Interpretação Sísmica Para Geólogos

Interpretação Sísmica para Geólogos de Petróleo

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Marco C. Schinelli - Abril/2011

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Índice Capítulos

Páginas

Introdução Capítulo 1. Características da Atividade de Interpretação Sísmica

5-10

Capítulo 2. Formatos, Qualidade e Correção dos Dados Usados em Trabalhos de Interpretação

10-28

Capítulo 3. Comportamento Sísmico das Rochas

29-33

Capítulo 4. Correlação Rocha/Perfil /Sísmica e Relação Tempo – Profundidade

33-38

Capítulo 5. Importância da Forma de Representação do Dado Sísmico

39-46

Capítulo 6. Interpretação Sísmica Estrutural

47-64

Capítulo 7. Interpretação Sismoestratigráfica

65-79

Capítulo 8. Atributos Sísmicos

80-87

Capítulo 9. Interpretação de Dados Não Convencionais

89-97

CADERNO DE EXERCÍCIOS 1-Construção do cubo 3D 2-Construção de mapa estrutural com seções verticais 3-Construção do sismograma sintético 4-Correlação do sismograma sintético 5-Interpretação de falhas 6-Estimativa do strike de falha em seções arbitrárias 7-Correlação entre time slice e seções verticais 8-Construção de mapa estrutural estrutural com time slices e seções se ções verticais 9-Interpretação de AVO 10-Interpretação 10-Interpretação 4D 11-Cronologia da Interpretação 12-Exercício integrado na plataforma OpenDtect (vários exercícios, com a utilização de dado sísmico marítimo e respectivos poços de campo do mar do Norte)

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Introdução O conceito, ainda compartilhado por muitos profissionais, de que a interpretação sísmica seja uma atividade notadamente subjetiva justifica, em parte, o número relativamente pequeno de publicações sobre o tema, disponíveis na indústria do petróleo especialmente no nosso idioma. Soma-se ainda outras razões como a rapidez com que evoluem as práticas adotadas no dia a dia daqueles profissionais ou o ainda aspecto multidisciplinar exigido para um desempenho eficaz na atividade o que aumenta sobremaneira o universo de ciências complementares que precisariam ser abordadas em uma publicação voltada para os aspectos fundamentais da interpretação. Motivado pela contribuição em diminuir tal lacuna, sintetizamos neste material, a experiência desenvolvida ao longo de anos da prática de interpretação sísmica e da atividade docente, apresentando ao participante, o universo básico de conhecimentos necessários para aqueles interessados em explorar preliminarmente todas as competências necessárias ao exercício cotidiano da Interpretação Sísmica. Como não podia deixar de ser em um curso desta natureza, acrescentamos substancial número de exercícios práticos, inclusive com software industrial, para que os participantes possam, guardadas as devidas proporções, ter experiências práticas semelhantes as das rotinas vivenciadas no dia a dia dos trabalhos de interpretação sísmica. Marco C. Schinelli – Abril, 2011

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CAPÍTULO 1 - CARACTERISTICAS DA ATIVIDADE DE INTERPRETAÇÃO SÍSMICA

Antes de apresentarmos os fundamentos e práticas da Interpretação Sísmica reservamos algum tempo para reflexão sobre aspectos conceituais que suportam a atividade, e competências recomendadas para os profissionais nela envolvidos. Tais conceitos podem ser úteis na definição da estratégia pessoal de formação para os futuros intérpretes. 1.1

O que é Interpretação Sísmica?

Segundo Sheriff (*1), interpretação sísmica pode ser definida como toda a atividade necessária à construção de um modelo geológico plausível que seja compatível com o dado sísmico observado. Esta definição aponta para um aspecto crucial da atividade: a observação. Sem enveredar por considerações filosóficas o ato de observar exige objeto e observador, independentes entre si, onde o primeiro pode não se apresentar de forma absolutamente clara no sentido de permitir ao observador caracterizá-lo fielmente, ao passo que o observador pode, com sua perspectiva única, identificar o objeto de maneira pessoal e distorcida da realidade (pelo menos da sua realidade...). Ou seja, a ato de interpretar depende fundamentalmente da qualidade e quantidade de informações disponíveis e da experiência e ferramentas de que dispõe o interprete, na tentativa de transformar todos os dados em uma solução fiel ao contexto geológico que a produziu. A título de exemplo, apresentamos algumas das atividades cotidianas de um intérprete de dados sísmicos na indústria do petróleo: •

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Geração de mapa estrutural em tempo ou profundidade, com identificação das áreas estruturalmente favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos, seja sob o ponto de vista da posição estrutural, seja pela identificação das características apropriadas do sistema petrolífero; Estimativa da presença de fluídos através da análise do comportamento de variação de amplitude com o afastamento fonte receptor dos dados sísmicos (técnica conhecida como AVO ou Amplitude Versus Offset, e que veremos mais adiante no capítulo 8); Estimativa litológica para predição da existência de reservatórios que possam acumular hidrocarbonetos, rochas geradoras, selantes ou outras. Dentre as metodologias usadas com este propósito, podemos citar a estimativa da impedância acústica das rochas, (apresentada também no capítulo 8) ou o comportamento de AVO citado anteriormente; Identificação do comportamento de fluxo de fluidos durantes os processo de produção através da análise da variação da resposta sísmica ao longo do tempo, técnica conhecida como sísmica 4D (capítulo 9); Identificação da presença de falhas que possam atuar como barreiras ao fluxo de fluídos durante os processos de produção ou repressurização de reservatórios;

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Interpretação Sísmica para Geólogos de Petróleo •

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Discussão e fornecimento para profissionais especializados em aquisição sísmica das características da área na qual o intérprete desenvolverá seu trabalho (profundidade dos objetivos, resolução esperada, mergulho máximo, etc.); Participação, junto com geofísicos do processamento sísmico, de etapas importantes do processamento dos dados sísmicos com os quais irá trabalhar. Por exemplo, o intérprete indicará a profundidade dos objetivos, fará a interpretação de velocidades para estaqueamento, ajudará na escolha da função mute ou dos filtros de coerência e freqüência que venham a ser usados, ou fornecerá horizontes interpretados em tempo e suas respectivas amarrações em profundidade em poços existentes na área para construção de um eficiente modelo para calibração da migração PSDM ou conversão TxZ. Perfil do Intérprete

Uma questão muito discutida, principalmente pelos responsáveis por treinamento e formação de novos profissionais, é sobre as diferentes competências recomendadas à formação de um bom intérprete. Sem a pretensão de conhecer todas as respostas ou esgotar o assunto apresento, sem ordem de importância, alguns requisitos que acho devam merecer atenção dos candidatos à intérprete: a) Conhecer a Geologia da bacia onde irá trabalhar: A evolução da bacia, os ambientes deposicionais nos quais se desenvolveram os principais geradores e reservatórios, a dinâmica e estilo tectônico, tipos de trapa, a presença de condições de geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos são, indiscutivelmente, alguns dos conhecimentos indispensáveis para o intérprete, especialmente aos que forem trabalhar no contexto exploratório; b) Pesquisar toda informação necessária ao trabalho a ser desenvolvido, isto é, ter em mãos todas as informações geradas por trabalhos anteriores na mesma área como forma de evitar retrabalho e iniciar sua atividade com um mínimo de informações úteis; c) Conhecimentos básicos sobre métodos potenciais, geoquímico, sismoestratigráficos, etc. É importante perceber que cada diferente trabalho de interpretação exige um “diferente perfil”, ou seja, exige conhecimento maior ou menor de diferentes disciplinas. Por exemplo, durante a fase exploratória, em área ainda pouco explorada, os métodos potencias podem ser um coadjuvante importante, especialmente na definição do arcabouço e principais feições estruturais. Na fase explotatória, em bacias maduras, o conhecimento da interpretação de perfis de poços pode ser um auxiliar importante na correlação das sismofácies com os diferentes tipos de reservatórios; d) Capacidade de aprender com os erros que inevitavelmente serão cometidos. O maior benefício que se pode extrair dos insucessos é a possibilidade de identificação dos erros cometidos de forma a aperfeiçoar o processo de interpretação. A análise desenvolvida nos “post mortem” realizados após as perfurações mal sucedidas são uma excelente oportunidade para aperfeiçoamento da metodologia e estratégia exploratória; e) Não se deixar “encantar” pela primeira solução encontrada para o quebracabeça exploratório. Freqüentemente, especialmente quando existe limitação de informações, e muitas vezes influenciado por prazos apertados, o intérprete adota a primeira solução que se apresenta, esquecendo que freqüentemente, existem outras

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alternativas que precisam ser consideradas, já que o trabalho de interpretação não pode ser considerado com uma ciência exata. Hoje existem metodologias para lidar estatisticamente com incertezas e considerar várias soluções que pareçam adequadas para um mesmo problema exploratório. f) Conhecer as “ferramentas” que vai usar no seu dia a dia. É cada vez maior o número de softwares especialistas manuseados pelo interprete. Os programas de interpretação se transformaram em plataformas complexas que possibilitam da interpretação convencional ou volumétrica, a geração e análise de atributos sísmicos, construção de sismogramas sintéticos, modelagem dos efeitos de substituição de fluidos, só para citar alguns. Saber usar tais ferramentas com um mínimo de profundidade não garante, por si só, a eficácia do trabalho, mas o tornará mais rápido e ajudará na garantia da sua assertividade. g) A interpretação de dados sísmicos exige certa capacidade crítica da qualidade dos dados sísmicos ou de poços. Dessa forma conhecimentos fundamentais sobre aquisição e processamento podem agregar muita eficiência ao trabalho do interprete, não só na fase de planejamento e parametrização de novas aquisições ou durante o acompanhamento do processamento sísmico, mas também na depuração e identificação de dados sísmicos impróprios, que precisem ser descartados ou corrigidos. O ideal é que o profissional de interpretação tenha alguma experiência em aquisição e processamento. Conhecimentos de perfis de poços também seriam recomendados. A terceirização de serviços de perfilagem, aquisição ou processamento não deve servir de motivo para que o intérprete não se envolva com a parametrização e controle de qualidade da aquisição ou seu posterior processamento. Para confiar na fidelidade dos dados disponíveis são necessários conhecimentos básicos e acompanhamento em toda a cadeia desde seu planejamento e parametrização, até sua disponibilização para o intérprete.

Figura 1.1 – O Super (nem tanto...) intérprete !

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Interpretação exploratória X de produção

Chamamos de interpretação exploratória aquela voltada à identificação de potenciais acumulações de hidrocarbonetos ainda não descobertas. Normalmente ocorre em situações onde existe certo desconhecimento sobre as características geológicas da área em avaliação e, por conseguinte, com maior risco. Já no contexto de produção, ou explotatório, o papel do intérprete será o de usar metodologias próprias para otimizar o fator de recuperação da jazida durante a sua vida produtiva. Uma diferença básica está na maior quantidade de restrições existentes no ambiente de produção, onde o maior número de poços, com informações sobre aspectos estruturais nem sempre revelados pela sísmica, variações da qualidade do reservatório, conectividade indicada pela análise do gradiente de pressão do reservatório observada nos poços, diferentes contatos, a dinâmica de produção do reservatório e outras informações, apresentam ao interprete certo número de condicionantes que ao mesmo tempo em que tornam seu trabalho mais determinístico, o impedem de ser mais ousado. Já no ambiente exploratório afasta-se o intérprete do zoom e quantidade de informações que exige maior atenção aos condicionantes geológicos, novos modelos, sistemas deposicionais, rotas de migração, sincronismo, etc.; enfim, soluções “mais arrojadas”. Naturalmente, em função destas diferenças, o perfil do profissional mais adequado para cada atividade também é diferente, razão pela qual nem sempre um bem sucedido intérprete exploratório se sente confortável na rotina da interpretação explotatória e vice-versa, sendo inclusive, uma das razões pelas quais muitas empresas constituem grupos diferentes de intérpretes para atuarem em cada uma das duas áreas, embora os dois profissionais tutelem, cada qual ao seu tempo, o suporte de interpretação sísmica da mesma área. 1.4

Subjetividade da Interpretação

Aspecto quase folclórico do imaginário dos profissionais de interpretação, e difundido especialmente por aqueles que têm uma compreensão apenas superficial do que seja a interpretação sísmica, é a impressão, de que com um mesmo conjunto de dados, dez diferentes intérpretes, seriam capazes de produzir dez mapas substancialmente diferentes... A este respeito podemos afirmar que a subjetividade da interpretação é inversamente proporcional à quantidade e qualidade da informação disponível, e prazo para desenvolvimento dos trabalhos. No exemplo apresentado na figura 1.2, com o mesmo conjunto de dados foram produzidos três diferentes mapas, todos honrando os pontos originais, mas usando tendências diferentes para gridagem e contorno. Da mesma forma, quando os dados são escassos, de má qualidade e o prazo exíguo podem ser geradas diferentes soluções para um mesmo universo de dados, sem que isto caracterize a Interpretação Sísmica como uma ciência inexata.

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Figura 1.2 – Mapas diferentes para o mesmo conjunto de dados de entrada – A subjetividade da interpretação.

1.5

Grupos multidisciplinares

A crescente inserção do interprete em grupos multidisciplinares exige conhecimento, ainda que básico, de outras ciências coadjuvantes do processo de interpretação. Para uma proveitosa interação entre geofísicos, geólogos, engenheiros de perfuração e produção, especialistas em acompanhamento geológico e perfilagem, e outros partícipes do processo de interpretação sísmica, é importante não só um vocabulário comum, mas um planejamento e metodologia de interpretação que aproveite desde o início dos trabalhos de interpretação, todo o auxílio que pode ser proporcionado por aquelas diferentes disciplinas. Por exemplo, no processo da interpretação exploratória, será indispensável um exercício de estimativa quantitativa da economicidade de uma possível descoberta em termos de lucro produzido no futuro. Mas não basta estimar o volume de óleo recuperável. É necessário estimar o custo da sua produção, a logística para transporte e refino, diferentes cenários de preços, dentre outras análises que podem levar a se desistir da perfuração de uma oportunidade que aos olhos do cenário de retorno dos investimentos possa parecer desinteressante naquele momento. Vamos começar a reunião antes que chegue o engenheiro !

Poxa, seria ótimo, mas voce se esqueceu de que ele é o chefe ???

Figura 1.3 – A importância dos grupos multidisciplinares

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Muitas vezes essa análise especializada exige profissionais que se dedicam inteiramente a tais aspectos e tem seu jargão e metodologias próprias. Para o intérprete é portanto, indispensável, conhecer como tal trabalho se desenvolve, inclusive para entender o impacto das informações que ele fornecerá nas estimativas feitas por aquele grupo de profissionais. No contexto da produção, o intérprete precisa conhecer a metodologia usada para a estimativa feita pelos engenheiros do comportamento hidráulico dos fluidos no reservatório. Essa estimativa poderá apontar para a existência de falhas ou barreiras de fluxo, que mesmo que não sejam imediatamente reconhecidas no dado sísmico, precisam ser consideradas no contexto da interpretação explotatória.

