Introdução à Sísmica de Exploração

Introdução à Sísmica de Exploração

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2 Introdução à Sísmica de Exploração

A Geofísica é uma ciência que estuda a Terra usando medidas físicas tomadas normalmente na sua superfície, envolvendo o estudo de partes profundas da Terra geralmente inacessíveis às observações diretas (SBGf, 2003). Através da interpretação das observações realizadas na superfície, são geradas informações úteis sobre a estrutura e a composição das zonas inacessíveis em grandes profundidades. Quase todo o conhecimento sobre áreas abaixo de profundidades limitadas por poços e minas subterrâneas provém de observações geofísicas. Grande parte das ferramentas e técnicas desenvolvidas para tais estudos tem sido aplicada em pesquisas acadêmicas sobre a natureza do interior da Terra. Entretanto, o grande avanço obtido nas técnicas geofísicas é, principalmente, devido à sua forte utilização na exploração de hidrocarbonetos e de minérios. Especificamente, dentre as técnicas geofísicas, na área de exploração de petróleo, a prospecção sísmica é a mais utilizada.

A forte utilização da sísmica na exploração e desenvolvimento de reservatórios de hidrocarbonetos deve-se à sua larga e densa amostragem tanto em área quanto em profundidade aliada ao contínuo refinamento de técnicas de tratamento e interpretação dos dados sísmicos. O desenvolvimento de tecnologias nas áreas de aquisição, processamento e interpretação dos dados sísmicos, aliado ao estudo das relações entre propriedades sísmicas, propriedades petrofísicas e condições ambientais, tornaram esta técnica indiscutivelmente a mais poderosa ferramenta de exploração e uma das mais importantes na caracterização de reservatórios de petróleo.

2.1.Análise sísmica

O método de reflexão sísmica consiste, basicamente, em gerar ondas sísmicas artificiais através de explosivos, canhões de ar comprimido ou outra fonte sísmica e registrar as reflexões provenientes das diversas interfaces em sub-superfície usando como receptores geofones ou hidrofones, equipamentos estes análogos aos microfones. A onda gerada propaga-se pelo interior da terra, sendo parcialmente refletida ao encontrar interfaces entre camadas que apresentem contraste significativo de propriedades elásticas. Os tempos de chegada de cada reflexão são relacionados às velocidades de propagação da onda sísmica em cada camada e, em primeira aproximação, a amplitude registrada está relacionada ao contraste de impedância acústica, produto entre velocidade compressional e densidade das camadas que definem a interface.

O método de reflexão sísmica é análogo ao imageamento do corpo humano realizado pela ultra-sonografia, mas ao contrário da medicina onde os contrastes de densidade são imageados, na exploração sísmica o efeito das diferenças de velocidade é mais acentuado.

Segundo Yilmaz (Yilmaz, 2000), a análise sísmica é dividida em três partes:

a. Aquisição sísmica b. Processamento sísmico c. Interpretação sísmica

ilustra um esquema de aquisição sísmica 3D marítimo

Um levantamento sísmico consiste em um conjunto de vários tiros sísmicos realizados em diferentes localizações. A figura 1 ilustra um esquema de aquisição sísmica terrestre e a figura 2 de um marítimo. Em ambas, as ondas elastodinâmicas, após propagarem-se e se refletirem pelas diversas camadas do subsolo, são medidas e registradas através de sensores na superfície. A medida gravada em cada receptor, que é função do tempo de ida e volta da onda, é chamada de traço sísmico, enquanto o conjunto de traços gravado para cada onda gerada é chamado de tiro sísmico. Quando a aquisição sísmica é realizada através de uma única linha, como ilustrado na figura 1 ou 2, o tiro sísmico resulta em uma imagem bidimensional, como observado na figura 3, e diz-se que a aquisição é do tipo 2D. Já quando a aquisição é realizada por um conjunto de linhas em paralelo ou uma rede bidimensional de sensores diz-se que a aquisição é do tipo 3D e o resultado é a obtenção de um cubo sísmico. A figura 4

Especificamente para o caso do tiro sísmico exemplificado na figura 3, os geofones foram espaçados em 50 metros e cada traço sísmico foi gravado por 4 segundos. Como a fonte sísmica está localizada no centro da imagem, os possíveis refletores aparecem distorcidos graças ao deslocamento dos receptores em relação à fonte sísmica. Observa-se também a existência de um nível alto de ruído no sinal. Para que a aquisição sísmica represente mais realisticamente a estrutura geológica da sub-superfície os tiros sísmicos devem ser ajustados. Este processo de ajuste é chamado de processamento sísmico ou imageamento, e diz-se que após os dados adquiridos serem devidamente processados formam uma linha sísmica para o caso 2D ou um cubo sísmico para o caso 3D.

Figura 1: Esquema de aquisição sísmica terrestre (Museu virtual da SEG, 2003).

Figura 2: Esquema de aquisição de dado sísmico marítmo (Schlumberger Oilfield Glossary, 2003).

Remoção de Ground Roll Realizada com a Wavelet 2D bior6.8 Decompondo em 3níveis x (metros) y ( s e g u n d o s )

Figura 3: Exemplo de um tiro sísmico 2D terrestre (Yilmaz ozdata25).

Figura 4: Esquema de aquisição 3D marítima (Sercel, 2003).

Já a interpretação sísmica consiste na análise das imagens processadas para exploração, caracterização e monitoramento dos reservatórios de petróleo. Estas análises são muito importantes para indústria petrolífera, pois é a partir delas que se decide a localização das reservas de óleo e/ou gás, avalia-se seu conteúdo e viabilidade de exploração. Recentemente, tem-se utilizado a sísmica para monitorar as reservas de modo a melhorar a capacidade de recuperação dos reservatórios em produção.

