o que ocasionou esta variação na amplitude sísmica. Já que a anomalia presente no dado sísmico pode ser o resultado da reflexão no topo do contato gás-água ou óleo-água, ou pode estar associada simplesmente a uma variação litológica.
A fim de se obter uma informação confiável com o estudo das anomalias de amplitude, o dado sísmico deve ser de boa qualidade, sem presença de ruídos aleatórios, múltiplas, efeito de tuning e processado com preservação da amplitude. A preservação de amplitude significa que somente o efeito do coeficiente de
3.2 COEFICIENTES DE REFLEXÃO
Os coeficientes de reflexão e transmissão da onda plana (ou simplesmente coeficientes de reflexão e transmissão) desempenham um papel importante na propagação de ondas sísmicas. Estes coeficientes são, formalmente, obtidos pela partição de amplitudes que ocorre quando uma onda plana incide sobre uma interface plana separando dois meios de parâmetros elásticos distintos.
Na teoria dos raios, os coeficientes de reflexão e transmissão governam as amplitudes da onda quando esta se reflete ou se transmite através de uma interface. Isto ocorre porque na vizinhança da interface, esta se comporta como plano tangente e a frente de onda do raio incidente é aproximada como uma frente de onda plana.
Para dados sísmicos de multi-cobertura, os gráficos de AVO, em um refletor sísmico de interesse, nada mais são do que gráficos de amplitude versus afastamento ou ângulo para o referido refletor.
A Fig. 14 mostra os vetores de propagação de uma onda plana P incidente no meio 1 justamente com as correspondentes ondas refletidas PP e PS no meio 1 e transmitidas PP e PS no meio 2 (abaixo os índices 1 e 2 identificam os parâmetros referentes aos meios 1 e 2). A situação análoga para uma onda incidente S não está aqui considerada.
Fig. 14 - Transmissão e reflexão na interface entre dois meios elásticos para uma onda P incidente.
Nesta figura, definiu-se Θ como o ângulo do vetor de propagação da onda P incidente com a normal a interface. Utilizando-se as notações ΘR e ΘT para os
ângulos do vetor de propagação das ondas não convertidas PP refletidas e transmitidas com à normal a interface e ΦR e ΦT para os ângulos dos referidos
vetores de propagação das ondas convertidas PS refletidas e transmitidas com a normal à interface.
Na equação acima segue-se que Θ = ΘR e que p é o parâmetro do raio.
A Lei de Snell afirma ainda que os vetores de propagação de todas as ondas acima, bem como a normal à interface estão num mesmo plano, chamado plano de incidência. Considerando-se apenas o caso de ondas não convertidas PP a Lei de Snell fornece a relação:
Quando , o que implica em , têm-se:
O ângulo Θc é chamado de ângulo crítico da onda P. Correspondentemente, existe
o ângulo crítico para a onda S.
Para incidência normal, onde não há onda convertida, o coeficiente de reflexão da onda P (RP) é expresso como em Castagna (1993):
Sendo IP a impedância da onda compressional (P). Esta equação é válida
tanto para meios elásticos quanto para meios acústicos. Além disso, vale a correspondente equação com as impedâncias da onda S para o coeficiente RS à
incidência normal da onda S. Lembrando que a impedância é o resultado do (2)
(3)
Se a incidência é oblíqua, as fórmulas para os coeficientes de reflexão em meios elásticos e acústicos são diferentes. No caso especial de meios acústicos, onde a onda cisalhante não se propaga, o coeficiente de reflexão é exatamente expresso por:
Ou em termos do ângulo de incidência, das velocidades e das densidades:
A variação do coeficiente de reflexão com o ângulo de incidência e, consequentemente com o afastamento, fornece a variação da refletividade com o afastamento e é a base para a análise de AVO.
No caso de meios elásticos e isotrópicos, Knott (1899) e Zoeppritz (1919) apud Castagna (1993), assumindo a continuidade do deslocamento e da tensão na interface refletora, solucionaram o problema do coeficiente de reflexão e de transmissão como função do ângulo de incidência e das propriedades elásticas do meio. Aki e Richards (1980) apresentaram as equações de Knott e Zoeppritz segundo uma forma matricial muito conveniente para rotinas computacionais. Os resultados de Knott e Zoeppritz são, notoriamente, complexos e de difícil aplicação (6)
Bortfeld (1961) linearizou as equações de Zoeppritz supondo variações pequenas nas propriedades do meio e obteve:
Aki e Richards (1980), também assumindo que os módulos elásticos variam pouco ao longo da interface, propuseram a seguinte aproximação para o coeficiente de reflexão:
Sendo que:
(8)
Tanto na equação (8) quanto na expressão (9) nota-se que o coeficiente de reflexão para qualquer ângulo de incidência está, completamente, determinado pela densidade, pela velocidade P e pela velocidade S que por sua vez são dependentes das propriedades físicas dos meios tais como litologia, porosidade e o tipo de fluido nos poros, como já discutido anteriormente.