CAPÍTULO 2 – FORMATOS, QUALIDADE E CORREÇÃO DOS DADOS USADOS NOS TRABALHOS DE INTERPRETAÇÃO

Introduzimos este capítulo para chamar atenção dos itens que devem ser verificados após o carregamento de dados em um projeto de interpretação. Em grandes empresas existem muitas vezes profissionais especializados no carregamento de dados sísmicos, de poços e outros. Em outras, costuma-se contratar profissionais das próprias empresas que desenvolveram os programas de interpretação para fazer o carregamento de dados. Eventualmente o próprio intérprete tem essa obrigação. Qualquer que seja o processo adotado para carregamento de dados a responsabilidade pela confiabilidade na correção do georeferenciamento, formatos e outras características intrínsecas dos dados de interpretação será sempre do profissional que trabalhará com eles. Por isso, ao intérprete é fundamental, mesmo que desconheça as rotinas de carregamento, saber diagnosticar os erros mais comuns. Muitas vezes, em função da urgência do trabalho de interpretação, essa fase de avaliação minuciosa é dispensada, impedindo o profissional de identificar erros que eventualmente só serão revelados pela broca... Por essa razão destacamos a seguir um conjunto de erros muito comuns e que devem ser evitados. 2.1

Tipos de problemas relacionados ao carregamento de dados

Dados comumente usados na interpretação sísmica: •

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Dados sísmicos originais (2D, 3D, 4D, sísmica de poços, sísmica multicomponente, em tempo ou profundidade, antes ou após stack); Dados de poços (perfis diversos, litologia, check-shot, dados de fluidos, pressão, geoquímicos e outros); Dados culturais (mapas com limites das concessões, linha de costa, blocos exploratórios ou explotatórios vizinhos, estradas, etc) Dados de interpretações pré-existentes (horizontes, falhas, mapas, etc) Atributos sísmicos diversos (velocidades do processamento, coerência, fator de fluído, etc.)

Cada dado tem formato próprio. Os dados sísmicos normalmente são providos em formato SEG-Y, mas que podem assumir outros formatos dentro dos softwares de interpretação, com o propósito de otimização da sua seleção e exibição em tela. Os � � � � � � � �

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dados de poços podem ser fornecidos em formatos diversos, mas deve-se usar preferencialmente o formato LAS (texto). Já dados culturais podem ser fornecidos em XYZ ou formato CAD. Para carregamento dos diferentes dados nos programas de interpretação é preciso um conhecimento básico sobre diferentes formatos, de maneira a que se possa avaliar se estão no padrão correto, se as coordenadas estão na posição esperada dentro do header, se a representação numérica é adequada e outros. O formato SEG-Y

O formato SEG-Y é um padrão da indústria (normatizado pela SEG - Society of Exploration Geophysicists) para representação de dados sísmicos e o intérprete deve estar familiarizado com o formato para analisar, durante o carregamento, se os dados dispõem de todas as informações necessárias ao carregamento, no header (cabeçalho) dos traços sísmicos e no tape header (cabeçalho da fita com dados sobre a linha 2D ou bloco 3D, sua localização, sistemas de coordenadas e outras) No trecho compreendido entra os bytes um e 3200 está o chamado Header EBCDIC, uma espécie de cabeçalho com informações diversas sobre a linha sísmica contida no arquivo. (nome/número da linha. Localização, equipe de registro, etc.). Em seguida são apresentados o reel e o trace header. Veja a seguir a s características de um típico registro SEG-Y:

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Figura 1.4 – Descrição do formato SEG-Y � � � � � � � �

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No processo de carregamento é indispensável à definição das posições no header dos traços, onde estão contidos o número do ponto de tiro e suas coordenadas X e Y (linhas 2D) ou do número da linha e traço e respectivas coordenadas X e Y (3D). Embora o padrão SEG-Y defina as suas exatas posições no trace header, por diferentes razões muitas vezes o dado fornecido ao intérprete tem pequenas variações de posicionamento de tais informações no header e que precisam ser investigadas. Para isso uma boa alternativa são os programas de dump que ajudam a examinar o header dos traços (existem vários disponibilizados na internet). O formato LAS

Embora existam vários outros padrões para representação de dados de poços (LIS, CLIS, etc.), o formato LAS é uma alternativa muito usada na indústria para representação de dados de poços (posicionamento, curvas, etc.) por se tratar de um padrão ASCII, e que pode ser facilmente visualizado e editado.

Figura 1.5 – Exemplo do formato LAS

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Em conjunto tão amplo de diferentes dados, o processo de carregamento pode introduzir erros graves. E muitas vezes tais erros são sutis, embora impactantes, e só irão ser descobertos depois de muito tempo gasto pelo intérprete. Tais erros podem ser divididos basicamente em dois tipos: Erros de posicionamento e erros de formatação. No primeiro caso incluímos as situações relacionadas ao posicionamento errado de poços e dados sísmicos. Esses erros podem ser de posicionamento espacial (coordenadas de dados sísmicos e de poços, inclusive desvios), e temporal (também chamado de deslocamento estático) ou de profundidade. Os erros de posicionamento espacial obviamente decorrem do uso de coordenadas erradas, referenciadas a um sistema de projeção impróprio, decimação exagerada, ou ainda informações incorretas originadas no processamento ou na exportação do banco de dados geológicos. Seu diagnóstico exige comparação dos dados sísmicos entre si, comparação com outros mapas sísmicos e de poços, verificação da correlação do poço com o dado sísmico, dentre outros. Apresentamos a seguir alguns exemplos com as respectivas justificativas e recomendações

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2.1.1 Erros de posicionamento

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Figura 2.1 - No mapa base ao lado observamos a presença de linhas 2D que se estendem muito alem dos limites da malha 3D e que poderiam ter sido carregadas parcialmente, isto é, somente o trecho que se sobrepõe á área de interesse. A inclusão no projeto de poços e dados sísmicos que se estendem além do ring fence ou área de interesse desperdiça espaço em disco e torna mais lento o acesso e exibições da base de dados do projeto.

Figura 2.2 - O poço que pode ser observada a sul da mapa base esta carregado com coordenadas erradas o que fez com que o basemap estendesse a área de exibição para comportar também a exibição do poço incluído no projeto. Toda vez que é incluído no projeto um objeto (sísmica, poço ou dado cartográfico) fora da área de interesse o mapa base fica alterado para permitir visualização do conjunto

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Figura 2.3 - O Carregamento de sísmica 3D é feito após a definição de um grid, com o fornecimento (digitação manual) dos três pontos extremos e sua associação com linhas e traços do dado sísmico. Se as coordenadas estiverem erradas, ou a associação com as referências do dado sísmico (linhas e traços) estiverem incorretas o dado sísmico será posicionado no lugar errado, como pode ser visto na página seguinte

b

Figura 2.4 - A seta preta indica a posição correta do 3D, que foi inicialmente carregado em posição errada (seta vermelha - b) por engano na conversão do sistema de projeção original para o datum Aratu. Esse erro provocou variações de até 250 metros em relação à posição real.

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Figura 2.5 - O processo de carregamento de linhas 2D passa por uma fase de decimação das informações de posicionamento dos pontos de tiro. No exemplo acima as coordenadas dos 815 tiros foram reduzidas a 8 valores após a decimação para uma tolerância máxima de 20 metros. Se o valor de decimação for aumentado demasiadamente, as sinuosidades da linha sísmica não serão consideradas, podendo gerar erro de posicionamento significativo, conforme mostrado na figura seguinte.

Figura 2.6 - A decimação usada para o carregamento desta linha foi de 150 metros, resultando na falta de percepção da curvatura (linha sem decimação sobreposta) que a linha original tem.

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Figura 2.7 - A posição de poços no mapa base deve ser confrontada com outros mapas (como p. ex. os produzidos nos softwares de mapeamento) pois podem também ocorrer erros sutis de posicionamento. Outra possibilidade de erro é na introdução dos valores de desvio, status do poço, nome, etc.

A

B

B

A

Figura 2.8 - Por que o poço não é exibido na seção sísmica? Usualmente por falta de relação tempo x profundidade para aquele poço, ou falta de informações sobre a profundidade final alcançada pelo poço. Outras possibilidades são a exibição de poços desligada na seção sísmica, ou critério de distância máxima para exibição insuficiente para que o poço seja projetado sobre a se ão.

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Figura 2.9 - Os dados cartográficos podem também ser posicionados de forma errada ou carregados sem individualização das poligonais que terminam sendo emendadas no processo de importação.

Figura 2.10 - O carregamento de picks tambem pode ser feito com valor errado, uma referência errada (datum da medida ou datum sísmico) ou ainda usar uma tabela de relação tempo x profundidade com algum erro. Normalmente estes erros são evidenciados pelo contexto da informação de outros poços e correlação dos picks com a sísmica correspondente. Nas tabelas tempo x profundidade os erros podem ser evidenciados pelos valores de velocidade intervalar anômalos.

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Figura 2.11 - Erros na definição do datum sísmico (figura superior) , nas informações de profundidade final e elevação da mesa rotativa (ao lado) e erros na relação tempo x profundidades (figura abaixo) também podem provocar desajustes entre os dados sísmicos e as informações de o os.

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Figura 2.12 - A linha composta, 2D + 3D mostra o efeito de um pequeno erro de posicionamento (150 m em relação a posição correta) da linha 2D em relação a posição correta (abaixo a esquerda). A depender da conformidade estrutural e variação de distância provocada pelo erro de posicionamento a verificação do erro pode ser mais difícil como mostra a figura da direita, especialmente quando os dados sísmicos são de geração (e qualidade) diferentes.

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2.1.2 Erros de formatação

Os dados sísmicos também exigem uma formatação regular, isto é, que se use a mesma representação numérica (8,16 ou 32 bits) para todos os dados, evitar variações de intervalo de amostragem, se possível, em projetos 2D usar um mesmo espaçamento entre traços, o mesmo ganho, padrão de numeração de linhas, etc. Esses cuidados além tornar a interpretação mais confiável, pouparão tempo no desenvolver dos trabalhos. A seguir apresentamos alguns exemplos de problemas rotineiros.

Figura 2.13 - O desajuste entre as duas linhas observado na figura à direita se deve à utilização de intervalos de amostragem diferentes (4 e 2 ms). Observar que as escalas de tempo são diferentes em cada lado da seção. Especialmente em projetos 2D, é recomendável trabalhar com o mesmo intervalo de amostragem para todo o conjunto de linhas

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Figura 2.14 - Na figura superior não foi corrigido o deslocamento estático – mistie - existente entre as duas linhas ( em torno de 300 ms). Em situações onde existe boa conformidade estrutural e sequência uniforme de refletores, pode ser difícil diagnosticar a ocorrência de pequenos deslocamentos. Observar na figura de baixo a posição correta e melhor ajuste das duas linhas. Este tipo de deslocamento pode também existir entre diferentes dados 3D, ou mesmo entre versões de um mesmo dado sísmico, 2 ou 3D, após aplicação de diferentes processamentos. Tal deslocamento tem as mais variadas origens. Da aquisição, ao processamento, incluindo também erros durante o carregamento.

Figura 2.15 - A falta de padronização na nomeação das linhas carregadas dificulta sua seleção através do de opções a partir de listas, como pode ser visto na relação mostrada na figura ao lado, onde o uso de diferentes rótulos (as vezes um projeto é carregado, e atualizado com o carregamento de novas linhas, durante sua vida útil por diferentes profissionais, cada um com seu padrão de rotulação, se não lhe for indicado um referencial . � � � � � � � �

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Figura 2.16 - Mais um problema ocasionado pela falta de padronização no formato de armazenamento de dados sísmicos. Em algumas formas de exibição fica impossível um fator de ganho que represente simultaneamente dados de 8 e 32 bits como mostrados ao lado. As vezes o formato é o mesmo mas as linhas ainda apresentam certa variação de amplitude como mostrado no exemplo abaixo. Nestes casos, normalmente relacionados a diferenças de tratamento (nível RMS ou função de ganho usada) das linhas durante o processamento, o PostStack (programa de processamento da plataforma Landmark) pode ser usado para tornar a relação de amplitudes mais uniformes. A análise de histogramas ajuda na avaliação da distribuição de amplitudes. Os histogramas abaixo exemplificam duas representações deficientes. A primeira (A) provocou certo nível de clipping . A segunda (B) não utilizou todo o range dinâmico da representação com 8 bits.

Resumindo, ao final deste capítulo, queremos enfatizar a importância de uma avaliação calma e criteriosa de todo o tipo de dado carregado antes do início dos trabalhos de interpretação. A depender da quantidade de dados sísmicos e de poços essa avaliação e correções consequentes pode se estender por várias semanas. A título de sugestão propomos a seguinte sequencia a ser usada na avaliação do carregamento de dados: 1- Verificar a estruturação do projeto, organização da base Oracle, projetos Sísmicos e outros; 2- No mapa base verificar a posição de dados sísmicos, poços e culturais, se possível comparando-os com outros mapas e base de dados; 3- Verificar a nomenclatura da base sísmica e de poços; 4- Verificar individualmente dados sísmicos e de poços (erros de posicionamento, formatação, ganhos, picks, dados do well header, tabelas T x Z,etc); 5- Fazer uma varredura nos dados sísmicos e correlação entre si e com poços. Usar loops, time slices e linhas arbitrárias. � � � � � � � �

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CAPÍTULO 3 - COMPORTAMENTO SÍSMICO DAS ROCHAS

Este é um assunto muito importante para os intérpretes, pois antes de se iniciar o trabalho de interpretação, é preciso saber qual a sensitividade do método sísmico a seqüência litológica presente na área de trabalho, se a resolução do dado sísmico será suficiente para discriminação dos objetivos, que tipos de sismofácies serão encontrados, ou mesmo qual a variabilidade que se pode esperar para o horizonte que será rastreado. Tais questões serão fundamentais para a estratégia de interpretação. Por exemplo, se a resolução não for satisfatória o intérprete pode recorrer a atributos que otimizem a capacidade de identificação de camadas delgadas. Se a interface se mostra nos sismogramas sintéticos sismicamente invisível, o intérprete poderá rastrear um marco sísmico mais próximo e que guarde semelhança estrutural com o objetivo principal.

Figura 3.1 – A velocidade de propagação de ondas compressionais é diferente para as variadas litologias, porém existe certa superposição o que impede que seja usada como único elemento para discriminação litológica. Observe que areias e folhelhos têm muita superposição, enquanto para sal ou igneas, existe menor dispersão Já a visibilidade sísmica depende fundamentalmente do contraste de impedância entre os meios, da espessura da camada, e da razão sinal/ruído do dado sísmico. O comportamento sísmico das rochas depende de diversos fatores, tais como: Características petrofísicas das rochas, composição mineralógica, conteúdo de fluídos, pressão litostática e de poros, contraste em relação às rochas encaixantes, o ambiente deposicional, etc. É fundamental para o intérprete conhecer com a máxima profundidade possível todos estes condicionantes e seu reflexo na expressão sísmica do evento que pretende mapear. Utilizamos propositalmente a palavra “evento” para designar a expressão sísmica, ou sismofeição, daquilo que será alvo de seu trabalho de investigação. Para “evento” Sheriff (ver bibliografia) usa a seguinte definição: “...alinhamento em certo número de traços que indica a chegada de nova energia sísmica, denotada por uma mudança sistemática de fase ou amplitude em um registro sísmico. Pode indicar uma reflexão, refração, difração ou outro tipo de frente de onda...”. Acrescentamos que tal evento pode corresponder a um alinhamento de � � � � � � � �

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Valores máximos, mínimos ou zero cross de amplitude, indicativos do topo ou base de um reservatório, como é mais comum; Pode ser um evento guia sismicamente mais expressivo e que guarde relação estrutural com o reservatório alvo; Um intervalo de tempo com predominância de sismofeição característica da presença de certo tipo de reservatório; Valores de isoamplitude volumetricamente conectados, etc. Quaisquer que sejam os critérios usados pelo interprete para identificação de sismofeições indicadoras dos potenciais reservatórios é preciso ter fundamentada a relação entre o evento sísmico que se irá estudar e o fenômeno geológico gerador daquela resposta sísmica. Para tal é importante ter noção das mudanças que podem introduzir variações na sismofeição a ser estudada e sua ocorrência na área em estudo. Variações de composição litológica ou de espessura podem ter efeito direto na amplitude de eventos. A mudança de fluidos pode alterar amplitude e forma do pulso sísmico. A presença de falhas ou outras feições estruturais podem alterar através da simples convergência ou dispersão de energia, a amplitude de tais eventos. Isso sem falar em alterações “involuntárias” originadas na aquisição, como certas marcas de aquisição ou efeitos da parametrização utilizada no processamento dos dados. Apresentados estes conceitos, chamaremos de agora em diante de horizonte a representação geométrica mais simples de um evento sísmico. A figura mostrada em 3.4 refere-se a diferentes eventos que podem ser utilizados no trabalho de interpretação Figura 3.2 – Na figura a esquerda observamos que uma mesma interface pode mudar de resposta sísmica a depender das mudanças do meio subjacente, ou da espessura que separa os dois meios (efeito de tuning). Já na figura do lado direito, observamos como diferentes espessuras e transições entre camadas, reflete no comportamento do pulso sísmico na interface.

