Submitted by Júlio Leão Brandão (jlbrandao@ufba.br) on 2018-08-21T16:02:14Z No. of bitstreams: 1 dissertacao-mauca.pdf: 12017847 bytes, checksum: a365851eb999c84f49fd24316a4b9895 (MD5) / Approved for entry into archive by Jessica Alves (alves.jessica@ufba.br) on 2018-09-26T12:57:09Z (GMT) No. of bitstreams: 1 dissertacao-mauca.pdf: 12017847 bytes, checksum: a365851eb999c84f49fd24316a4b9895 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-09-26T12:57:09Z (GMT). No. of bitstreams: 1 dissertacao-mauca.pdf: 12017847 bytes, checksum: a365851eb999c84f49fd24316a4b9895 (MD5) / CNPQ / Esta dissertação apresenta resultados da pesquisa de exploração de reflexão sísmica usado na indústria de petróleo e está composta em duas partes. A primeira parte envolve o processamento de dados sísmicos marinho com objetivo de atenuar reflexões múltiplas e a segunda parte o estudo de reservatórios de hidrocarbonetos usando atributos sísmicos. Para isso, dois dados sísmicos foram utilizados, nomeadamente, linha 12 Mobil AVO viking graben e Bloco F3 todos da Bacia do Mar do Norte, respetivamente. A atenuação de múltiplas reflexões tem sido objeto de muitos estudos na indústria de óleo e gás. Representa um grande desafio para o processamento de dados sísmicos e as técnicas de filtragem variam de acordo com o tipo de múltipla. Neste trabalho apresentamos alguns resultados da aplicação do método de deconvolução preditiva multicanal para atenuar as reflexões múltiplas que ocorrem na lâmina d’água. Esta abordagem de filtragem multicanal é um método estatístico baseado na periodicidade das múltiplas e explora a correlação lateral dessas reflexões, entre traços sísmicos vizinhos. Aplicamos a deconvolução multicanal em famílias de traços de ponto médio comum (CMP), depois de aplicar a correção do sobretempo normal, usando uma velocidade constante, de modo que as múltiplas tenham sido colocadas com disposição aproximadamente horizontal e periódicas. Esse pré-condicionamento dos dados mostra-se bastante apropriado, tornando a filtragem preditiva multicanal muito eficaz e robusta. Resultados numéricos usando dados sísmicos demonstram a eficácia desta abordagem para a atenuação de reflexões múltiplas associadas à reverberação da energia sísmica na lâmina d’água. Para o estudo de reservatório foram analisados atributos convencionais gerados a partir do traço sísmico complexo no software Opendtect, e alguns desenvolvidos no CPGG/UFBA com objetivo de estudar o comportamento das anomalias presentes nas áreas de reservatórios de hidrocarbonetos. Os principais atributos do traço complexo são amplitude, fase e frequência instantânea, os quais tem diversas aplicações, especialmente na interpretação sísmica, assim como o atributo tecVA. Os resultados obtidos com o uso dos atributos citados anteriormente mostraram-se uma ferramenta muito importante para se fazer uma análise quantitativa/qualitativa durante interpretação das seções sísmicas.

Submitted by Júlio Leão Brandão (jlbrandao@ufba.br) on 2018-08-21T16:49:40Z No. of bitstreams: 1 dissertacao_alexandre_pinho.pdf: 28790418 bytes, checksum: 59becee0a6deb6be763a0a5b3cd0806a (MD5) / Approved for entry into archive by Jessica Alves (alves.jessica@ufba.br) on 2018-09-26T13:18:30Z (GMT) No. of bitstreams: 1 dissertacao_alexandre_pinho.pdf: 28790418 bytes, checksum: 59becee0a6deb6be763a0a5b3cd0806a (MD5) / Made available in DSpace on 2018-09-26T13:18:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 dissertacao_alexandre_pinho.pdf: 28790418 bytes, checksum: 59becee0a6deb6be763a0a5b3cd0806a (MD5) / FAPESB / A bacia sedimentar de Sergipe-Alagoas, localizada na margem leste brasileira, apresenta uma das mais completas seções estratigráficas da margem continental brasileira. São reconhecidas nesta bacia quatro megassequências (pré-rifte, sinrifte, transicional e drifte) com diferentes fases de desenvolvimentos tectono-sedimentar. As atividades exploratórias de hidrocarbonetos foram iniciadas há mais de 50 anos tornando a bacia de Sergipe-Alagoas como uma das mais exploradas no Brasil. As recentes descobertas de hidrocarbonetos (gás e óleo de elevado grau API) em reservatórios turbidíticos de águas profundas despertaram ainda mais o interesse exploratório da bacia. A importância dos turbiditos e dos depósitos a eles relacionados como reservatórios de petróleo vem desde o ano de 1968, quando se iniciou a fase