Shuey (1985) apresentou uma outra forma de aproximação:
Onde RP é o coeficiente de reflexão para incidência normal como mostrado
em (4), ν é a razão de Poisson e A0 é definido como:
Onde:
(10)
(11)
A vantagem desta forma é que cada termo descreve uma combinação das propriedades elásticas em diferentes faixas de ângulos de incidência. O primeiro termo da equação (10) corresponde a ângulos próximos à incidência normal, e, nesse caso, a amplitude está associada somente a variações na velocidade da onda compressional e da densidade. No segundo termo estão os ângulos intermediários até aproximadamente 30o, assim a amplitude será dada pelos dois primeiros termos da expressão (10). Já o terceiro termo é dominado por ângulos de incidência próximos ao ângulo crítico, sendo a amplitude resultante obtida da soma dos três termos da aproximação de Shuey. Portanto, para ângulos de incidência restrita até 30o, o que está em concordância com os ângulos encontrados no experimento sísmico para profundidades de interesse na exploração de hidrocarbonetos, têm-se uma equação linear em sen2Θ. Essa equação, freqüentemente, é vista na literatura na forma:
Comparando-se as equações (10) e (13) fica claro que A é o coeficiente de reflexão à incidência normal:
Da mesma forma B é igual a:
Exibindo-se RPP contra sen2Θ, obtém-se uma reta cuja interseção com o
eixo vertical é A (AVO intercept) e cuja inclinação desta mesma reta fornece o (13)
(14)
Os coeficientes de reflexão segundo Shuey e Wiggins são facilmente obtidos por regressão linear sendo a base para muitos procedimentos de análise de AVO.
Hilterman (1989) derivou outra aproximação:
Onde para pequenos ângulos de incidência o primeiro termo domina enquanto que para ângulos maiores predomina a variação da razão de Poisson (∆ν).
Uma outra aproximação para o coeficiente de reflexão RPP é dada em
termos dos contrastes de impedância, segundo Beydoun (1992) apud Hanitzsch (1995):
Hanitzsch (1995) comparou os resultados das amplitudes obtidos através das equações (9), (10) e (18) em modelos sintéticos. Apesar da parametrização de Shuey ser a mais popular, a parametrização que utiliza os contrastes de impedância é a que fornecem os melhores resultados para a inversão de AVO.
(17)
3.3 PROCESSAMENTO SÍSMICO PARA ANÁLISE DE AVO
Durante anos a técnica de AVO tem sido utilizada como indicador de hidrocarbonetos. Muitos dos insucessos estão associados a fatores que afetam as amplitudes sísmicas. Em estudos de AVO a informação que se deseja obter é a variação do coeficiente de reflexão (amplitude) com o afastamento. Uma revisão completa acerca dos fatores que afetam as amplitudes sísmicas encontra-se em Sheriff (1975).
Pode-se dizer que dentre os fatores que afetam as amplitudes sísmicas existem aqueles que contêm informações do substrato, é o caso do efeito de tuning ou composição de reflexões múltiplas e das conversões de modo e existem aqueles que são considerados puramente como ruído. Dentre os que são tidos como ruído há um grupo que não apresenta dependência com o afastamento, como, por exemplo, ruídos aleatórios, ruídos instrumentais e acoplamento fonte-receptor. Num segundo grupo estão aqueles que possuem dependência com o afastamento, tais como a diretividade da fonte e do receptor, a resposta do arranjo, múltiplas, ruídos coerentes, erros de NMO, complexidade estrutural, perdas por transmissão e o espalhamento geométrico.