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Figura 3.3 – Uma interface pode mudar sua refletividade ao longo de uma área em função de mudanças de estilo de terminações dos estratos subjacentes, ou mesmo devido à mudança de fluido presente nos poros. Definidas as características da interface, o intérprete deverá atribuir características ao horizonte sísmico correspondente: tipo (ou onset) máximo, mínimo ou zero cross. Esse atributo do horizonte será particularmente importante durante o processo automatizado de rastreamento, mas poderá mudar se, conforme mostrado na figura 3.3, houver mudança nos estratos vizinhos ou mesmo na composição de afastamentos do traço sísmico em função de dificuldades durante a aquisição sísmica.

Figura 3.4 – Tipos de atributo de horizonte que podem ser associados a uma interface (onset) e variação da refletividade com o ângulo de incidência (AVO). Se houver variação na quantidade de afastamentos em função de obstruções ou outras dificuldades durante o processo de aquisição sísmica na área, em função da conseqüente variação da coleção de ângulos na seção zero offset, se poderá observar efeito espúrio de variação da refletividade da interface. Por essa razão os mapas de amplitude devem ser preferencialmente avaliados à luz dos mapas de cobertura.

Figura 3.5 – O acunhamento de camadas aproxima as reflexões de topo e base, provocando interferência que torna anômalas (muito altas ou muito baixas) as amplitudes correspondentes ao topo do horizonte. Esse é o efeito de tuning, mostrado na figura esquerda do lado inferior e cuja função e mostrada na figura abaixo � � � � � � � �

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Uma dificuldade recorrente é a definição da convenção de polaridade dos dados sísmicos. Muitas vezes não se tem informações sobre a convenção de polaridade usada durante a aquisição ou processamento. Nessas situações o estudo da característica da reflexão do fundo do mar (que corresponde a um coeficiente de reflexão positivo) pode ajudar na definição da convenção de polaridade do dado com o qual se irá trabalhar. Outra alternativa eficiente para estimativa da convenção de polaridade é a correlação do sismograma sintético com o dado sísmico e que será tratada mais adiante.

Figura 3.6 – Em dados sísmicos em águas profundas, em que a reflexão do fundo do mar é bem isolada, a sua avaliação pode servir para definição da convenção de polaridade do dado sísmico correspondente.

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Figura 3.7 – O conhecimento da natureza do ambiente deposicional (como nos depósitos de barra no canto superior direito) pode facilitar a identificação das sismofeições correspondentes. As seções do canto superior esquerdo mostram exemplo de sismofácies características de sistemas fluviais e nas figuras na parte de baixo temos exemplos de sismofácies de deltas.

CAPÍTULO 4 – CORRELAÇÃO ROCHA/PERFIL SÍSMICA E RELAÇÃO TEMPO – PROFUNDIDADE

O sismograma sintético é a modelagem da resposta sísmica em determinada área, normalmente usando informações de velocidade e densidade medidas em poços. Serve a vários propósitos como a calibração de etapas do processamento sísmico, como a deconvolução, correlação da litologia atravessada pelo poço com sua expressão sísmica, ou ainda para a estimativa da expressão sísmica de determinada interface.

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Figura 4.1 – O sismograma sintético, dentre outras aplicações, ajuda a correlacionar a litologia em profundidade, com o dado sísmico, em tempo.

Figura 4.2 – Etapas para produção do sismograma sintético.

Normalmente é obtido pela convolução de uma wavelet estimada (ou extraída do dado sísmico de superfície) com a refletividade estimada com base nos perfis de poços. Os perfis de tempo de trânsito e densidade são combinados para estimativa da função impedância e posterior estimativa da refletividade.

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Figura 4.3 – Diferentes escalas d e medidas no processo de correlação rocha/sísmica. Antes de qualquer etapa é necessário avaliar a qualidade dos perfis através da inspeção visual, ou correlação com outras curvas. A correlação entre tempo de transito e diâmetro do poço pode ser um indicativo de que o perfil sônico não é muito apropriado para construção da relação tempo x profundidade ou mesmo do sismograma sintético, a depender da intensidade do arrombamento das paredes do poço, ou da espessura de reboco, efeitos que interferem no perfil sônico.

Figura 4.4 – Crossplot entre o perfil sônico e o caliper de um poço. Observe a boa (mas indesejável) correlação entre os perfis. Na inexistência de perfis de velocidade ou densidade aqueles podem ser estimados à partir de outros perfis ou com o uso de formulações empíricas como a fórmula de Gardner (que correlaciona tempo de transito e densidade), ou a equação da Faust, que

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correlaciona resisitividade acústica e elétrica. Existem ainda métodos computacionais como a análise multivariada ou redes neurais. Figura 4.5 - Os sismogramas sintéticos servem não só para a correlação de marcos geológicos com refletores sísmicos mas uma avaliação detalhada do sismograma sintético pode revelar qual o limite de resolução temporal com que o intérprete poderá trabalhar assim como a presença de problemas de tuning(mapas de amplitude,análises de AVO,etc) A tendência crescente é que os dados sísmicos passem a ser apresentados e interpretados em profundidade. Porem, serão sempre registrados em tempo e o processo de transformação para profundidade depende da existência de informações sobre a relação tempo/profundidade na área. Com esse objetivo um rigoroso controle da relação tempo x profundidade é fundamental. Sem tal controle a conversão tempo/profundidade pode por em risco a confiabilidade dos mapas gerados e acarretar falsas estruturas.

São várias as alternativas para conversão TxZ. Vejamos algumas: Perfil sônico + Check Shot – O tempo de transito medido por perfis é uma medida direta das velocidades na área, mas fenômenos como a dispersão e outros, exigem que o perfil sônico seja calibrado pela medida de alguns pontos de referência do check-shot, tipo de sísmica de poço, que mede o tempo direto de propagação em algumas profundidades importante, como por exemplo no topo dos objetivos geológicos; VSP – A sísmica de poço fornece uma estimativa direta da correlação tempo/ profundidade já que geofones são colocados a diferentes profundidades dentro de poços receptor, e para cada posição fonte sísmica é acionada na superfície, produzindo medidas diretas da relação tempo/profundidade; Tabelas de refração e outras – Quase uma tradição, alguns interprete recorrem a tabelas de relação tempo/profundidade produzidas por antigos levantamentos de refração, ou por média de velocidade sônica de vários poços em uma mesma área. Podem ser procedimentos válidos, na falta de informação mais precisa, contanto que o intérprete tenha conhecimento da origem da tabela que irá usar. Velocidades sísmicas – As velocidades utilizadas para correção de sobretempo normal, durante a fase de processamento sísmico, podem ser transformadas para velocidades médias para estimativa da relação tempo/profundidade. Observe-se que este método embora independente de dados de poço para calibração, não � •

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oferece a mesma precisão e depende intrinsecamente da qualidade dos dados sísmicos. Todas as alternativas têm suas limitações. A presença de poços com check shot não garante efeitos associados a variações laterais de velocidade . O campo de velocidades determinado pelo dado sísmico depende da sua qualidade, afastamentos utilizados e pode também sofrer devido à falta de cobertura em áreas com obstáculos, presença de múltiplas ou conversão P-S, etc. por isso sempre surge a questão: Qual a melhor opção? Qual a mais usada? Esta questão deve ser considerada no contexto da complexidade do comportamento de variação de velocidades da área estudada, tipo de informação disponível e natureza da interpretação que será desenvolvida.... A tabela a seguir apresenta algumas das alternativas comumente usadas e suas características: Tabela TxZ

Normalmente proveniente de uma média de levantamentos de velocidade(LVV), informações de refração, etc. É de facil/rápida utilização para áreas sem grandes variações laterais de velocidades Perfil sônico É mais apropriado para as relações pontuais nas circunvizinhanças dos poços desde que o perfil tenha recobrimento até a superfície(check shot) e as necessárias correções. Sônico com interpolação É uma alternativa boa se a interpolação não for apenas “linear” mas incorporar através de métodos geoestatísticos, por exemplo, informações geológicas envolvidas na relação TxZ Conversão com migração Gera um cubo em profundidade. A dificuldade é o controle tridimensional das pré-empilhamento velocidades a serem usadas. Velocidades de Na ausência de poços ou outras fontes de informação pode oferecer uma estaqueamento aproximação razoável para a relação TxZ.

Tabela 4.1 – Comparação de diferentes fontes de relação tempo/profundidade. Figura 4.6 - Os sismogramas sintéticos também são elementos importantes para que se possa estimar o resolução que se precisa para resolver (identificar separadamente a reflexão de topo e base) determinada camada que se pretende investigar. O uso de diferentes wavelets permite ao intérprete avaliar se o dado sísmico de que dispõe tem resolução suficiente.

Os VSP’s representam uma técnica bastante útil à área de caracterização de � reservatórios e explotação de campos maduros. Sua relação custo/benefício e � � � � � � �

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relativamente mais baixa que a sísmica tradicional e de menor dificuldade ambiental. A grande dificuldade do uso de VSP’s reside ainda na dificuldade do processamento na separação de campos de ondas, tratamento de amplitudes e outras. Talvez por essa razão a técnica não seja tão difundida, especialmente no Brasil. Informações adicionais podem ser obtidas nos seguintes artigos: -Vertical seismic profiles: Their application in exploration geophysics; P. Kennett et al., Geophysical prospecting 1980; -A guide to current uses of vertical seismic profiles; M. L. Oristaglio, Geophysics, 1985; -Correcting amplitude, time and phase misties in seismic data; T. N. Bishop and ª G. Nunns, Geophysics, 1994; - A cost- effective reservoir imaging method using multiazimuth offset VSPs, C. E. Krohn et al, TLE, July 1995.

Figura 4.7 – Para correlação VSP/sísmica é recomendável usar diferentes bandas de freqüência já que poderá existir diferença entre a wavelet do VSP e a da sísmica de superfície. 7.00

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Figura 4.8 - O mesmo mapa submetido a conversão para profundidade usando tabela relação T x Z constante (esquerda) e velocidades de processamento (direita) � � � � � � � �

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CAPÍTULO 5 – A IMPORTÂNCIA DA FORMA DE REPRESENTAÇÃO DO DADO SÍSMICO

Embora se observe clara tendência de muitos programas usados hoje em dia procurarem automatizar a identificação de feições sísmicas que correspondam a alvos do trabalho de interpretação, pode-se considerar que a maior parte do trabalho de identificação de padrões ainda é feita visualmente pelos intérpretes, o que exige especial atenção na hora de definir a forma de representação do dado sísmico. Esta questão, que para alguns pode parecer de natureza “cosmética”, na verdade deve ser vista com o máximo cuidado cuidado durante os trabalhos de interpretação. interpretação. Escalas horizontal horizontal e vertical de exibição, a forma de representação do traço sísmico, tabelas de cores e outros aspectos que influenciam no aspecto com que aparecem mapas e o dado sísmico podem e devem ser exaustivamente avaliados durante os trabalhos de interpretação, sempre tendo em vista o tipo de feição que se quer identificar (Figura 5.1, abaixo).

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Figura 5.1 – Diferentes formas de representação e tabelas de cores podem destacar ou tornar menos perceptíveis feições sísmicas importantes para o intérprete. a) densidade variável com tons de cinza; b)wiggle com tons de cinza; c)densidade variável com paleta variável com 8 cores; d)densidade variável com tons de cinza e marcador amarelo sobre as amplitudes mais fortes Por exemplo, durante a fase de identificação das feições macro estruturais, as escalas de exibição do dado sísmico são significativamente diferentes das usadas durante o mapeamento de detalhe como pode ser visto na figura 5.2. Dados sísmicos ou mapas de amplitude podem destacar facilmente valores extremos com uso de marcadores na tabela de cores. Para visualização visualização de atributos complexos é preciso conhecer o intervalo numérico que podem representar antes de escolher a tabela de cores mais adequada. O ganho aplicado para exibição pode promover excessiva equalização, impedindo o reconhecimento dos eventos sismicamente mais importantes ou destacando desnecessariamente desnecessariamente ruídos presentes na seção sísmica (Figura 5.3). � � � � � � � �

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Figura 5.2 – Diferentes escalas de exibição podem tornar mais evidentes ou sutis feições estruturais como a falha indicada pela seta.

Figura 5.3 – Diferentes fatores de ganho de exibição podem tornar mais contínuos determinados eventos sísmicos, mas amplificam também, ruídos ou outros eventos não coerentes. Não há como negar o trabalho empírico que exigirá do interprete testar, no percurso de cada trabalho, variadas escalas, fatores de ganho, tabelas de cores e outros parâmetros que podem produzir resultados muito bons em um projeto, mas de pouca ajuda em outra área ou em trabalho de diferente natureza. Também não podemos desconsiderar o aspecto pessoal da forma de representação dos dados sísmicos. Embora exista um conjunto básico de formas de representação usadas pela maioria, não podemos definir um padrão que permita a qualquer intérprete trabalhar confortavelmente já que se trata � � � � � � � �

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da sensibilidade sensibilidade individual. Assim sendo, determinada determinada tabela de cores pode produzir produzir um mapa com contrastes reveladores de certas feições, aos olhos de determinado intérprete, mas que podem passar despercebidas por outro, especialmente àqueles daltônicos...

Figura 5.4 - A tabela de cores usada no mapa apresentado ao centro tem a mesma quantidade de cores usada na representação superior, mas com distribuição exponencial das nuances de cinza, no intervalo de valores que o mapa representa. Como resultado as feições alinhadas (que no caso representam falhas) ficam mais evidentes com a segunda forma de representação. Na parte inferior é usada uma escala de cores que não consegue evidenciar tão bem as descontinuidades, mas que destaca de forma mais eficiente os valores de amplitude extrema (em amarelo). Freqüentemente se torna necessário representar e analisar o mesmo mapa com diferentes tabelas de cores para evidenciar diferentes feições em cada um deles.