de exploração de petróleo na plataforma continental brasileira, se reafirmando em 1985 e 1997 com o início da exploração respectivamente em água profundas e ultraprofundas. O primeiro campo gigante de petróleo no Brasil (Namorado - Bacia de Campos) tem como rocha reservatório arenitos turbidíticos. Desde o desenvolvimento da tecnologia bright spot na década de 60, sombras de baixa frequência abaixo da anomalia de amplitude têm sido utilizadas como indicador direto de hidrocarboneto. O mecanismo causador dessas anomalias ainda não é perfeitamente conhecido, mas são frequentemente atribuídas à alta atenuação de reservatórios preenchidos com gás. A decomposição espectral tem sido bastante utilizada na caracterização de reservatório, como determinação de espessura de camada, vizualização estratigráfica com atributos sísmicos e identificação de anomalias de baixa frequência associadas à presença de gás. A frequência média instantânea foi obtida diretamente no domínio do tempo usando o método de decomposição tempo-frequência proposto (WV-MEM). Esta frequência é obtida com um operador derivado aplicado ao Kernel de Entropia Máxima de Wigner-Ville. A alta resolução temporal e de frequência são aspectos fundamentais que o valorizam, além da robustez do método contra o ruído, em comparação com os métodos tradicionais. O número de coeficientes (a ordem do operador Nc) e o tamanho da janela L, usada para estimar o operador de predição, controlam a resolução do método. Os problemas relacionados ao processamento e à interpretação de dados sísmicos sempre receberam grande atenção da comunidade científica. Atualmente, desperta grande interesse o uso de métodos de decomposição tempo x frequência do sinal sísmico. Este tema, importante e atual, é de grande interesse para a indústria do petróleo. O estudo sobre a adequação e viabilidade do método de representação tempo-frequência na identificação de reservatórios de hidrocarbonetos da Bacia Sergipe-Alagoas representa o desafio principal a ser estudado neste trabalho.

Submitted by MILENA CRISTINA ROSA null (mcr.geol@gmail.com) on 2016-11-14T15:14:03Z No. of bitstreams: 1 Dissertacao_Rosa_Milena.pdf: 19467400 bytes, checksum: fa91b5605b8ee38726bb63bf4d4271da (MD5) / Approved for entry into archive by Felipe Augusto Arakaki (arakaki@reitoria.unesp.br) on 2016-11-17T15:10:31Z (GMT) No. of bitstreams: 1 rosa_mc_me_rcla.pdf: 19467400 bytes, checksum: fa91b5605b8ee38726bb63bf4d4271da (MD5) / Made available in DSpace on 2016-11-17T15:10:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 rosa_mc_me_rcla.pdf: 19467400 bytes, checksum: fa91b5605b8ee38726bb63bf4d4271da (MD5) Previous issue date: 2016-09-20 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) / Na Bacia de Campos, os reservatórios carbonáticos da Formação Coqueiros do Grupo Lagoa Feia, de idade eobarremiana-neoaptiana, representaram grandes e importantes descobertas de campos produtores de hidrocarbonetos na década de 70. O avanço dos conceitos geodinâmicos e geotectônicos sobre as novas e potenciais acumulações na seção rifte das Bacias Marginais Brasileiras, a partir de 2007, retomaram os reservatórios formados por rochas carbonáticas como atrativos alvos de estudos, devidos principalmente a grande importância econômica atribuída a esses reservatórios. O principal objetivo deste trabalho foi compreender a distribuição das propriedades físicas dos reservatórios carbonáticos formados por depósitos do tipo coquinas (rudstones e grainstones de moluscos bivalves) e definir os principais fatores petrofísicos que caracterizam os níveis-reservatório (e.g. densidade, índice de radioatividade, composição mineralógica e de rocha, etc.) e os fatores que controlariam a qualidade do mesmo (e.g. porosidade, saturação de água e permeabilidade) com o intuito de compreender a distribuição geométrica do seu sistema permo-poroso. O presente estudo fez uso de métodos geológicos/geofísicos, como interpretação estratigráfica de perfis de poços, cálculos petrofísicos, interpretação de dados sísmicos 3D e interpretação e correlação de atributos sísmicos. Dentre os resultados obtidos, a análise estratigráfica permitiu definir os limites de sequências, em ciclos de 3°ordem, das quatro sequências deposicionais (Sequência Clástica Basal; Sequência Talco-Estevensíta; Sequência das Coquinas e Sequência Clástica-Evaporítica) que compõem o Grupo