Os fatores que apresentam dependência com o afastamento são, por conseguinte, prejudiciais ao sucesso da análise de AVO. O efeito de tuning, por exemplo, é causado pela interferência de dois refletores sucessivos com tempo de trânsito muito próximos, correspondendo muitas vezes a topo e base de uma camada de areia com gás. No caso, os dois coeficientes de reflexão poderão ter valores absolutos iguais e polaridades opostas, o resultado final da convolução com o pulso sísmico corresponderá a um evento que terá sua amplitude dependente da espessura da camada e do conteúdo de freqüência da assinatura da fonte.
A atenuação de múltiplas é outro passo importante no processamento voltado para AVO, principalmente em dados marítimos. A fim de eliminar este tipo de ruído pode ser aplicada uma filtragem baseada na transformada de Radon.
O processamento dos dados sísmicos é com certeza o ponto fundamental em estudos da variação da amplitude com o afastamento, portanto a seqüência de processamento e os parâmetros utilizados nos algoritmos devem ser escolhidos de forma a fornecer uma informação que esteja livre dos fatores que afetam as amplitudes sísmicas, exceto o coeficiente de reflexão. De forma geral, o dado sísmico deve apresentar um fluxo de processamento com dois objetivos principais: remover os ruídos isolando a refletividade do evento de interesse e não corromper a informação de AVO. Muito já se discutiu sobre a seqüência de processamento ideal em estudos de AVO. De modo geral, o que é comum a todos os fluxos propostos é que:
nenhum tipo de equalização deve ser aplicada;
a deconvolução deve ser feita preservando-se a amplitude; a velocidade deve estar apropriada;
o silenciamento (aplicação da ferramenta ―mute‖) dos dados não pode ser muito severo;
a remoção de múltiplas é imprescindível em dados sísmicos marítimos; deve-se corrigir a dependência do espalhamento geométrico com o
3.4 TIPOS DE ANOMALIA DE AVO
Rutherford e Williams (1989) definiram três classes distintas de anomalias de AVO em areias com gás, conforme a Fig. 15. Classe I ocorre quando o AVO intercept é fortemente positivo acarretando um decréscimo da amplitude versus o afastamento. Nesse caso pode ocorrer uma inversão de polaridade nos afastamentos longos, visto que a impedância da camada inferior é maior que a da camada sobrejacente. A Classe II pode apresentar um aumento ou diminuição da amplitude com o afastamento, o AVO intercept pode ser positivo ou negativo, pode haver mudança de sinal nos afastamentos curtos a médios e a impedância acústica dos meios é quase a mesma. A Classe III é conhecida como AVO clássico. Nela, o coeficiente de reflexão à incidência normal é altamente negativo e tem-se o aumento da amplitude com o afastamento.
As anomalias de amplitude associadas à presença de hidrocarbonetos podem exibir um decréscimo ou aumento da amplitude com o afastamento a depender do modelo geológico. Assim sendo, a associação clássica do termo anomalia de AVO para caracterizar o aumento da amplitude com o afastamento é inapropriada, o que levou a abusos e insucessos do método de AVO. A observação visual de seções de empilhamento parciais, que é prática comum na indústria, não é suficiente para realizar uma análise de AVO criteriosa, por conseguinte formas de exibição conhecidas como indicadores de AVO foram desenvolvidas com o intuito de auxiliar a interpretação dos dados.
Os indicadores de AVO são o resultado da combinação dos atributos A (AVO intercept) e B (AVO gradient), que são obtidos através de uma regressão linear no gráfico R(Θ) (valores de amplitude no domínio CMP contra sen2Θ),
conforme ilustrado na Fig. 16. Um indicador simples de AVO pode ser obtido através de seções sísmicas coloridas (seção de intercept e seção de gradient) onde, normalmente, a cor vermelha indicaria a presença de hidrocarbonetos.
Fig. 16 - Obtenção dos atributos A e B, fundamentais na análise de AVO.
Smith e Gidlow (1987) introduziram a noção de fator de fluido. Uma seção de fator de fluido é uma combinação dos atributos A e B. Considerando-se VP/VS =
2, a equação de Gardner para VP e a mudrock line para derivar VS, o fator de fluido
é dado por:
Castagna e Smith (1994) mostraram que o produto de AVO (A x B), que é um bom indicador para areias com gás classe III em profundidades rasas, é freqüentemente inapropriado para a detecção de hidrocarbonetos em seções clásticas com resposta de AVO tipo I e II. Eles propuseram então a diferença entre
A e B como indicador de AVO para areias com qualquer tipo de impedância
acústica.
Fig. 17 - AVO Crossplotting.