A Interpretação pode ser definida como uma técnica de identificação de padrões geométricos nos dados sísmicos. Donde se depreende que as formas de apresentação (wigle, densidade variável), escalas e outras têm particular importância para o intérprete. E como o trabalho tem estratégia dinâmica dinâmica durante a sua evolução é comum a mudança na forma como como o dado sísmico sísmico será representado. Por exemplo, em fase fase inicial do trabalho, o intérprete trabalhará com escala que destaque as macro feições. No decorrer do trabalho, já buscando o detalhamento de estruturas as escalas serão otimizadas para identificação de mudanças sutis. � � � � � � � �

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A representação dos dados diz respeito também a escola da tabelas de cores, direção da linha uso de marcadores e todos os recursos que possam ser usados para dar destaque as feições estruturais ou estratigráficas que se busca identificar. Nos diferentes softwares de interpretação sísmica existem diferentes formas de representação do dado sísmico e cada forma de representação é mais apropriada a determinado propósito. O interprete deve experimentar diferentes apresentações do mesmo dado para escolher a que possa evidenciar com maior clareza as feições sutis que precisam ser identificadas.

Figura 5.5 – Outro detalhe da diferença entre representação dos traços sísmicos em wigle (esquerda) e densidade variável. Não só o dado sísmico, mas também diferentes mapas como os de tempo ou amplitude podem , a depender dos parâmetros de exibição escolhidos (escalas de cores, escalas, intervalo do atributo exibido e outros) obscurecer ou destacar diferentes situações geológicas Existe um aspecto empírico e mesmo pessoal na escolha de tabelas de cores. Cada pessoa tem uma acuidade e sensibilidade diferentes para cores e por isso podem preferir diferentes tabelas de cores, ainda que os objetivos de trabalho em termos de reconhecimento de padrões sejam semelhantes. Questões até fisiológicas (como o daltonismo) podem determinar a preferência por determinada tabela de cores. Portanto não há receita para a escolha. O intérprete devera experimentar diferentes opções dentre as tabelas que normalmente são fornecidas nos sofwares de interpretação ou até mesmo editar a sua própria tabela.

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Figura 5.6 – Diferença obtida pelo uso de duas diferentes escalas de cores. Os mapas de tempo ou amplitudes também precisam de escolha empírica da tabelas mais apropriada. Normalmente a escala de cores usada para os dados sísmicos é diferente da escala usada em mapas.

Figura 5.7 – Exemplo de destaque de amplitudes em mapa, obtido com uso de diferentes escalas de cores.

Figura 5.8 - O mesmo mapa com iluminações diferentes pode destacar ou esconder determinadas feições estruturais.

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Figura 5.9 - Recursos simples como o uso de um marcador na escala de cores de determinado mapa em tempo pode facilitar o entendimento do relevo estrutural ou determinar os limites de determinado valor mapeado. A representação volumétrica dos dados sísmicos é instrumento ainda mais poderoso para visualização do ambiente estrutural e inferências estratigráficas, alem de agilizar sobremaneira o trabalho de interpretação.

Figura 5.10 – A representação volumétrica facilita o entendimento do contexto estrutural e estratigráfico

Figura 5.11 – Recursos como transparência volumétrica permitem investigar de forma muito mais eficiente a conectividade em volumes 3D � � � � � � � �

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Representação Volumétrica – Existem vários recursos que são utilizados para otimizar a percepção visual do universo bi e tridimensional. Todos tem implicações e aplicações na interpretação sísmica volumétrica e tentam com recursos, como a estereoscopia, aumentar a percepção da realidade tridimensional. A combinação de habilidades humanas (pensamento + visão) permite a percepção tridimensional da natureza. Muitas formas de representação de imagens são bidimensionais (televisão, revistas, etc), mesmo assim a ideia de tridimensionalidade ainda nos é transmitida através de técnicas de foco, sobreposição de imagens, sombras, etc. Tais técnicas, associadas à forma do nosso cérebro de interpretá-las é que nos fornece a percepção volumétrica ou 3D.

Figura 5.12 – Recursos para percepção volumétrica Quando as indicações de profundidade são usadas de forma diferente nosso cérebro é confundido durante a interpretação das imagens formando as chamadas “ilusões de ótica”. Exemplos podem sem observados nas figuras abaixo.

Figura 5.13 – Exemplos de ilusão de ótica. Na figura do lago esquerdo a superposição sobre círculos concêntricos da a impressão de que as linhas do quadrado são curvas. Já � � � � � � � �

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a superposição dos soldados sobre perspectiva leva a impressão de que eles tem dimensões diferentes. Reconhecendo a importância da percepção tridimensional na interpretação da natureza, muitos são os esforços para gravação/reprodução de imagens com fidelidade à percepção humana. Dentre eles estão a estereoscopia (por difração, separação espectral, ou duplicação de imagens), os polaroides ou a holografia (com uso de laser para sistema de projeção). A estereoscopia com anáglifos usa recursos de separação por membranas polaroide com cores diferentes, na qual cada olho observa o objeto alvo de forma diferente, sendo no cérebro formada a composição de percepção 3D. Outra técnica é baseada na separação por membranas polarizadoras da direção da luz, com filtros polarizadores nas lentes. Existe ainda técnica baseada no uso de video estereoscópios ou outros artifícios para que o cérebro mentalmente reconstitua a ideia de volume a partir das visões distintas. Outra alternativa utiliza a polarização da imagem, sincronizada com óculos obturadores sincronizados (de cristal líquido) cria a percepção volumétrica através da alternância da projeção das imagens polarizadas (60 Hz p/ cada olho) nos chamados ambientes de estereoscopia ativa.

Figura 5.14 – Diferentes técnicas de estereoscopia. � � � � � � � �

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CAPÍTULO 6 – INTEPRETAÇÃO SÍSMICA ESTRUTURAL

Uma parte significativa do tempo do intérprete é devotada à identificação do comportamento estrutural dos estratos sedimentares e do seu contexto deposicional. Para tal é indispensável que a atividade de correlação rocha/perfil/sísmica tenha sido executada, para que o intérprete possa ter confiança de que irá avaliar o comportamento de evento sísmico que corresponda ao objetivo geológico foco de sua investigação. Da mesma forma conhecimentos prévios sobre a evolução geotectônica e estilos estruturais decorrentes serão muito bem vindos nesta fase do trabalho. Apenas para citar um exemplo, o intérprete terá total liberdade para estimar o estilo das falhas presentes na área de estudo, mas classificar como reversa, uma falha que ocorra em bacia onde não se teve até então qualquer indicação de esforços compressionais, é uma possibilidade, mas que exige muito cuidado, pois podem levar (e precisam estar muito bem justificadas) a novo entendimento sobre a evolução da bacia. Fazendo uma analogia com o capítulo 7, onde abordaremos as ferramentas da sismoestratigrafia, identificar feições sismoestratigráficas indicadoras de um sistema deltaico, exige que se tenha confiança de que a evolução da bacia deu margem à existência de todos os ingredientes necessários ao desenvolvimento deste tipo de mecanismo de sedimentação. Portanto não basta o processo mecânico de identificação de falhas, dobras, corpos intrusivos, etc. É necessário que a solução estrutural que se proporá esteja em sintonia com o que já sabe sobre a bacia. 6.1 Mapeamento de horizontes

No jargão da interpretação sísmica chamamos de horizontes a reflexões observadas no dado sísmico e que tenham significado estratigráfico e/ou litológico e que se estendam por determinada área. Os horizontes são também confundidos com a representação geométrica em determinada área, de determinado evento sísmico calibrado por um processo de correlação perfil-sísmica, e que representa uma unidade litológica ou estratigráfica de interesse. Nos softwares de interpretação normalmente tais horizontes recebem um “nome” identificando a unidade estratigráfica/litológica aos quais estejam associados. Outras definições do jargão da interpretação sísmica: Horizonte: Representação espacial de determinada reflexão de conotação estratigrafia e/ou litológica e que tenha sido interpretada no dado sísmico 2 ou 3D; Grid do horizonte: Regularização espacial (normalmente usando algum algorítimo de interpolação) do horizonte interpretado; Superfície: Uma representação regular, e de alta densidade amostral, do horizonte interpretado, normalmente usada para efeito de representação gráfica em visualização 3D.

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Que horizontes mapear ?

A resposta para esta questão depende fundamentalmente do objetivo do trabalho do intérprete. Muitas vezes os horizontes mais importantes são os que delimitam os plays exploratórios mais significativos, definindo em que porções da bacia são mais expressivos;Sendo a primeira vez que trabalha naquela bacia espera-se que sejam mapeados os horizontes que definam os limites da sequencias estratigráficas, como marcadores que correspondam a superfícies máximas de inundação, o embasamento que representa o fim da sequencia sedimentar, etc. Já, se procura identificar reservatórios associados a cânions confinados ou canais meandrantes, talvez seja mais eficaz interpretar um marco geológico cronologicamante próximo a tais eventos e de ocorrência em toda a área, e que possa ser usado para uma análise com ferramentas específicas para a investigação estratigráfica por como os surface slices (Fig 6.15).

6.2 Rastreamento manual e automático de horizontes.

Uma vez identificado o horizonte sísmico que corresponda ao nosso objetivo geológico deve-se iniciar o que, no jargão da interpretação sísmica, é chamado de rastreamento de horizontes. Essa atividade consiste no conjunto de operações que tenha o propósito de definir o comportamento estrutural do horizonte a ser mapeado na área. Hoje, muitos softwares possibilitam a automatização desta etapa, especialmente quando a qualidade sísmica é boa, já que os algorítimos de automatização do rastreamento se baseiam pouca invariabilidade da fácies sísmica que representa o horizonte a ser mapeado. Linha(s) de amarração – Na existência de poços, para os quais se tenha desenvolvido o estudo de correlação rocha/sísmica, será indispensável que se inicie a interpretação por linhas sísmicas que passem por aquele poço de amarração. Na existência de vários poços, será possível criar uma linha arbitrária que passe por todos os poços que tenham constatado a ocorrência daquele objetivo geológico que será rastreado na área. Podemos chamar esta linha de “linha de amarração”, a partir de qual propagaremos nossa interpretação para outras áreas do dado sísmico.

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Figura 6.1 - Exemplo de linha arbitrária passando por poços e que pode ser usada como linha de correlação entre a sísmica e o objetivo geológico do processo de interpretação. A linha amarela indicada pela seta mostrada na figura acima corresponde ao horizonte que será propagado para toda a nossa área, e que foi devidamente correlacionado com o marcador correspondente em três poços. Convém preservar as coordenadas desta linha arbitrária, já que normalmente os programas só reconhecem automaticamente linhas e traços em direção associada ao grid de processamento. Para dar continuidade à interpretação, o horizonte a ser mapeado será estendido em várias direções, conforme mostramos na figura 6.5, a partir de outras linhas que passem pela nossa linha de amarração. Normalmente os horizontes definidos nos programas de interpretação têm atributos próprios como o nome (em outro capítulo falamos sobre a padronização de elementos de interpretação), a cor de sua representação nas seções sísmicas, o comportamento de amplitude do evento sísmico ao qual estão associados (valores máximos, mínimos, etc. – Figura 6.2). Tais atributos são importantes seja sob a ótica da padronização, seja para definir o comportamento dos programas durante os processos de automatização da interpretação que veremos a seguir.

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Figura 6.2 – Diferentes atributos de amplitude (onset) usados para horizontes sísmicos No rastreamento manual o intérprete define exatamente a configuração geométrica do horizonte, ainda que ela não esteja ajustada a um determinado evento sísmico. Por exemplo, o horizonte pode ter sido definido como de amplitude máxima, mas com a interpretação manual, o intérprete pode posicionar o horizonte em pontos que violem aquela característica do horizonte, conforme observamos na figura 6.2. Já o rastreamento automático usa algorítimos de identificação de semelhança entre traços adjacentes para estimar, o posicionamento do horizonte, a partir de um ponto inicial (normalmente chamado de semente) definido pelo intérprete. Durante o processo automatizado será rigorosamente observado o atributo de amplitude definido para o horizonte. Dessa forma, ainda que o ponto de semente for definido em um zero cross, o processo automatizado irá procurar o máximo mais próximo, se o horizonte tiver sido definido como um horizonte de valores máximos, antes de iniciar a propagação da semente para as áreas vizinhas do ponto semente (figura 6.3).

Figura 6.3 – Diferenças entre processo manual e automatizado para rastreamento de horizontes. Na figura a esquerda o processo automatizado identificou, a partir de um ponto semente (circulo preto), definido pelo intérprete, o posicionamento do horizonte nas duas direções mostradas pelas setas, sempre definindo em cada traço o seu posicionamento em uma amplitude mínima (cores vermelhas) que é o atributo característico daquele horizonte. Já durante a interpretação manual feita na seção a direita, o intérprete definiu a posição do horizonte em cada traço (ou em traços afastados, com o posicionamento em traços intermediários sendo feito por interpolação). Observe que no segundo caso, muitas das posições do horizonte interpretado violam a característica de amplitude (mínimo) definida para o horizonte. � � � � � � � �

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Normalmente o processo de rastreamento manual é usado em áreas de qualidade sísmica pobre, face às dificuldades (e chances de erro, conforme observamos na figura 6.4) do processo automatizado.

Figura 6.4 – Rastreamento automatizado em áreas de qualidade sísmica pobre ou com grande variação de sismofácies. 6.3 Métodos para redução da incerteza no processo de rastreamento de horizontes

A facilidade de rastreamento de horizontes depende obviamente da qualidade sísmica e características da interface que se pretende mapear algumas recomendações podem ajudar nesta tarefa: a) Conheça a natureza física da interface que pretende mapear. Existe contraste significativo de impedância? Ele é constante em toda a área ? Se possível faça alguns sismogramas sintéticos para avaliar se a interface é bem isolada, ou influenciada por tuning associado a pequenas espessuras ou provocado por interfaces vizinhas. Verifique ainda se a interface é apenas de variação litológica, mas com baixo contraste de impedância e principalmente se sua correlação rocha/perfil/sísmica está correta; b) Não se deixe tentar pelo uso de rastreamento automático sem fazer crítica posterior aos resultados e implementar correções onde necessárias; c) Naquelas situações em que a interface a ser mapeada não seja sismicamente visível, uma boa alternativa é usar um “horizonte fantasma”, ou seja, mapear a interface mais próxima e que seja facilmente rastreável e criar posteriormente um horizonte fictício na posição (especialmente se o afastamento do nosso horizonte objetivo para o horizonte guia for constante) do horizonte desejado; d) Ao final do rastreamento observe o mapa de progresso (mapa base indicando as linhas sísmicas para as quais o horizonte objetivo já foi interpretado) do horizonte mapeado para avaliar a existência de possíveis erros em sua interpretação; f) Crie cópias de segurança do horizonte mapeado (backup), Durante a interpretação voce pode desistir de uma nova estratégia de interpretação e desejar voltar à solução anterior; � � � � � � � �

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g) Aumente gradativamente o nível de detalhe com que interpreta seu horizonte. Uma vez identificado o horizonte sísmico que corresponda ao nosso objetivo geológico, deve-se iniciar o que, no jargão da interpretação sísmica, é chamado de rastreamento. As opções de exibição de linhas sísmicas têm papel importante na confiabilidade do trabalho re rastreamento. Apresentaremos algumas opções características de softwares de interpretação plana. 6.4 Uso de interseções.

O horizonte rastreado ao longo de uma linha servirá como semente para o rastreamento em nova linha posicionada em outra direção (normalmente perpendicular). Tais interseções (figura 6.5), entre linhas onde o horizonte já foi interpretado, com outras onde ainda será rastreado, são importantes elementos para aumento da segurança no processo da interpretação estrutural.