Na exploração sísmica, ou seja, na busca por óleo e/ou gás, as imagens sísmicas são analisadas detalhadamente pelos interpretes em busca de vestígios que possam indicar a presença de hidrocarbonetos. A interpretação sísmica parte da premissa que o contraste da impedância acústica na subsuperfície representado pelas imagens sísmicas tem a sua origem nas mudanças das composições das diferentes camadas de rochas, ou seja, a identificação e acompanhamento destas mudanças ao longo das diferentes imagens sísmicas formadas, sejam elas 2D ou 3D, ilustram o comportamento geológico do subsolo. A figura 5 ilustra um cubo sísmico com alguns eventos, chamados de horizontes mapeados. Observa-se que, para o entendimento geológico da região, outros horizontes diferentes dos que delimitam o reservatório são identificados e mapeados, tais como base, topo do sal e etc. A figura 6 ilustra a identificação e mapeamento do topo e base de um reservatório de petróleo, enquanto a figura 7 ilustra os mapas formados em tempo pelos respectivos horizontes. Nestes mapas, os tons vermelhos representam um tempo de ida e volta da onda propagada menor que as cores amarelas e estas menores que as verdes, i.e., os pontos com cor vermelha são pontos mais próximos da superfície que os amarelos e verdes. Logo, representam uma imagem estrutural do topo e da base do reservatório e funcionam como uma espécie de imagem topográfica do subsolo na região de interesse.

Existe, atualmente, uma tendência a se priorizar a utilização da sísmica 3D. Um dos fatores para isso é o avanço tecnológico, especialmente, na área de processamento de dados, face a possibilidade de um melhor entendimento geológico através da vizualização das seções sísmicas e cortes horizontais que podem ser feitos ao longo de todo um cubo sísmico (Brown, 1999). O que não ocorre na sísmica 2D, vez que o espaçamento entre as diferentes seções não permite análises tão simplistas. Entretanto, a utilização das análises sísmicas 2D continua sendo de grande importância, principalmente, para análise estruturais de grandes áreas. A possibilidade de utilização de grandes cabos de aquisição, com mais de 10 Km, também permitem análise detalhada de toda a formação geológica de uma extensa região (Fainstein, 2001). Nestes casos, a análise 3D funciona como uma ampliação de áreas identificadas como promissoras através de uma grande análise 2D.

Independente do tipo de aquisição e processamento realizados, a identificação de hidrocarbonetos não é uma tarefa fácil. Todavia, sob condições favoráveis, o acúmulo de hidrocarbonetos cria efeitos sísmicos que podem ser detectados, pois a sua presença nos espaços porosos das rochas diminui a velocidade sísmica e a densidade, além de aumentar a absorção. (Sheriff, 1992). Entretanto, estes indicadores de hidrocarbonetos, como são chamados, variam caso a caso, visto que a amplitude e a respectiva forma de onda refletida não dependem apenas da velocidade e densidade da rocha analisada, mas também do contraste existente com as rochas vizinhas. Na prática, indicadores conhecidos como a mancha brilhante (“bright spot”)(Duarte, 2003), inversão de polaridade e mudanças na forma de onda acabam sendo usados em conjunto como ferramentas para análise de um intérprete experiente. Portanto, a análise litológica das regiões de interesse pode ser realizada através de transformações matemáticas e da combinação de outras informações extraídas da sísmica. Estas informações são chamadas de atributos sísmicos.

Figura 5: Exemplo de cubo sísmico 3D e alguns horizontes interpretados (Johann, 1999).

Figura 6: Identificação e mapeamento dos horizontes topo e base de um reservatório de petróleo.

Topo

Base Figura 7: Mapas de interpretação do topo e da base do reservatório em tempo (ms).

2.2.Atributos sísmicos

Segundo Taner (Taner, 2000), “Atributos Sísmicos são quaisquer informações obtidas através de dados sísmicos, seja através de medições diretas, lógicas ou baseada na experiência e conhecimentos anteriores”. Os atributos sísmicos são gerados para se enfatizar a característica desejada, a qual não é diretamente identificada nos dados. Eles podem ser obtidos a partir de dados ainda não empilhados, como é o caso do conhecido atributo variação de amplitude com o deslocamento da fonte (“AVO: amplitude variation with offset”), ou podem ser obtidos a partir de dados já empilhados, como será o caso dos atributos usados e criados nesta tese.

Dentre os vários atributos existentes, alguns podem ser usados como indicadores de hidrocarbonetos, outros como indicadores de falhas geológicas, ou seja, dependendo do tipo de análise em questão, deve-se escolher o tipo adequado de atributo. Existem centenas de opções para a escolha do atributo, algumas ilustradas na figura 8 (Brown, 2001), mas nem sempre a relação entre a grandeza física e o atributo é conhecida, motivo pelo qual o processo de escolha costuma gerar uma grande confusão entre os geocientistas. Logo, o entendimento da geração dos atributos é fundamental para uma análise correta.

Atributos Sísmicos

• Tempo • Isócranas

• Tendências

• Residual

• Mergulho

• Azimute

• Diferença

• Edges

• Iluminação

•Fase instantânea

•Cosenoda fase

• Curvatura

• Rugosidade

•Coerência •Continuidade

•Similaridade

•Covariância

•Diferença entre pico e cavado

•Correlação do mergulho máximo

•Máxima correlação azimutal

•Razão sinal/ruído

•Indicador de camada paralelas

•Indicador de camadas caóticas

•Diferença de traços

•Amplitude absoluta •Energia total

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