Castagna e Swan (1997) sistematizaram os princípios do AVO
crossplotting. Este indicador é muito útil para interpretar a anomalia de amplitude
num contexto litológico e do tipo de fluido contido no espaço poroso. Conforme a Fig. 17 observa-se que o crossplot é um gráfico de A contra B mostrando, freqüentemente, que existe uma tendência geral (background trend) para reflexões relacionadas à rocha sem hidrocarboneto.
AVO INTERCEPT (A)
A V O GRA DI E NT ( B )
Inicialmente, a tendência geral para o dado analisado deve estar definida; em seguida, o coeficiente de reflexão do topo da areia com gás é disposto abaixo da tendência geral, e a reflexão na base do arenito exibida acima da tendência geral. A posição destes dentro do crossplot fornece o tipo de resposta de AVO de acordo com o apresentado na Fig. 18. Esta classificação é idêntica à de Rutherford e Williams (1989) com exceção de uma classe adicional (Classe IV). Neste tipo de AVO, o coeficiente à incidência normal é negativo enquanto o AVO gradient tem um comportamento anômalo sendo positivo, portanto a amplitude diminuirá com o aumento do afastamento conforme a Tabela 2. Esse tipo de AVO pode ocorrer, por exemplo, em areias com gás de baixa impedância que possuam velocidade de cisalhamento inferior a velocidade do folhelho encaixante.
Fig. 18 - Classificação da resposta de AVO segundo a posição da reflexão de interesse no Crossplot de A x B.
4 METODOLOGIA
4.1 REPROCESSAMENTO DA LINHA J99B342E
4.1.1 Descrição dos Dados
O reprocessamento desta linha fez-se necessário a fim de garantir a preservação das amplitudes relativas, neste novo fluxo de processamento, possibilitando a adequação da linha sísmica para análise de AVO.
A linha sísmica utilizada neste trabalho foi solicitada e fornecida pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), sendo entregue pelo Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP). A linha sísmica identificada como J99B342E (já exemplificada na Fig.12) é uma linha 2D marinha do tipo dip, na direção NE –SW, localizada no Cone do Rio Grande, na Bacia de Pelotas. Possui aproximadamente 180 Km, possuindo espaçamento de 31,00 m entre tiros e de 12,50 m entre receptores. Além disso, para a aquisição do dado foram utilizados 480 receptores e realizados 4704 tiros.
O dado foi dividido em duas partes:
2 A primeira parte sendo composta dos primeiros tiros de 1000 a 2000 (trecho da plataforma continental);
3 A segunda parte composta pela segunda metade dos tiros, de 2001 a 4704 (trecho do talude a região de agua profunda).
A segunda parte do dado foi então a escolhida para o processamento, pois apresenta o trecho onde encontra-se o hidrato de gás. Esse dado foi reduzido à metade, sendo retirados um a cada dois tiros, aumentando o espaçamento entre tiros para 62,00 m. A parte da linha processada passou a ter após a divisão
implementações alternativas. O processamento foi conduzido com o objetivo de caracterizar a resposta sísmica do hidrato de gás. As chaves para o processamento sísmico consistem na preservação da amplitude e em uma detalhada análise de velocidade.
As etapas principais desse fluxo de processamento foram: carregamento do dado e montagem da geometria, edição de traços, preparação do dado, deconvolução, análise de velocidade, eliminação de múltiplas e migração em tempo (PSTM). Por fim passou por uma etapa de pré-condiconamento, sendo utilizado o método de curvelet e inverse Q, a fim de adequar o dado para a análise de AVO.
A linha sísmica, utilizada neste trabalho, foi adquirida junto ao Banco de Dados Exploratórios (BDEP) da Agência Nacional de Petróleo. Todas as etapas de processamento foram realizadas neste trabalho, visando assim, a máxima preservação da amplitude real durante cada etapa do processamento, isto porque, a amplitude é de fundamental importância para a análise de AVO (Amplitude Versus Offset). O processamento do dado visou então gerar uma seção empilhada em tempo (PSTM – Pré Stack Time Migration) e o dado aberto em CDPs (Commons Deth Points) para a análise de AVO.
Alguns softwares foram utilizados inicialmente para o processamento da linha, como o PROMAX e o SeisSpace, mas o adotado foi o THRUSTLINE, um dos softwares de processamento do programa comercial GEOTOMO.