Figura 6.5. Na seção do meio, a seta branca indica o ponto onde a L2 intercepta a L1, para a qual o horizonte já tinha sido interpretado. Aquele ponto de interseção serve de semente para que o identifiquemos a posição do horizonte na linha L2, que pode agora ser rastreado na linha L2 como observado na seção inferior. O processo continua e � � � � � � � �

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podemos agora chamar outra linha que intercepte a linha L2, e a partir dela propagar o rastreamento do horizonte em outra direção.

Uso do “Loop”

Figura 6.6 – Uso do loop para aumento da segurança na interpretação de horizontes A interpretação se inicia com a determinação de um ponto semente na linha L1. O horizonte é interpretado naquela linha e depois se verifica a posição de cruzamento do horizonte com linha que cruze a primeira (L2). A partir da posição de cruzamento é retomado o rastreamento, agora na linha L2. Dando continuidade ao processo o rastreamento é propagado para a linha L3, que volta finalmente a ser propagado pela linha L4, até que o horizonte seja propagado para a linha inicial (L1) e que deverá encontrar o ponto semente na mesma posição (mostrado pela elipse amarela). Caso o transporte do horizonte da linha L4 para a linha L1 não tivesse encontrado o ponto semente, o intérprete teria que rever sua interpretação, pois como se diz no “jargão”, o loop não fechou. Analogamente é como se alguém saísse para um passeio em volta do quarteirão, mas não chegasse ao ponto de partida, o que significa que ele tomou um caminho errado. 6.5 Uso de combinações de seções verticais e de time slices.

Esse recurso pode agilizar o trabalho de interpretação pois permite propagar a interpretação de uma linha, rapidamente, e com bastante segurança, para uma linha muito distante da inicialmente interpretada. Este recurso, também chamado de seção “em cadeira” usa o time slice como elemento de conexão e garantia de que o rastreamento se mantenha no mesmo evento sísmico.

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Figura 6.7 – O uso combinado de seções verticais e time slices agiliza e dá maior segurança no processo de interpretação. 6.6 Extração de amplitudes

Na medida do possível a extração de amplitudes deve ser feita em horizontes que foram rastreados com processos automatizados. Dessa forma o mapa de amplitudes não será contaminado pelo "bias" da interpretação manual. Da mesma forma devem-se evitar fazer extração de amplitudes em horizontes que tenham sido submetidos a processos de clip, interpolação e/ou suavização. Quando a precisão não for possível devido a qualidade sísmica pobre ou dado sísmico muito ruidoso, podem ser extraídas amplitude médias em janelas em torno do horizonte objetivo, com espessura entre oito e 40 ms de largura, centrada ou não no horizonte guia. No horizonte amarelo mostrado na figura 6.8 a extração de amplitudes será mais facilmente correlacionavel às variações associadas à interface, já no horizonte inferior a amplitude não terá significado muito litológico e poderá ser avaliada utilizando a média dos valores de amplitude em uma janela localizada ao redor do horizonte.

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Figura 6.8 – Efeitos da extração de amplitudes de horizontes mais ou menos ruidosos. O mapa de amplitudes extraída do horizonte inferior não parece ter característica geológica.

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6.7 Interpretação de falhas

Abordaremos agora as técnicas para interpretação de falhas e de outros elementos geológicos que impõem descontinuidade aos horizontes sísmicos. Tais elementos geológicos introduzem muita incerteza na definição da continuidade dos horizontes sísmicos, entre o bloco baixo e alto de uma falha, cuja correlação nem sempre é evidente, ou de cada lado dos flancos de um domo de sal. Por isso, tão importante quanto o reconhecimento de falhas, são as técnicas que garantem redundância na interpretação, algumas delas já abordadas, como a interpretação de horizontes em loops, ou o uso de polígonos de correlação, que serão mostrados mais adiante. Os padrões de falhamento esperados para a área de trabalho depende do contexto tectono sedimentar de evolução da bacia. O intérprete deve ter em mente que mesmo em ambientes distencionais, podem eventualmente ser identificadas falhas reversas, características de ambientes compressionais. Por isso é indispensável, especialmente onde a qualidade sísmica não é boa, sólidos conhecimentos sobre os padrões de falhamento que podem ser esperados para aquele tipo de bacia (figuas 6.9).

Figura 6.9 - Padrões de falhamento mais comuns. A interpretação de falhas é naturalmente mais segura em dados sísmicos densos e com boa qualidade. Já, com sísmica 2D, além da escassez de informações existe o problema da disposição nem sempre adequada, das linhas em relação ao strike das falhas, e já que nem todas as linhas serão perpendiculares as falhas, existe até a possibilidade de que não possam ser identificadas, ou que tenham geometria sinuosa o que também torna difícil sua identificação, mesmo com sísmica 3D. Portanto a primeira etapa para a identificação de falhas é a escolha da direção apropriada das linhas sísmicas, especialmente facilitada para dados 3D.

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Figura 6.10 – Falha identificada em foto aérea da superfície de Marte com o satélite MRO (Mars Recoinassance Orbiter) Nos diferentes softwares existem muitos recursos úteis à identificação de falhas, principalmente disponíveis para sísmica 3D. O polígono de correlação é um “pedaço” do dado sísmico extraído do bloco alto (ou baixo) da falha e deslocado até o bloco oposto para as necessárias correlações (figura 6.12). Ele reduz a incerteza na continuidade da interpretação de horizontes quando atravessa uma falha. Outro recurso interessante, voltado ao posicionamento mais preciso do traço de falha, que é a representação geométrica da falha nas seções verticais, consiste na confecção de várias linhas (3D) dispostas radialmente em relação ao ponto onde se suspeita existir a falha e que aparecerá tão mais claramente quanto mais perpendicular for a linha, em relação ao seu strike (veja exercício correspondente). Outra alternativa é observar o fechamento (ou não) de loops durante a interpretação o que pode ser indicativo de falha. O adensamento de curvas de contorno em mapas estruturais também pode ser indicativo da presença de falhas. Alguns atributos sísmicos como os cubos de coerência, também são ferramentas poderosas, especialmente para identificação de falhas de pequeno rejeito. Os cubos de coerência facilitam a identificação de falhas de pequeno rejeito, difíceis de identificar/interpretar visualmente (figura 6.13).

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Figura 6.11 - A mesma seção sísmica, com diferentes escalas de cores, pode tornar uma falha mais ou menos visível.

Figura 6.12 - A seção sísmica do lado esquerdo é semelhante, exceto pela escala, à seção mostrada do lado direito da figura, o que pode tornar a falha mais ou menos visível. Já na seção do lado direito, observamos um polígono de correlação, recurso interessante para interpretação de falhas, e que permite extrair um pequeno retângulo da linha sísmica e compará-la com o bloco do lado oposto para definir com precisão a continuidade dos horizontes que estão sendo interpretados. Alguns atributos são mais adequados para a interpretação de falhas. Um exemplo é o cubo de coerência Os processos chamados para geração dos cubos de coerência são também chamados de ESP (Event Similarity Prediction), e funcionam como análise espacial da correlação, revelando pequenos ou grandes variações de comportamento estrutural ou estratigráfico. Podem destacar a presença de falhas, indicar eventos de alto mergulho ou áreas com ausência de reflexões, por exemplo, em domos e sal ou ainda nas variações da qualidade do dado provocada por variações litológicas e/ou estratigráficas. Convém destacar que outras situações são também passíveis de apresentar anomalias de similaridade como, por exemplo: footprints ou regiões de artefatos do processamento como nas franjas de migração, áreas de traços ruidosos e ainda regiões sem falhas ou estruturações significativas, mas com variações litológicas � � � � � � � �

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e/ou estratigráficas. Uma vez gerados os atributos eles podem ser avaliados de variadas formas como em seções verticais ou principalmente em time slices. Considerando-se que as falhas são áreas de descontinuidade, nos cubos de coerência elas aparecem de forma anômala conforme observamos na figura 6.15.

Figura 6.13 - Seção sísmica em amplitude (superior) e em coerência (inferior). A interpretação de falhas também é muito facilitada pelo uso de time slices, pois eles não dependem, como ocorre com as seções sísmicas verticais, da escolha de direção mais apropriada para a identificação das falhas e permitem muitas vezes a imediata definição do strike das falhas. Na figura 6.16 observamos no time slice, a expressão da falha interpretada na seção vertical. Em muitos dos softwares de interpretação as falhas são interpretadas em seções verticais, através dos chamados traços de falha que indicam a projeção do plano de falha na seção sísmica vertical. A repetição da interpretação da falha em outras seções sísmicas paralelas, e que depois são conectados e interpolados, possibilitam a construção dos planos de falha, conforme observamos na figura 6.14.

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Figura 6.14 - Na seção sísmica vertical são traçados os traços de falha cuja interpretação em linhas subseqüentes, permite a posterior interpolação e identificação do plano de falha mostrado na figura a direita.

Figura 6.15 - O time slice retirado de um cubo de coerência permite identificar com maior precisão o strike de falhas de pequeno rejeito.

Figura 6.16 - O time slice inserido na figura a esquerda permite identificar Imediatamente a variação (sinuosidade) no strike da falha. � � � � � � � �

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Conforme comentamos, a interpretação de falhas quando se dispõe apenas de linhas 2D, impõe risco associado à correlação falsa, quando se considera que duas falhas observáveis em linhas 2D próximas são a mesma falha, o que pode não ser verdadeiro. Na figura 6.17 observamos uma zona de transferência, que amostrada por linhas sísmicas 2D diferentes, pode levar a correlacionarmos as duas falhas como pertencentes ao mesmo plano, sem que tenhamos elementos para identificar a zona de transferência. Esse tipo de erro pode levar o intérprete a identificar fechamento estrutural onde ele inexiste.

Figura 6.17 - Exemplo do risco da correlação de falhas interpretadas em linhas 2D. Existem também outros atributos apropriados à identificação de falhas como,por exemplo, a absorção ( fator Q) que normalmente apresenta comportamento anômalo em zonas de falhas, ou ainda o nível de energia que também sofre variações perceptíveis nas zonas de falhas. Um dos aspectos mais difíceis na interpretação de falhas é a estimativa de seu rejeito e verificação da relação lateral de posicionamento entre reservatórios e formações impermeáveis, que possam conferir à falha papel de selo ou conduto. Para tal controle, é fundamental que a migração pré-empilhamento em profundidade seja confiável, que se possa avaliar com planos sísmicos ao longo da falha o posicionamento relativo entre os blocos, e que se observe a possível variação de amplitudes entre os blocos diferentes, dos horizontes que atravessam a falha. Tal variação de amplitude pode revelar diferentes pressões de reservatório e ajudar a inferir sobre a característica selante da falha. É importante enfatizar que a precisão na interpretação de falhas depende da resolução dos dados sísmico de que se dispõe. Quanto maior a resolução espacial e temporal, mais fácil identificar falhas de pequeno rejeito, que podem não ser tão importante sob a ótica exploratória, mas que são particularmente importantes para otimizar o processo de desenvolvimento de produção. Aliás, a possibilidade de interpretação de falhas de pequeno rejeito, ou quase sub-sísmicas, depende do fluxograma de processamento, onde a intensidade de processos como o para aplicação de estáticas residuais ou filtros de coerência voltados ao aumento da relação sinal/ruído, podem ocultar pequenas falhas.

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Figura 6.18 - O dado com maior resolução espacial e temporal, mostrado na figura a esquerda, permite identificar com maior acurácia o complexo sistema de falhas.

Figura 6.19 – As falhas sindeposicionais são na realidade compostas de sucessivos falhamntos que podem ou não estar conectados.

A resolução horizontal tambem pode, especialmente quando se usa dados sísmicos 2D, levarem a interpretação equivocada pela conexão de vários planos independentes, como se fosse um único plano devido à inobservância das zonas de transferência entre falhas. Uma forma de se evitar tal problema é prestar especial atenção as variações inexplicáveis de rejeito ao longo da falha

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Figura 6.20 - O Domo de sal é facilmente identificável no time slice à direita. Observar que o horizonte de alta amplitude do lado esquerdo do domo, não se estende para o seu lado direito, conforme constatado no time slice. Existem muitos recursos úteis à identificação de falhas, principalmente disponíveis para sísmica 3D. O polígono de correlação é um “pedaço” do dado sísmico extraído do bloco alto (ou baixo) da falha e deslocado até o bloco oposto para as necessárias correlações. Outro recurso interessante é a confecção de várias linhas(3D) dispostas radialmente em relação ao ponto onde se suspeita existir a falha que aparecerá tão mais claramente quanto mais perpendicular for a linha em relação ao seu strike(veja exercício correspondente). Outra alternativa é observar o fechamento (ou não) de loops durante a interpretação o que pode ser indicativo de falha. Adensamento de curvas de contorno em mapas estruturais também pode ser indicativos da presença de falhas. Os cubos de coerência também são ferramentas poderosas especialmente para identificação de falhas de pequeno rejeito. Os cubos de coerência facilitam a identificação de falhas de pequeno rejeito, difíceis de identificar/interpretar visualmente.

6.8 Interpretação de dobras e intrusões

Normalmente a identificação de dobras e intrusões é feita em isotempos (time slices – figura 6.20), ou através do uso de horizon ou stratal slices. Naquele domínio, fica mais fácil identificar a presença de tais elementos do que em seções verticais. Muitas vezes diápiros de folhelho, domos de sal diques e entes geológicos similares provocam segmentação e arqueamento de estratos adjacentes, o que tambem pode servir de critério para sua identificação e delimitação. Outras vezes sua presença se manifesta tão somente por uma perda de continuidade e/ou qualidade sísmica que pode equivocadamente ser associada a presença de falhas ou mesmo a falta de cobertura do dado sísmico devida à obstáculos na superfície. Nesses casos pode ser recomendado um tratamento do dado sísmico de forma a destacar variações de razão sinal/ruído, variações na coerência espacial ou mesmo no conteúdo de freqüências do dado sísmico. Outro erro comum é associar escapes de gás com a presença de intrusões pois a descontinuidade pode induzir a esse erro especialmente quando não se tem um cubo de onda convertida que é menos afetado pelo fenômeno. Nesses casos a comparação de � � � � � � � �

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cubos com diferentes afastamentos fonte-receptor também ajuda na identificação dessa feições.

Figura 6.21 – As estrutura dômicas são facilmente identificáveis e mais fáceis de delimitar no time slice à direita.

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CAPÍTULO 7 – INTERPRETAÇÃO SISMOESTRATIGRÁFICA

A sismoestratigrafia é uma técnica das mais poderosas para subsidiar o exploracionista na análise estratigráfica das sequências deposicionais. Certamente nesse contexto é uma das metodologias mais importantes, junto com a bioestratigrafia, sedimentologia, cronoestratigrafia, quimoestratigrafia e outras, e por isso muitas vezes confundida com o próprio processo de análise estratigráfica de sequencias. Os conceitos básicos da sismoestratigrafia foram aprofundados por Peter Vail nos anos 70, com foco em metodologia exploratória a ser aplicada pelos profissionais da Exxon, e apresentados formalmente para a comunidade geocientifica, juntamente com Mitchum e Thompson em 1977, no Memoir 26 da America Association of Petroleum Geologists, em trabalho intitulado “ Seismic stratigraphy and global changes of sea level”. Muitos outros cientistas como Posamentier, Galloway, Catuneanu e outros, contribuíram para o desenvolvimento da sismoestratigrafia no contexto de suas pesquisas na área da estratigrafia de sequencias. Muito das metodologias de trabalho desenvolvido pelos pioneiros da sismoestratigrafia foram baseados em sísmica 2D, e que por razões que serão adiante abordadas, tem severas desvantagens em relação à sísmica 3D, muitas vezes de alta resolução agora disponível. Hoje os recursos tornam ainda mais segura e poderosa, a utilização dos dados sísmicos para suporte estratigráfico, se consolidando assim como imprescindível ferramenta exploratória, mas também importante para o contexto de produção. Antes de explorarmos os recursos da interpretação da análise estratigráfica com suporte sísmico vamos apresentar algumas definições básicas que serão utilizadas ao longo deste capítulo: Estratigrafia de sequências : A análise de padrões cíclicos de sedimentação que estão presentes em sucessões estratigráficas, que se desenvolvem como resposta às variações do suprimento de sedimentos e criação de espaços para sua acumulação (Posamentier e Allen, 1999). Sismoestratigrafia: Definição da relação temporal de sequencias sedimentares com base na inter-relação geométrica exibida no dado sísmico (Schinelli, 2010). Sismofácies: É a expressão sísmica do fácies sedimentar em seções verticais ou horizontais (Schinelli, 2008). Por exemplo, um conjunto de reflexões caóticas pode caracterizar ambiente deposicional com alta energia de transporte e fluxo, como ocorre em depósitos turbidíticos. Já um canal meandrando em vale inciso pode resultar em sismofácie característica que normalmente só é reconhecida nas seções transversais ao canal. Reflexões plano-paralelas podem representar depósitos feitos em condições de águas profundas, a partir de material sedimentar em suspensão decantado no fundo da bacia. Já um diápiro de folhelho ou domo de sal pode se destacar da sismofácie sísmica circundante pela total ausência de reflexões. É importante destacar que um mesmo padrão sedimentar pode gerar sismofácies diferentes, assim como podemos inferir que ambientes deposicionais diferentes podem produzir sismofácies semelhantes. Alem disso a sismofácie naturalmente depende das � � � � � � � �

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características do dado sísmico disponível, principalmente resolução, diversidade azimutal e razão sinal/ruído. Outro aspecto normalmente negligenciado é de que a sismofácie pode diferir a depender da direção de análise do dado sísmico, se dip ou strike em relação ao eixo deposicional, por isso a identificação da sismofácie exige avaliação do seu comportamento com linhas sísmicas em diferentes direções para uma correta caracterização (Figura 7.1) Vale ainda destacar que a sísmofácie não se limita ao comportamento de sequencias geneticamente relacionadas observado apenas nas seções sísmicas verticais. A representação sísmica observada em seções horizontais, tais como time, horizon ou stratal slices também pode ser definida como a sismofácie, muitas vezes também chamada de textura sísmica. Tratos deposicionais: Resposta sedimentar específica à interação entre fluxo, fisiografia, energia do ambiente e mudanças na acomodação (Posamentier e Allen, 1999). Agradação: Criação de espaço para deposição sedimentar, sem identificação da causa específica, mas em função de combinações de fatores como a eustasia e mudanças do nível de base. Nível de base: Superfície de equilíbrio entre erosão e deposição (Cross,1991), ou Superfície dinâmica, de referência global, na qual os processos sedimentares e erosivos em áreas continentais e a agradação marinha tendem a ocorrer (Cataneanu, 2006) Transgressão: Processos erosivos e sedimentares, que ocorrem quando acomodação é criada mais rápido do que é consumida pelo processo de sedimentação, normalmente associado ao aumento do nível de base. Regressão: Ao contrário da transgresão, são fenômenos erosivos e sedimentares, que ocorrem quando o processo de sedimentação é mais intenso do que a agradação gerada e que normalmente estão associados ao rebaixamento do nível de base. A figura 7.2 exemplifica os fenômenos de regressão e transgressão.

Sistemas deposicionais Definição: Uso de diversas técnicas para obtenção, a partir dos dados sísmicos, de informações sobre a estratigrafia de uma área (informações sobre a existência de hiatos deposicionais, definição dos limites de sequencias através de terminações ou contatos entre reflexões, são reveladoras do desenvolvimento estratigráfico, sistemas deposicionais predominantes, tratos, etc) A sismoestratigrafia colabora com a estratigrafia de sequências que é a técnica para a correlação de pacotes sedimentares geneticamente relacionados (seqüência) utilizando um arcabouço cronoestratigráfico formado por discordâncias e/ou conformidades relativas e o estabelecimento de uma predição litológica mutável no tempo e no espaço utilizando os conceitos de eustasia, tectônica e aporte sedimentar. Ela enfoca os pacotes sedimentares como unidades genéticas dinâmicas no tempo e no espaço e não como pacotes litológicos estanquemente empilhados, formalmente denominados e hierarquizados pela litoestratigrafia tradicional. (Peter Vail , 1970, após � � Posamentier - estratigrafia de sequências). � � � � � �

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Padrões de truncamento: Desconformidades, paraconformidades, discordância angular, toplap, baselap, etc. (figura 7.1).

Figura 7.1 – Padrões típico de terminações (modificado de Emery e Myers,1996) Ambiente deposicional: Refere-se a determinado ambiente da superfície terrestre, onde predominam processos interdependentes de condições físicas, químicas e orgânicas que se diferem das áreas adjacentes. Tais ambientes são identificados pelas estruturas sedimentares características, visíveis em diferentes escalas. Alguns tipos de sistemas: Eólico, Fluvial, deltaico, lagunar, Evaporítico, etc. A identificação do sistema deposicional predominante em determinada área, permite predizer os tipos litológicos predominantes, distribuição de geradoras, selos e reservatórios e sua relação, alem de outros elementos importantes para definir o potencial petrolífero de determinada área.

Significado de alguns padrões de truncamento: Sequência deposicional - É uma unidade estratigráfica composta por uma sucessão de estratos concordantes, geneticamente relacionados, limitada por discordâncias ou suas concordâncias relativas. Uma seqüência pode envolver parte, uma ou mais formações litoestratigráficas Discordância - É uma superfície de erosão ou não deposição que separa estratos mais jovens dos mais velhos e representa um hiato significativo. Hiato é o espaço de tempo geológico não representado por estratos devido à erosão ou não deposição. Entende-se por concordância relativa à superfície conforme correspondente a uma discordância. Tipos de Discordância: Angular, Litológica, Erosiva, Paralela (Paraconformidade), Diastema. O reconhecimento dos limites de seqüência (discordâncias e/ou concordâncias relativas) em seções sísmicas é baseado em reflexões que representam terminações laterais de estratos, podendo ser sindeposicionais (lapout) ou erosivas (truncamento). Lapout é a terminação lateral de um estrato no seu acunhamento deposicional. Três são os tipos de lapout (onlap, downlap e toplap). Truncamento - É a terminação lateral dos estratos, truncados por erosão de sua posição sindeposicional original. Em alguns casos, a distinção entre toplap e truncamento poder ser de difícil percepção. � � � � � � � �

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Onlap - É uma relação na qual estratos inicialmente horizontais terminam progressivamente contra uma superfície inicialmente inclinada, ou na qual estratos inicialmente inclinados terminam progressivamente mergulho acima contra uma superfície de maior inclinação. O padrão onlap significa um hiato deposicional de duração crescente na medida que estratos mais novos terminam contra uma superfície pré-existente. Downlap - é uma relação na qual as reflexões sísmicas de um estrato inclinado terminam, mergulho abaixo, contra uma superfície horizontal ou inclinada. Este padrão representa um hiato deposicional de duração crescente a medida que estratos mais jovens terminam contra uma superfície pré-existente. Toplap - É a relação na qual a terminação de reflexões é interpretada como estrato sendo truncado contra uma superfície sobrejacente. Tipicamente representa um intervalo de "bypass" durante a sedimentação onde o nível de base esta muito baixo. O padrão toplap representa um hiato de duração decrescente na medida que estratos mais novos terminam contra a superfície pré-existente sobrejacente

Figura 7.2 – Alguns exemplos de contatos que indicam processos sedimentares de contexto sequencial: offlap (setas verdes), downlap (setas brancas) e onlap (setas amarelas na seção à direita). Muitos dos conceitos da sismoestratigrafia foram definidos a partir de linhas sísmica 2D, mas que não são muito apropriadas para identificação de contatos ou uso de técnicas mais recentes que exigem dados volumétricos. Basicamente as dificuldades da sismoestratigrafia em seções sísmicas 2D podem ser decorrentes de: •

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A direção da aquisição sísmica das linhas 2D pode não ter sido favorável para a identificação de contatos/terminações típicas, conforme demonstrado na figura 7.3; Estratégias para identificação de ambientes típicos baseados na variação de amplitude, análise volumétrica, decomposição espectral e outros recursos, não são aplicáveis para interpretação sismoestratigráfica em seções sísmicas 2D; � �

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A impossibilidade de renderização multidirecional (gerar/exibir seções sísmicas sequencialmente em qualquer direção) a partir de dados 3D dificulta a identificação de terminações típicas.

Figura 7.3 – Observar a facilidade de identificação do onlap indicado pela seta na seção à esquerda. A linha amarela indica a posição da seção sísmica perpendicular, mostrada no lado direito da figura, na qual a seta localiza a posição dos mesmos onlaps, mas que, em virtude da posição inadequada da seção sísmica, são difíceis de identificar. Hoje as modernas técnicas de visualização volumétrica aliadas a algorítimos de segmentação trazem recursos antes inimagináveis para o processo de interpretação sismoestratigráfica, permitindo ao intérprete, sempre que a qualidade dos dados sísmicos permitir, identificar imediatamente o sistema deposicional predominante no intervalo de investigação através da revelação de imagens que guardam fidelidade ao sistema deposicional que os originou. Alguns exemplo de técnicas usadas: • •

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Mapas de amplitude em time, horizon e stratal slices; Delimitação em seções verticais de intervalos com contatos sísmicos e sismofácies características baseadas em seus contatos ( onlap, downlap, hummockey , canais, etc); Classificação automática de sismofácies com ou sem calibração de poços; Decomposição espectral; Detecção volumétrica; Análise de coerência, mergulho, amplitudes e outros atributos sísmicos.

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A

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C


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Figura 7.3 - Comparação de horizon slice (A) feito ao longo do horizonte identificado pela linha vermelha mostrada em “B”, com time slices (C e D) passando pelo horizonte vermelho (ligeiramente acima e abaixo). Observe que os time slices não reproduzem em toda a sua extensão o canal, que é mais fielmente visualizado no horizon slice.

Figure 7.4 – Time slices em um cubo de coerência de 160 ms de espessura, abaixo de horizonte de interesse a: (a) 68 ms (b) 72 ms (c) 88 ms (d) 120 ms (e) 140 ms e (f) 158 ms. Observe a clareza com que diferentes feições sísmicas aparecem durante o processo de fatiamento do cubo de coerência. (Cortesia: Arcis Corporation, Calgary). Decomposição espectral - Técnica de processamento sísmico com potencial para gerar imagens sísmicas de alta resolução, extraindo padrões estratigráficos detalhados e ressaltando bem as feições de pequena espessura. Mapas típicos de amplitude fornecem uma imagem da estratigrafia cujas espessuras de camada são relativas à frequência dominante. Se o conteúdo de frequência é baixo, as feições estratigráficas

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mais espessas serão ressaltadas; se o conteúdo de frequência é alto, camadas mais finas serão bem definidas.

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Figura 7.5. Esquemático do processo de decomposição espectral, segundo Partyka, 1999.

Usos para o método de decomposição espectral: Delinear fácies ou feições estratigráficas (canais, vales incisos, planícies de inundação, dunas, etc); Identificar a ordem deposicional da estratigrafia presente na área; Identificar compartimentação do reservatório associados a sistemas complexos de falhas sub-sísmicas; Estudos de sub-superfície – Geo Hazards; Efeitos 4D provocados por variação de contatos, tuning, etc. Leitura recomendada: Partyka, G., Gridley, J. and Lopez, J., 1999, Interpretational application of spectral decomposition in reservoir characterization: The Leading Edge, 353-360. Partyka, G., Bottjer, R. and Peyton, L., 1998, Interpretation of incised valleys using new 3-D seismic techniques: A case history using spectral decomposition and coherency: The Leading Edge, 1294-1298. •

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Figura 7.6. Exemplos de resultado da decomposição espectral com diferentes janelas e freqüências de análise.

Figura 7.7. Exemplo da aplicação da decomposição espectral em dados sísmicos de alta resolução em bacia terrestre, revelando sismofeições características de fácies fluviais (esquerda) eólica (direita). Observações importantes: � � � � � � � �

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1) O método de da decomposição espectral é baseado na polaridade oposta entre topo e base da camada do nível estratigráfico que se quer investigar. O sismograma sintético pode também ajudar na investigação da visibilidade sísmica da feição que se pesquisa; 2) Baixa razão sinal/ruído inibe a obtenção de bons resultados. Embora seja recomendável aplicar certo nível de suavização antes da decomposição, alguns processos usados pelo processamento sísmico para melhoria da coerência dos dados sísmicos, como o mix de traços, podem reduzir demasiadamente a resolução do método; 3) A janela de conversão não deve ser muito grande, tampouco pequena demais para a amostragem temporal disponível. Dados com banda muito limitada podem ter removido feições geológicas que queremos resolver. Pela mesma razão prefira dados com representação em 32 bits; 4) A não estacionariedade da wavelet pode também ser um falseador do processo; 5) Naturalmente depende da precisão/focalização do imageamento. Recomendável repetir o processo a cada nova versão do dado sísmico. Eventualmente um cubo sísmico com pequenos ângulos pode otimizar o resultado; 6) Feições sismoestratigráficas não identificáveis com a decomposição espectral normalmente também não são reveladas por outras técnicas de análise estratigráfica baseadas em atributos sísmicos;

Recomendações: •

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Interpretar com máxima precisão (evitar procedimentos automatizados, interpolação, etc). Havendo controle baseado em poços pode ser usado um horizonte guia fora do intervalo de interesse. Eventualmente será recomendável testar a resposta da decomposição com outros horizontes; Interpolar apenas nos intervalos onde existam descontinuidades associadas à falhas, erosão ou não deposição, e/ou analisar os resultados sob a ótica dos intervalos descontínuos; Aplicar suavização (apenas para aumentar ligeiramente a razão sinal ruído) antes da Decomposição; Testar cubos de tuning de variadas espessuras; Fique atento a possibilidade de utilização da técnica para identificar a existência de efeitos 4D provocados por variação de contatos, tuning, etc.

Uma pergunta normalmente feitas pelos intérpretes é sobre como, durante a interpretação da decomposição espectral, incorporar as feições estratigráficas reveladas na estratégia exploratória/explotatória ? Apresentamos algumas possibilidades: a) Mapeando manualmente as feições em mapa;

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b) Usando polígonos automáticos para definir a forma externa em função da área mínima desejada; c) Correlacionando as feições estratigráficas com condições de reservatório (lito, permoporoso, etc); d) Correlacionando mapas e seções verticais em tempo; e) Avaliando se as feições são coerentes com a informação disponível sobre sistemas deposicionais; f) Avaliando a relação da história deposicional revelada pela decomposição. Classificação ou segmentação de sismofácies – São técnicas que usam metodologias diversas para investigar a distribuição em um cubo de dados sísmicos 3D, de sismofácies características de eletrofácies constatadas em poços. Nestes processos normalmente se faz inicialmente a modelagem das diferentes fácies sísmicas correlacionáveis as correspondentes fácies sedimentares e respectivas eletrofácies conforme constatado em poços. De posse dos modelos de sismofácies que representam cada eletrofácie cuja distribuição na área se deseja investigar, são usados processos normalmente baseados em geoestatística, redes neuronais, correlação e outros. Como resultado final é obtido um mapa de distribuição de fácies sísmico ou da correspondente fácies sedimentar na área. Estes processos exigem na fase de modelagem, que a eletrofácie característica seja definida preferencialmente com base no comportamento dos perfis elásticos, já que um fácies sedimentar bem representado pelos perfis de raios gama e resistividade, pode não ter uma assinatura característica nos perfis elásticos. A figura 7.8 mostra um mapa de distribuição de sismofácies e a sua expressão na seção sísmica vertical.