Com o uso do GEOTOMO, algumas medidas tiveram que ser tomadas para montar o fluxo de processamento. Isto porque o software Thrustline, utilizado pelo GEOTOMO, foi desenvolvido para o processamento de dados terrestres e a linha de interesse a ser processada é uma linha 2D marinha.
Contudo, houve a necessidade do uso de outro software para a remoção das múltiplas, sendo adotado utilizando-se a licença acadêmica o software
1a Montagem do Cubo de Velocidade / 1a Análise de Velocidade Balanceamento dos Traços
TXScale Filtro Passa-Banda
Deconvolução TVSW Filtro Passa-Banda Balanceamento dos Traços
Entrada do Dado / Carregamento e Montagem da Geometria
Obtenção da Seção Migrada PSTM Obtenção dos ―Image Gathers‖
Migração PSTM
2a Montagem do Cubo de Velocidade / 2a Análise de Velocidade Remoção de NMO
Aplicação de NMO Remoção das Múltiplas
Feita esta etapa o dado foi preparado para a análise de AVO conforme o fluxo apresentado na Fig. 20.
Fig. 20 – Fluxo para preparação para AVO.
4.1.2 Geometria
O dado sísmico carregado apresenta aproximadamente 87 Km e foi carregado no domínio do tiro, apresentando 1365 tiros em intervalos de 62 m. O intervalo entre receptores foi de 12,5 m e o número de offsets por tiro foi de 523.
Após o carregamento do dado foi realizada a devida edição e remoção de traços do dado bruto, conforme a Fig. 21.
Retirada de Atributos Entrada dos ―Image Gathers‖
Remoção das Múltiplas
Aplicação da Curvelet
Aplicação do Inverse Q
Aplicação do Passa-Banda
Para finalizar foi utilizada uma ferramenta definida como ―line traverse‖ que ajusta as coordenadas do dado para o processamento no software utilizado (GEOTOMO) e salva a geometria para a etapa de preparação do dado.
4.1.3 Preparação do Dado para o Processamento
amplitude fosse preservada ao máximo, não corrompendo assim a análise de AVO, realizada após o processamento.
Esta etapa consistiu basicamente no balanceamento da energia de reflexão dos traços, na utilização de um filtro passabanda (4-8 Hz, 80-90 Hz), definido após análise espectral, para a retirada dos ruídos de alta e baixa freqüência e uma deconvolução preditiva para a montagem do primeiro cubo de velocidade. Através Fig. 22 é possível observar como ficou o dado após esta etapa de preparação do dado e a grande quantidade de múltiplas presente.
Fig.22 – Linha sísmica 2D no domínio do tiro após a devida preparação. Ao longo de toda linha observa-se claramente a grande quantidade de múltiplas. Múltiplas
4.1.4 1
oCubo de Velocidade
Após a preparação do dado, foi gerado o primeiro cubo de velocidade utilizando a migração de Kirchhoff para que seja realizada a primeira análise de velocidade.
4.1.5 1
aAnálise de Velocidade
A primeira análise de velocidade consiste em uma análise preliminar, buscando a separação do dado correspondente a velocidade da múltipla e o correspondente à reflexão de interesse. Esta etapa foi realizada a fim usar essa análise de velocidade para a remoção das múltiplas no software Geoview, de acordo com a Fig. 23 a fim de que posteriormente possa ser realizada uma análise de velocidade mais minuciosa e detalhada para a migração e obtenção da seção final empilhada.
Ao longo da análise observou-se que o comportamento da velocidade dentro da zona de estabilidade de hidratos foi praticamente constante em torno de 1550m/s e que logo após o BSR houve uma queda nesta velocidade.
Fig. 23 – Análise de velocidade - A análise de velocidade foi realizada verticalmente e lateralmente ao longo de toda Linha Sísmica. Sendo marcado cada ponto de velocidade correspondente no trend de velocidade á direita.
4.1.6 Aplicação de NMO
Com a primeira análise de velocidade foi aplicada a ferramenta NMO (Normal Moveout) para que as múltiplas ficassem evidenciadas.
A correção de NMO (Normal Moveout), ou correção de sobretempo normal corresponde a uma correção geométrica dos dados de reflexão presentes numa família CMP, nos quais se apresentam como hipérboles, de forma que os dados registrados com diversos afastamentos não-nulos entre fonte e receptor e, portanto com diferentes tempos de propagação, após corrigidos, se alinhem no tempo correspondente ao de afastamento nulo. Com isso, as reflexões primárias são separadas das múltiplas, onde as primárias ficam horizontalizadas, enquanto as múltiplas permanecem como eventos hiperbólicos.