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Figura 7.8 Exemplo da classificação de sismofácies Alem da técnica descrita existem os processos de classificação de sismofácies não supervisionados, ou seja, sem a utilização da sismofácies modelada em poços. Estes processos trabalham com métodos estatísticos de segmentação do dado sísmico com base em critérios de semelhança, e distribuindo as variações encontradas no número de sismofácies sugerida pelo usuário. Algumas recomendações para otimizar o trabalho de classificação de sismofácies: •

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Os poços escolhidos devem ser representativos das diferentes fácies existentes (não só do fácies reservatório). Nesse contexto vale lembra que a população de poços muitas vezes é tendenciosa, pois normalmente ninguém fura no fácies não reservatório, apenas para calibração do processo; A qualidade dos perfis elásticos é determinante do sucesso do processo. Tenha cuidado se o programa que vier a utilizar não for capaz de construir modelos baseados BA resposta elástica. Nestes casos talvez seja preferível trabalhar com uma seção de pequenos afastamentos que reproduz com maior fidelidade a resposta acústica modelada; Variações de espessura do reservatório, conteúdo de fluídos, variação de pressão e outros fatores, podem capturar o resultado da segmentação, introduzindo outras variáveis alem da variação da sismofácies associada ao fácies reservatório; Variações de fase, de frequencia (mais críticas se a janela de análise varia muito no tempo) e outras muitas vezes associadas ao fluxograma de processamento, podem afetar a classificação. � � � � � � � �

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Segmentação volumétrica – O processo de segmentação é feito para identificar unidades volumétricas (também chamadas de voxel – figura 7.9) interconectadas e que tenham o mesmo comportamento de amplitude, segundo critérios definidos pelo intérprete. Por exemplo, o usuário de um desses programas de segmentação volumétrica, pode solicitar que sejam destacados, do seu volume sísmico 3D, apenas as unidades interconectadas que tenham amplitude entre +80 e +127, e que o restante do

volume sísmico que não atenda a este critério seja esmaecido no processo de visualização (figura 7.10). Tais técnicas para segmentação, renderização (visualização seqüencial de seções verticais ou horizontais) e opacidade, (esmaecimento de parte do espaço volumétrico para destaque de conjunto de células cuja amplitude se destaque das demais) baseados principalmente, mas não somente, no comportamento de amplitude do dado sísmico. Tal recurso só foi possibilitado mais recentemente em função de novos recursos computacionais de visualização (como por exemplo, a estereoscopia) para identificação direta de feições sismoestratigráficas características ambientes deposicionais. A representação volumétrica reduz normalmente o range de amplitude do dado sísmico para 8 bits, ou seja redistribui todo o range dinâmico para apenas 256 valores, pois a técnica utiliza a percepção visual que é limitada a distinção de uma variedade relativamente pequena de nuances de cores.

-127

128

wigle

voxel

Figura 7.9 A transformação dos dados sísmicos de wigle para voxel, reduz o range dinâmico para 8 bits, e tudo se passa como se o espaço volumétrico antes representado por traços representados em wigle, fosse preenchido com células cúbicas, cada qual com uma cor correspondente a amplitude sísmica. O processo de segmentação volumétrica permite que seja estimado o volume total ocupado pelo conjunto de voxel interconectados. Para tal o dado sísmico precisa estar em profundidade, ou alternativamente que se tenha uma estimativa de velocidades médias no intervalo ocupado pelo volume interconectado, para que a integração dos � intervalos de tempo entre o horizonte superior e inferior que delimitam o volume possa � � � � � � �

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ser transformada em volume de rocha (Figura 7.11). Por exemplo, um volume detectado em um cubo de porosidade, proveniente da estimativa da impedância acústica num processo de inversão, pode ser usado para estimarmos o volume de espaço poroso existente em determinada acumulação.

Figura 7.6. Exemplo de técnica de transparência em software de interpretação volumétrica, para análise sismoestrigráfica.

Figura 7.7 - Detalhe da figura anterior com respectiva interpretação.

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CAPÍTULO 8 – ATRIBUTOS SÍSMICOS Consultando nosso "amigo Aurélio" obtermos algumas definições simples para atributo: "Aquilo que é próprio de um ser" ou ainda "Característica, qualitativa ou quantitativa, que identifica um membro de um conjunto observado". Já no Oxford Dictionary a definição é: "Attribute - A quality ascribed to any person or thing". Permitindo-me a uma adaptação aparentemente despretensiosa para o método sísmico podemos sugerir que atributos são todas as grandezas originadas da aplicação do método sísmico, e que possam trazer informações confiáveis para caracterização da sub-superfície. Aparentemente, um tanto superficial, abre espaço para algumas considerações:

grandezas - amplitude nas seções zero offset, tempo de trânsito, decaimento do conteúdo de freqüência, velocidade de propagação, variação lateral da forma do pulso, variação da atitude da reflexão, estimativa de impedância, variações da amplitude com o afastamento fonte-receptor, fase instantânea, freqüência instantânea, intensidade de difrações, etc. Note que algumas representam funções instantâneas do traço sísmico, outras medem variações ao longo da propagação ou com o afastamento da fonte. A maior parte destas grandezas pode ser explicada pelos fundamentos do método sísmico como os princípios do modelo convolucional, da ótica, teoria dos sinais, etc. Outras grandezas são decorrentes de manipulações matemáticas que procuram reunir atributos com expectativa de revelar, através da correlação empírica, algumas características do traço sísmico com capacidade preditiva das propriedades do reservatório. informações confiáveis - A confiabilidade antes de qualquer outro aspecto passa pela capacidade que o dado sísmico terá de ser fiel ou mesmo subverter através da característica do sinal registrado, a grandeza que deverá ser analisada. Por exemplo, sob a ótica da aquisição, a zona de Fresnel pode limitar definitivamente, na fase de campo, a resolução espacial que poderá ser necessária para identificação de ambientes deposicionais de alta complexidade geométrica

Da mesma forma, um dado sísmico excessivamente submetido a processos multicanais de filtragem para melhoria da relação sinal-ruído, como FX-Decon, ou filtros de coerência, pode ter mascaradas as variações laterais indicadoras de descontinuidades que podem ser importantíssimas na estimativa da compartimentação que pode impactar o fluxo de fluídos no reservatório. Por isso a utilização de atributos sísmicos começa, sempre que possível, na concepção do projeto de aquisição, com escolha do tamanho da cela, intervalo de afastamentos ao nível dos objetivos, distribuição azimutal na cela, intervalo de amostragem, etc. A escolha imprópria limitará inexoravelmente a confiabilidade no trabalho com atributos, por maior que seja o esforço gasto durante o processamento. Nesta mesma ótica o fluxograma usado no processamento deve ser definido de acordo com a expectativa da interpretação de forma a não subverter amplitudes ou aumentar demasiadamente a coerência em detrimento da confiabilidade do atributo que se pretende investigar. Essa escolha exigirá permanente acompanhamento do fluxograma usado no processamento, com avaliação do impacto das etapas críticas do processamento na variação de amplitude em horizontes-guia, em cubos com variados offsets, ou ainda através da análise de slices, ou correlação com sismogramas sintéticos ou VSPs. Podem, e devem ser gerados, cubos "alternativos" com menor equalização, � � � � � � � �

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sem filtros de coerência, etc. Vale lembrar que muitos processos não são lineares e o interprete pode aplicá-los posteriormente com ajuda do grupo do processamento, sísmico ou mesmo usando aplicativos como o PostStack da suíte Landmark de interpretação. Sob o ponto de vista histórico, o uso de atributos sísmicos é tão antigo quanto o método de reflexão sísmica. A figura 8.1 abaixo identifica a evolução histórica e marcos no uso de atributos sísmicos.

Figura 8.1 – Evolução histórica do uso de atributos sísmicos, segundo Chopra e Marfurt, 2005.

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Classificação dos atributos: primitivos X híbridos suporte físico X suporte matemático empíricos X teóricos estatísticos X instantâneos multi X monocanais estáticos X dinâmicos pré X pós stack individuais X agrupados sérios X psicodélicos,.... Porem, mais importante que classificar atributos é saber como selecionar e usá-los nas atividades de caracterização de reservatórios , já que hoje em dia existem dezenas de atributos disponíveis ao intérprete. E neste sentido surge uma questão fundamental: Como diagnosticar a confiabilidade do atributo sísmico? A resposta pode ser simples: através da correlação entre os atributos e as grandezas medidas por perfis de poços. Mas surge uma questão decorrente: Qual a confiabilidade das correlações poço X sísmica? • • • • • • • • •

A visão da análise estatística – a Quantidade (e qualidade) de poços é suficiente para a correlação ? Estão sendo geradas tendências?

Figura 8.2 - Poucos poços podem induzir a uma correlação errada entre atributo sísmico e propriedade do reservatório. Muitos poços podem dificultar a correlação se não houver uma triagem dos poços usados para a análise. Outra questão é quando se usam múltiplos atributos para predição de propriedades de reservatórios, pois um número elevado de atributos pode induzir correlações espúrias (kalkomey, 1997). A calibração também é fator importante. A correlação poço x sísmica depende da precisão do posicionamento dos poços (profundidade) na sísmica (em tempo). Sem curvas de tempo de trânsito de boa qualidade, check shot, e sismograma sintético com boa correlação com o dado sísmico é arriscada a correlação da propriedade do

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reservatório com o atributo sísmico. Os poços usados para correlação precisam ter trajetória real bem determinada. É importante lembrar que muitas vezes tentamos correlacionar dados sísmicos de zero offset, com poços desviados e que estimam a propriedade de reservatório com alguma inclinação. As propriedades medidas por poços podem refletir problemas ocasionados pela mudança do diâmetro nominal do poço (arrombamento), leitura de reboco, ou velocidade inadequada da ferramenta de perfilagem. Nestes casos a crítica dos perfis por petrofísico experiente, a correlação com perfis de outros poços na área, ou mesmo a calibração das grandezas medidas em perfis com medidas laboratoriais realizadas em plugues retirados de testemunhos pode aumentar a confiabilidades nos perfis de poços. Mais uma dificuldade reside na tendenciosidade da amostragem realizada por poços, já que normalmente são perfurados com objetivo de atravessar o melhor fácies reservatório. Por essa razão a correlação pode ser muito representativa de todas as variações faciológicas identificadas pelo atributo sísmico. Já o suporte ou escala é outra fonte de erro. A medida de poço é feita a cada 20 centímetros ao passo que a amostra sísmica é feita a cada 10 metros, em média. Já a velocidade sísmica determinada pelos perfis sônico é característica para uma faixa de freqüência específica, diferente da usada no método sísmico e portanto as velocidades são ligeiramente diferentes (chamado de fenômeno de dispersão).

Figura 8.3 – Diferença de velocidades sísmicas, e as medidas por perfis de poço e laboratório.

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Atributos relacionados a horizontes Estes atributos são extraídos em uma janela de tempo de tamanho fixo ou em torno do horizonte que se usará como referência e o resultado da análise será apresentado como um horizonte sísmico. O horizonte gerado pode ser alterado ou modificado da mesma forma que qualquer outro horizonte (suavização, computação, gridagem, contorno, etc). O dado de entrada normalmente será dado sísmico convencional. Porém, você pode condicionar a entrada de dados e converte-la para dados de significado complexos antes de extrair atributos. Por exemplo, você pode criar cubos de impedância acústica, velocidade, ou AVO e através de dados verticais, utilizá-los na geração de atributos de horizontes. O passo inicial é a escolha da opção de atributos de horizontes Deve ainda ser escolhido o nome do atributo (horizonte de saída) atributo de saída, e a definição (importante) do tipo de normalização a ser aplicada. A tabela a seguir identifica alguns dos atributos mais comuns e recomendações sobre sua utilização. Classificação – Tipo

| Uso recomendado

AMPLITUDES Rms Média da amplitude absoluta Amplitude positivo máximo Amplitude média de máximos Amplitude negativa máxima Amplitude média de mínimos Amplitude máxima absoluta Valor total absoluto Amplitude total Energia média Energia total Amplitude média Variância da amplitude Skew Kurtosi

Indica grandes variações de amplitude Não é tão sensível as variações de amplitude Valor positivo mais alto de amplitude na janela É a média aritmética dos valores positivos na janela analisada Valor negativo mais alto na janela É a média aritmética dos valores negativos na janela analisada É o maior valor absoluto de amplitude na janela É a soma de todos os valores absolutos na janela É o somatório dos valores relativos de amplitude na janela É a média do quadrado das amplitudes na janela É a soma do quadrado das amplitudes na janela Simples média aritmética das amplitudes na janela Média do quadrado da diferença entre a média na janela e o valor de cada amplitude. Igual a anterior exceto pela exponenciação a terceira potência. Igual a anterior exceto pela exponenciação a quarta potência

ATRIBUTOS COMPLEXOS Potência média da reflexão

Prediz variações litológicas ou estratigráficas assim como anomalias de amplitude associadas a presença de gás Frequência instantânea média Pode ser indicadora de variações de absorção associadas a presença de gás ou reservatórios fraturados. Média da fase instantânea Indica mudanças de fase associadas a presença de gás ou variações no acamamento das sequências Slope da potência da reflexão É indicado para mapeamento de sequências estratigrafícas com as associadas com eventos transgressivos ou regressivos Slope da frequência Indicadora também da variação de absorção relacionada a presença de instantânea gás ou fraturamento. ANÁLISE DO ESPECTRO Banda efetiva Arc Length valor médio da freqüência de zero cross Freqüência dominante Valor máximo de freqüência do espectro Slope do valor máximo ao valor mínimo de frequência

ESTATÍSTICA DE SÉRIES

É um quantificador da similaridade dos dados É indicado como discriminador litológico Mesmas indicações da frequência instantânea sendo porem mais estável por não apresentar spikes (cliping). Também é um indicador de absorção relativa a presença de gás ou fraturas Tambem auxilia nas variações de absorção associadas a gás ou presença de fraturas Muito bom para indicar efeitos de variação de absorção e tem as mesmas indicações dos anteriores. �

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Interpretação Sísmica para Geólogos de Petróleo Percentual maior que a referência Percentual menos que a referência Energy half time Slope at energy half time Razão de positivos e negativos Número de picos

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Auxilia no mapeamento dos trends estratigráficos regionais. O mesmo uso do atributo anterior. Pode indicar variações na estratigrafia, discordâncias ou presença de fluidos. Igual ao anterior porem com maior sensitividade Pode ser um indicado do espessamento ou afinamento de sequências Como é uma medida da frequência do espaçamento das reflexões, sendo muito sensitivo a detecção de camadas finas

Número de vales Tem a mesma finalidade do atributo anterior ESTAT STICA DE CORRELAÇ O Coeficiente de covariância em relação ao CDP próximo Tempo de deslocamento para correlação com o CDP mais próximo Razão sinal/ruído média Comprimento da correlação

Indicado da qualidade sísmica ou razão sinal/ruído e variações de ambiente estratigráfico Indicador de mudanças abruptas de mergulho como as associadas a falhas, contatos, pinch-outs,etc

Quantificador da qualidade do dado Indicador da continuidade lateral que pode ser usada para mapear variações faciológicas. Componentes da correlação Calcula três parâmetros originados da correlação que servem para indicar similaridade espacial. Karhunen-Loeve Signal É uma combinação matemáticas do atributo anterior e serve para variações mais Complexity sutis de similaridade espacial

Tabela 8.1 – Uma possível classificação para atributos. Atributos Geométricos.