Realizada a correção NMO, o header do dado teve que ser editado, a fim de restaurar as coordenadas originais. Esse procedimento foi realizado porque o software usado para o processamento (GEOTOMO) não possui ferramentas para remoção de múltiplas. Desta forma o dado precisou ser exportado para outro software (Geoview) para a remoção das múltiplas.
4.1.7 1
aRemoção de Múltiplas
Esta etapa consiste em silenciar as múltiplas e ruídos aleatórios no domínio transformado, desejando obter apenas as reflexões primárias.
O algoritimo utilizado para a remoção das múltiplas é baseado na Transformada Radon. Os parâmetros utilizados para a remoção de múltiplas foram ajustados de modo que fosse retirada a maior quantidade de múltiplas, contudo sem que afetasse o dado de interesse. Para isso, eram observados vários espectros dos ruídos retirados (múltiplas), dos dados obtidos e a comparação com
Por fim, o dado obtido após a Transformada Radon teve o maior número de múltiplas removidas sem que isto corrompa o resultado.
4.1.8 Remoção de NMO
O header do dado obtido após a remoção de múltiplas foi novamente editado, só que desta vez foram restauradas as informações próprias para se trabalhar no GEOTOMO.
Realizada esta etapa, foi aplicada então a ferramenta NMO INVERSO, restaurando o dado à posição original (de acordo com a tabela de velocidade). Contudo, o dado agora se apresenta sem a maior parte das múltiplas.
4.1.9 2
oCubo de Velocidade
De posse dos dados sem as múltiplas e, devidamente ajustados, montou-se o segundo cubo de velocidade. O cubo de velocidade visa agora possibilitar uma segunda análise de velocidade, sendo esta, feita de forma mais minuciosa e detalhada.
4.1.10 2
aAnálise de Velocidade
Com o cubo de velocidade montado, agora sem múltiplas, o campo de velocidade tornou-se mais nítido, visto que as múltiplas acabavam por sobrepor a velocidade e se confundir com o dado de interesse.
Nesta etapa a análise de velocidade foi realizada com mais cuidado e de forma mais detalhada, pois é a partir desta análise que será baseada a migração e a obtenção do dado empilhado. Caso a análise de velocidade seja mal feita,
4.1.11 Migração
Com a segunda análise de velocidade e o dado preparado (sem a remoção de múltiplas) foi realizada a migração Kirchhoff com preservação da amplitude original para a obtenção da seção empilhada em tempo (PSTM) e os Image Gathers (dado aberto em conjunto de imagens). Essa migração foi realizada preservando-se a amplitude verdadeira, apresentada na Fig. 24.
É importante salientar o porquê da migração do dado sem a remoção das múltiplas. Ao aplicar a ferramenta NMO no dado e removê-la posteriormente foi observado que parte do dado de interesse era cortado, sendo assim, provavelmente corromperia o resultado final deste trabalho. Logo, a primeira remoção de múltiplas serviu apenas para que o campo de velocidade fosse bem definido para a obtenção da seção empilhada e dos image gathers. Com os image gathers foi então possível a remoção final das múltiplas no Geoview.
4.1.12 Remoção Final de Múltiplas
Após a devida preparação do header do dado, este foi devidamente carregado no Geoview. Foi aplicada então a Transformada Radon de modo a retirar o máximo de múltiplas sem o comprometimento do dado.
4.1.13 Seção Empilhada
A seção foi então empilhada com sucesso após a remoção das múltiplas dos image gathers. A Fig. 25 apresenta as seções antes e após a aplicação da Transformada Radon, demonstrando claramente a melhoria das feições das camadas.
Fig. 25 – Remoção de múltiplas - Á esquerda seção sísmica após processamento sem a aplicação da Transformada Radon e à direita com o uso da Transformada Radon. É possível observar a diferença do dado com e sem múltiplas. Á direita, a seção sísmica com a retirada de múltiplas entre as camadas apresentou feições mais bem definidas como exemplificado: circulado em vermelho.
4.2 AVO
4.2.1 Preparação do Dado para Análise de AVO
O dado utilizado foi um dado aberto sob a forma de Image Gathers obtidos da etapa de processamento. Este dado foi devidamente tratado, de modo a obter uma análise de AVO mais confiável. Para isso algumas medidas foram tomadas como: o uso filtros sem que estes corrompam a amplitude e aplicação da ferramenta Invest Q para ganho de freqüência.
4.2.1.1 Aplicação da Curvelet
O método de filtragem de Curvelet é baseado na Transformada de Wavelet (Souza, 2009). O método consiste na remoção de ruídos em diferentes escalas e diferentes ângulos. Assim como na remoção de múltiplas, todo cuidado foi tomado visando a não retirada do dado de interesse, mas sim a máxima remoção do ruído sem que este afetasse o dado. Para isso, após a escolha dos parâmetros ideais, subtraia-se o dado original do dado final, obtendo-se apenas a retirada de ruídos. Embora não apresente grande diferença na seção empilhada, foi observada a remoção de ruídos pela subtração entre as seções com e sem a aplicação da Curvelet.
4.2.1.2 Aplicação do Filtro Inverso Q
Nesta etapa foi utilizada uma ferramenta do programa Geoview, denominada Filtro Inverso Q com o valor do fator igual a 180, que tem como objetivo a correção dos efeitos da atenuação e com isto possibilita uma melhor definição das camadas, conforme a Fig. 26.
4.2.1.3 Aplicação do Filtro Passabanda
Após o ganho de freqüência foi aplicado um filtro Passabanda (5-10 Hz, 60-70 Hz), definido após análise espectral. A Fig. 27 apresenta toda a linha processada e empilhada após todas as etapas anteriores.
4.2.2 Identificação dos Alvos
Neste trabalho foram localizados os alvos indicados por Rosa (2006) como possíveis reservatórios e também exemplificados nesta dissertação conforme a Fig. 28. Além de identificados o BSR e possíveis reservatórios de gás trapeados pelo BSR conforme a Fig.29.
Os alvos indicados foram denominados: Areia 1, Areia 2 e BSR conforme apresentados na Fig. 28 e Fig. 29.
AREIA 1 AREIA 2
Fig. 28 – Alvos - (A) Á esquerda os prováveis reservatórios indicados por Rosa (2006) e (B) à direita os alvos reproduzidos nesta dissertação, definidos como Areia 1 e Areia 2.
4.2.3 Inversão de AVO
4.2.3.1 Extração de Atributos
Com a inversão de AVO foram retirados atributos como Rp, Rs, AVO Intercept e AVO Gradient utilizando o software Geoview.
4.2.3.2 Montagem dos ―Cross Plots‖ e das Curvas de AVO
Nesta etapa foram montados Crossplots de AVO Intercept vs AVO Gradient e de Rp vs Rs para cada um dos alvos indicados neste trabalho. E a partir dos Crossplots foram montadas suas curvas de AVO correspondentes: Para a Areia 1 como indicado na Fig. 30, para a Areia 2 como indicado na Fig. 31 e para o BSR o como indicado na Fig. 32.
A
Fig. 31 – Crossplots da AREIA 2 - Retirada dos atributos a partir da seção sísmica e montagem dos crossplots e das curvas de AVO. (A) No centro observa-se o image gather, representando em vermelho a linha que corresponde ao topo do gás (amplitude negativa) e em azul a base do gás (amplitude positiva). (B) À esquerda observam-se as curvas de AVO baseadas em AVO Gradient e Intercept e em (E) o crossplot correspondente e em (C) o crossplot correspondente. (D) À direita observam-se as curvas de AVO baseadas em Rp e Rs e em (E) o crossplot correspondente.
E C
A
Fig. 32 – Crossplots do BSR - Retirada dos atributos a partir da seção sísmica e montagem dos crossplots e das curvas de AVO. (A) No centro observa-se o image gather, representando em vermelho a linha que corresponde ao topo do gás (amplitude negativa) e em azul a base do gás (amplitude positiva). (B) À esquerda observam-se as curvas de AVO baseadas em AVO Gradient e Intercept e em (E) o crossplot correspondente e em (C) o crossplot correspondente. (D) À direita observam-se as curvas de AVO baseadas em Rp e Rs e em (E) o crossplot correspondente. E C A D B
5 RESULTADOS E DISCUSSÕES
5.1 Reprocessamento
É importante ressaltar que a etapa de reprocessamento foi de fundamental importância para a realização deste trabalho. O processamento não consiste em rodar apenas um fluxo pré-pronto, mas consiste em definir de maneira apropriada para cada dado. Nesta dissertação, cada etapa foi definida de forma a retirar a máxima quantidade de ruído e objetivando a obtenção dos coeficientes de reflexão, sem que suas amplitudes sejam corrompidas.