São aqueles de revelam características das superfícies resultante da interpretação de horizontes. A variação do mergulho, strike predominante e outras, servem para definir variações estruturais que podem estar associadas a mudanças do ambiente tectôno estrutural associado à deposição. Dentre os atributos geométricos o mais conhecido é a Curvatura, face ao aumento do interesse de predição da presença de fraturas com uso de dados sísmicos. A relação entre geologia estrutural e fraturas associadas as variações de curvatura é bem estabelecida (Chicago, 1994) embora a relação precisa ainda não seja claramente entendida. Roberts (2001), Hart et al. (2002), Sigismondi Soldo (2003), Massafero et al. (2003) e outros autores utilizaram medidas sísmicas de curvatura do refletor para predizer a presença de fraturas. A Curvatura quantifica com ajuste quadrático o grau com que a superfície do comportamento planar, eliminando os efeitos do mergulho regional e enfatizando características de pequena escala, que poderia estar associada a características deposicionais ou falhas de pequena rejeito.

Figura 8.4 – Resultados da coerência e curvatura computados para o

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horizon slice mostrado em (a). Em (b) observamos a coerência ao longo do horizonte de referencia, mostrando claramente a principal falha de direção SW-NE. O sistema de canais de direção norte/sul fica mais evidente na seção de curvatura para mínimos mostrada em (c), e as margens dos canais ficam mais evidentes na curvatura baseada em máximos, mostrada em (d). Um dos atributos mais usados e de mais fácil correlação com propriedades dos reservatórios é a impedância acústica. Ela remove na wavelet do modelo convolucional da seção zero offset e através de diferentes processos matemáticos inverte a refletividade para seu correspondente em impedância que é muito mais facilmente correlacionável com a litologia que a amplitude. Por essa razão a impedância acústica, da qual falaremos com detalhes em outro capítulo, é um dos poucos atributos para os quais existe unanimidade quanto ao seu significado e capacidade de predição de propriedades litológicas.

Figura 8.5 – Seção de impedância de uma área de carbonatos (Formação Swan Hills do campo Kaybob Sothy, Alberta) Observar a boa correlação entre o sônico e a curva de velocidade sintética, obtida a partir da seção de impedância acústica. (por Lindseth, 1979). Existem ainda atributos elásticos que correspondem à variação do atributo sísmico com o afastamento fonte-receptor. O exemplo mais conhecido é o da variação da própria amplitude com o ângulo fonte-receptor, conhecido como AVA (amplitude versus angle, também chamado de AVO – aplitude versus offset). Sua capacidade de predição litológica e da presença de fluidos é bem conhecida. Porem como qualquer outro atributo depende fortemente de características da aquisição, fluxograma de processamento, especialmente no que diz respeito aos processos que alteram as amplitudes e fase do pulso sísmico. Apesar de suporte físico robusto, a AVA também � � � � � � � �

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incorre em falhas associadas a variações anômalas de espessura (tuning), pressões anômalas e outras que podem induzir o usuário a erro. Por isso, sempre que possível a calibração com poços deverá ser usada à exaustão para minimizar tal risco.

Figura 8.6 – Uso de crossplot 3D para análise do comportamento de AVO em software especialista. Atributos λ-ρ (time slices com polígonos selecionados) e os clusters correspondentes. (a) O polígono com borda vermelha no time slice indica a área em análise. (b) pontos em vermelho, amarelo, e polígonos roxos aparecem em agrupamentos diferentes. O gás da anomalia (azul no time slice, e delimitado pelo polígono roxo) mostra-se com valores negativos para o atributo de fluido (c) Crossplot 3D visto da perspectiva do fator de fluido (d) Crossplot 3D visto somente para o fator de fluído e incluindo apenas a área do polígono roxo. (por Chopra et al., 2003.)

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CAPÍTULO 9 – INTERPRETAÇÃO NÃO CONVENCIONAL Reunimos neste capítulo noções básicas sobre a interpretação de dados não convencionais. Assim denominados são os dados geofísicos digamos, coadjuvantes na maioria dos casos, e cuja interpretação não constitui o cotidiano do intérprete. Sísmica de poço, multicomponente, monitoramento sísmico, microsismica e dados de métodos potenciais, dentre outros, são exemplos de dados que demandam atenção do intérprete, embora de forma não rotineira. E por se tratarem de atividades eventuais abordaremos um tanto superficialmente, para não fugir ao escopo da nossa publicação, de alternativas para a sua interpretação.

9.1 – Sísmica 4D

A sísmica 4D é a técnica que utiliza a repetição da sísmica ao longo do tempo em uma mesma área, com o propósito de correlação entre as variações observadas ao nível da resposta sísmica do reservatório, com a dinâmica de produção. Sua diferença básica se resume exatamente na capacidade de explicitar a dinâmica de mudança da resposta sísmica do reservatório em função da substituição de fluidos, variação da pressão de poros e outras. O ponto de partida da interpretação de dados sísmicos 4D é uma análise prévia da variação de impedância que se espera registrar, em função nas variações ocorridas no reservatório. Este análise, chamada de estudo de viabilidade do monitoramento 4D (4D feasibility), é conduzida com estimativa, normalmente baseada em perfis, da variação da resposta elástica em função da substituição de fluídos e variação de pressão de poros.

Figura 9.1 – Exemplo do impacto da sísmica 4D no aumento do fator de recuperação. Posicionamento da técnica no ciclo de atividades da indústria do petróleo: Carater explotatório; Monitoramento de processos secundários de recuperação; Onshore / offshore; Timming da sua aplicação; • • • •

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Aumento do fator de recuperação;

O uso da técnica exige estudos prévios da viabilidade do monitoramento, para subsidiar a decisão de programar novas aquisições sobre a mesma área. Nessa etapa são analisados os aspectos da viabilidade financeira da aquisição 4D e os pré-requisitos técnicos para que seja aplicada. Face aos elevados custos da técnica estes estudos são fundamentais ao sucesso da sua aplicação. A pergunta básica a responder é: as variações de conteúdo de fluidos serão detectáveis pela sísmica? Que fatores são críticos para detecção destas variações?

Figura 9.2 – Cada dinâmica dos processos de produção assim como variações litológicas relacionadas à gênese sedimentar impactam de forma diversa a velocidade que é fator determinante da resposta sísmica. Alguns fenômenos associados aos processos de produção chegam a ser antagônicos, por isso a avaliação conjunta dos efeitos de tais fenômenos é um passo indispensável para a avaliação da sensibilidade sísmica ao monitoramento na área.

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Figura 9.3 – A Depleção do reservatório reduz a amplitude da resposta sísmica, enquanto aumento do gás dissociado pode aumentar as amplitudes. Os estudos de viabilidade seguem o roteiro a seguir: Ranqueamento de fatores críticos Modelagem para análise da sensibilidade à mudança de fluidos no reservatório (baseada em perfis) . Análise laboratorial do reservatório (física de rochas). Ajuste perfil x rocha Modelagem para avaliação do momento de aquisição dos sucessivos registros 3D (quando as variações ao nível do reservatório serão detectáveis, com base nas informações de simulação). Nesse momento já se pode ter a antevisão de dificuldades à interpretação. Modelagem sísmica. Se avalia o impacto das diferenças, influência do ruído, etc. Um método ainda muito usado é o “Chevron” (Wang, Behrens e Lumley, 1997). É obtido pela análise de inúmeros fatores críticos relacionados ao reservatório e à aquisição sísmica e comparação relativa à outras aquisições 4D. A partir dessa análise alguns fatores devem ser avaliados mais profundamente. O objetivo é antever dificuldades “operacionais” e de interpretação dos resultados da aquisição 4D. • •

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Figura 9.4 – Exemplo de modelagem 4D baseada em perfis.

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Em seguida é iniciado o planejamento das aquisições base e de monitoramento, que deve se preocupar principalmente com a minimização de diferenças entre as diversas aquisições. A segunda maior fonte de erros em sísmica 4D deve-se a diferenças não previstas nas aquisições ! A variação da fonte (particularmente importante nas aquisições onshore) tambem é outra origem de diferenças crítica para a sísmica 4D.

Figura 9.5 – A decisão do monitoramento sísmico é função do contraste 4D e da razão sinal/ruído. A tradução da resposta do simulador em variações acústicas permitirá definir quando deverão ser feitas as aquisições subseqüentes. Feitas as aquisições é iniciado o processamento das diferentes aquisições, e que deve ser feito simultaneamente, buscando minimizar as diferenças não relacionadas às variações acústicas no reservatório. Questões fundamentais nesta etapa: -Uniformização do fluxograma – O que pode ser variável ??? -Crossequalização – Qual o melhor horizonte guia -Processamento supervisionado. Na fase de interpretação devemos analisar as diferenças ao nível do reservatório e tentar correlacioná-las às observações de campo. -Análise de diferenças. Interpretação qualitativa e quantitativa, Principais: Diferenças de tempo de trânsito Diferenças de amplitude Derivadas: Comportamento de AVO Variação de atributos sísmicos, etc. • •

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A fase final da interpretação inclui: •

Correlação com simulação > Corresponde a correlação dos mapas de variação de amplitude, de saturação de fluídos ou variação de pressão, com os mapas gerados pelos simuladores, em períodos correspondentes ao das aquisições � sísmicas feitas para o monitoramento. No contexto de trabalho totalmente � � � � � � �

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multidisciplinar, geólogos, geofísicos e engenheiros tentam retroalimentar os modelos geológicos e simuladores com as informações determinísticas ou qualitativas mostradas pela sísmica 4D. Por exemplo, um mapa de variações que mostre alguma compartimentação do reservatório pode levar a construção de barreiras de permeabilidade no modelos geológico para novo ajuste histórico e nova simulação com propósito de ajustas as estratégias de EOR, perfuração de novos poços e outras. Nesta fase se muda posição de produtores e injetores, estratégia de recuperação secundária e até mesmo o planejamento da continuidade do monitoramento sísmico.

Figura 9.6 – Exemplo de variação da resposta sísmica em Gullfaks e Interpretação conseqüente (StatoilHydro, 2007)

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Figura 9.7 – Exemplo de mapa com variação da resposta sísmica e Sua correlação com a saturação de óleo no campo de Gullfaks (Ivar A Sandø, Ola-Petter Munkvold and Rigmor Elde, StatoilHydro, 2007). 9.2 – Sísmica de poço

A sísmica de poço é uma variação do método sísmico em que a fonte de energia é colocada na superfície e os receptores são colocados em várias posições ao longo do poço. A cada nível receptor no poço, é feita uma detonação em superfície que se repete em vários pontos do poço, registrando vários eventos como ondas diretas e refletidas. A técnica, também chamada de VSP - Vertical Seismic Profiling (Sheriff), possibilita

Figura 9.8 – Exemplo de diferentes geometrias de aquisição para sísmica de poço. � � � � � � � �

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Algumas variações de geometria e técnica de aquisição conforme mostradas na figura 9.8. Dentre as vantagens, comparada comparada à sísmica convencional convencional podemos citar: citar: •

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A correlação rocha-perfil-sísmica é “imediata”, muito mais precisa e tem maior resolução; É menos afetada por problemas superficiais, absorção, reverberações e outros efeitos que afetam a sísmica de superfície; Pode ser usada em áreas onde existam restrições à aquisição de sísmica de superfície; A geometria de aquisição é mais simples e conseqüentemente o tratamento dos dados.

As fontes normalmente são: Offshore : Canhões de ar. Elemento único ou em arranjos Onshore: Vibradores, explosivos, fontes percussivas ou excepcionalmente canhões de ar (air guns) em um tanque. Já os receptores Receptores normalmente são geofones com 3 componentes que registram movimentos movimentos de partículas na direção de propagação (campo (campo compressional), compressional), e movimentos perpendiculares à direção de propagação – (campo cisalhante) - radial e transversal . A análise de cada uma das diferentes formas de propagação pode trazer mais informações para caracterização dos reservatórios (diferença do comportamento sísmico das ondas P e S). Eventualmente podem ser usados hidrofones El algumas técnicas. O fundamental é que os geofones tenham um acoplamento muito bom com as paredes do poço que pode estar revestido ou não e alternativamente um sistema de posicionamento que corrija as variações de posicionamento da ferramenta no poço. A sua interpretação muitas vezes é semelhante a interpretação da sísmica convencional, quando a técnica é usada para complementar a sísmica de superfície em situações onde a sísmica convencional não produz bom imageamento. Exemplos típicos são flancos de domos de sal em que a alta inclinação das camadas, associada as altas velocidades do sal, faz com que a sísmica de superfície não consiga imagear adequadamente aquelas camadas, ao passo que a geometria do poço facilita a obtenção de imagens mais confiáveis. A figura 9.9 mostra um exemplo típico.

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Figura 9.9 – Seção geológica e raios de propagação da sísmica de poço (alto). Resultado da sísmica de superfície (meio), e resultado da sísmica de poço, inserida na sísmica convencional(ao fundo).

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Como pode ser observado na figura 9.9, uma das dificuldades do uso e interpretação da sísmica de poço é sua “irregularidade amostral” e dificuldade de correlação com a sísmica de superfície e mesmo com poços. Embora alguns dos softwares mais recentes já tragam recursos para sua inserção e interpretação junto com dados convencionais convencionais,, ainda será necessário ao intérprete certo “jogo de cintura” para alterações de coordenadas no header, ou simulação do seu carregamento como linhas 2D, para superar tal dificuldade. Outro uso inquestionável é a possibilidade de aquisição da onda convertida que muitas vezes é de logística (e custo) impactantes para a sísmica multicomponente de superfície (terra) ou OBC (mar). Como os sensores são colocados dentro do poço, existe a possibilidade possibilid ade de imageamento do campo de onda convertida com inúmeras aplicações. aplicações. Uma delas é o imageamento em áreas com nuvem de gás e que impede uma resposta adequada com sísmica compressional (figura 9.10).

Figura 9.10 – Exemplo do impacto da presença de nuvem de gás na sísmica convencional (a direita) e uso de VSP para obtenção de imageamento através do uso da onda convertida P-S, a esquerda (cortesia da READ) A sísmica de poço ainda pode ajudar na obtenção de informações importantes para a correlação perfil/sísmi perfil/sísmica, ca, estimativa do fator de absorção, parâmetros parâmetros anisotrópicos anisotrópicos e outros usados no processamento sísmico ou ainda calibração dos processos para remoção de múltipla, dentre outros. 9.3 – Sísmica multicomponente

A sísmica multicomponente é qualquer forma de aquisição sísmica que possa registrar, juntamente com o campo de ondas compressionai compressionais, s, o campo de ondas cisalhantes (originais ou convertidas). Essa informação adicional traz mais vantagem em relação à aquisição somente do campo compressional. O campo de ondas cisalhantes é menos afetado pela presença de fluídos e pode, em conjunto com o campo compressional, ser usado na identificação de fluídos e caracterização litológica. De forma muito semelhante a sísmica de poço, a interpretação de sísmica multicomponente exige sua � � � � � � � �

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Interpretação Sísmica Para Geólogos

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