Cabe destacar também que existem etapas do fluxo de processamento que demoraram até quatro dias para serem concluídas. Como nem sempre a escolha dos parâmetros é apropriada, deve-se analisar cada etapa e repeti-la até que a escolha dos parâmetros esteja correta e o resultado seja satisfatório.
É interessante enfatizar que após o processamento o BSR ficou bem definido neste trabalho, reafirmando assim a presença de hidratos na Bacia de Pelotas.O primeiro resultado foi a identificação do BSR após o processamento sísmico, conforme apresentado na seção da linha sísmica processada na Fig. 33.
5.2 Caracterização da assinatura de AVO
Através da Fig. 32, observa-se que com o crossplots AVO Gradient (B) vs AVO Intercept (A) e Rp vs Rs foi possível a separação de eventos com propriedades distintas, indicando a anomalia clássica de AVO (Classe III).
O Alvo indicado como Areia 1 não ficou bem definido e não apresentou nenhum tipo de anomalia de AVO segundo este estudo. A Areia 2 apresentou uma possível anomalia de Classe 2, contudo ao reproduzir os eventos observados para a linha inteira observou-se que esta característica estava presente em quase toda linha, podendo ser uma possível variação de litologia e não uma possível indicação de hidrocarbonetos.
Ao analisar o alvo BSR, observou-se que com o crossplots AVO Gradient (B) vs AVO Intercept (A) e Rp vs Rs, conforme a Fig. 34, foi possível a separação de eventos com propriedades distintas.
Analisando a curva de AVO do BSR, observa-se o crescimento da amplitude negativa em vermelho conforme a Fig. 32 (B) que associado ao crossplot correspondente indica uma possível anomalia de Classe III conforme a Fig. 34.
Com a retirada dos atributos, a montagem dos crossplots e a análise das curvas de AVO foi possível correlacionar as anomalias observadas para a seção inteira no alvo BSR. Na Fig. 35 e Fig. 36, em específico na zona circundada em vermelho, observando-se nitidamente um forte refletor formado e um provável reservatório de gás trapeado pelo hidrato de gás.
Fig. 34 – Anomalia de Classe III -O topo do reservatório de gás está representado em vermelho e sua respectiva base em azul, indicando a anomalia clássica de AVO (Classe III). A região selecionada em marrom corresponde ao BSR, estabelecendo um grande contraste com a camada de gás trapeada logo abaixo.
BLANKING BLANKING
BSR BSR
6 CONCLUSÃO
Com a utilização dos atributos e a montagem dos crossplots para a análise de AVO, observou-se que as areias indicadas por Rosa (2007) como possíveis reservatórios de petróleo não apresentaram anomalias de AVO.
Foi identificada uma zona de branquemento (blanking) da seção sísmica conforme a Fig. 36, que representa a parte da seção cujos sedimentos estão cimentados por hidratos de gás. Nesta zona (zona de estabilidade de hidratos) a cimentação por hidrato reduz o contraste de impedância acústica entre os estratos sedimentares, resultando em uma redução nas amplitudes dos refletores sísmicos e não possibilitando a detecção dos hidratos dentro da mesma pela técnica de AVO.
Com o uso dos atributos de AVO, observou-se uma anomalia de ―CLASSE III‖. Este tipo de anomalia é induzido pela diminuição da velocidade e da razão de Poisson, sugerindo a presença de gás livre debaixo da camada de hidrato, indicando um possível reservatório de gás trapeado pelo BSR.
Através da decomposição espectral realizada por Oliveira (Oliveira, 2009), também foi observada anomalia semelhante na mesma região da linha estudada, corroborando assim com os resultados apresentados nesta dissertação.
Contudo, é importante ressaltar que apenas a análise de AVO, baseada nos dados processados, não é suficiente para garantir a confiabilidade total nos resultados apresentados.
Sendo assim, é importante o uso de outras técnicas, como a análise de perfis de poços, a fim de confirmar o resultado apresentado nesta dissertação.
- Uma análise de AVO mais detalhada com a correlação dos perfis de poços;
- Além de outra análise de AVO dos alvos indicados para a reafirmação dos resultados.
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