Lagoa Feia. A Sequência das Coquinas, que é o foco deste estudo, apresenta uma divisão, interna aos seus depósitos de coquinas, em seis níveis-reservatórios (um na Coquina Superior e cinco na Coquina Inferior) onde os limites estratigráficos estão associados a ciclos de 4°ordem. A análise petrofísica indicou que o principal nível produtor na área está na Coquina Inferior 4 (CI-4), e é o que apresenta as melhores respostas de espessura (35 à 100 m) e altas qualidades potenciais de reservatório para o Campo de Linguado (valores médios de Igr = 0,1; PHIE = 11%, Sw ≤ 18%), enquanto que no Campo de Pampo, os níveis CI-4 (valores médios de Igr = 0,15; PHIE = 7,5%, Sw ≤ 30%) e CI-2 (valores médios de Igr = 0,13; PHIE = 7%, Sw ≤ 26 %) apresentam potencial para reservatório. Finalmente, a análise dos mapas, construídos com a integração da informação de poço e os atributos sísmicos, mostra uma distribuição da propriedade PHIE, para o nível-reservatório CI-4, com alta influência da estruturação tectônica, indicando os mais altos valores seguindo as principais estruturas com direção NW-SE. O controle deposicional é um importante condicionante da qualidade permo-porosa, nesse principal nível-reservatório, isso porque a tectônica ativa e intermitente proporcionou a abertura de espaços de acomodação e a formação de barreiras que atuaram na seleção das fácies de alta energia, no acúmulo, no retrabalhamento e na consequente formação e preservação das melhores condições para a formação desses reservatórios. No entanto, para o nível-reservatório Coquina Superior (CS) a distribuição da propridade PHIE mostra que a tectônica-estrutural não influencia no seu sistema permo-poroso e consequente qualidade desse nível-reservatório, assim como na distribuição de suas espessuras. Tal análise nos leva a conclusão de que os fatores deposicionais como as oscilações climáticas foram os responsáveis na seleção e no retrabalhamento para a formação dos bancos de coquinas, assim como, os processos diagenéticos foram os que, possivelmente, mais influenciaram na distribuição permo-porosa dos níveis-reservatório superiores. / In the Campos Basin, the eobarremian-neoaptian carbonate reservoirs from Coqueiros Formation, Lagoa Feia Group, represented large and important discoveries of hydrocarbon fields in the 70´s. The advances in geodynamic and geotectonic concepts about new and potential accumulations on rift section of Marginal Brazilian Basins, from 2007, brought again the carbonate reservoirs rocks as attractive studies targets, mainly due to great economic importance attached to these reservoirs. The main objective was to understand the distribution of physical properties on carbonate reservoirs composed by coquinas deposits (rudstones and grainstones of bivalve molluscs), define the main petrophysical factors that characterize those reservoir levels (eg density, radioactivity content, mineralogical and rock composition, etc.) and factors that could control the quality (eg, porosity, water saturation and permeability) in order to understand the geometric distribution of its permo-porous system. This study employed geological/geophysical methods such as well logs stratigraphic interpretation, petrophysical calculations, 3D seismic interpretation and seismic attributes interpretation and correlation. Among the results, the stratigraphic analysis has identified limits, in 3 rd order cycles, to four depositional sequences (Basal Clastic Sequence, Talc-Stevensitic Sequence; Coquinas Sequence and Clastic-Evaporitic Sequence) that belong to Lagoa Feia Group. The Coquinas Sequence, focus of this work, shows a split, internally to its coquinas deposits in six reservoir levels (one in Upper Coquina and five in the Lower Coquina) where the stratigraphic limits are associated with 4 th order cycles. The petrophysical analysis indicated that the main producer level are at Lower Coquina 4 (CI-4), with the best thickness responses (35 to 100 m) and high potential reservoir qualities for Linguado Field (average values of Igr = 0,10; PHIE = 11%, Sw ≤ 18%), while in Pampo field, CI-4 level (average values of Igr = 0,15; PHIE = 7.5%, Sw ≤ 30%) and CI-2 level (average values of Igr = 0,13; PHIE = 7%, Sw ≤ 26%) have both reservoir potential. Finally, the map analysis, built with integration of well information and seismic attributes, shows a distribution of PHIE for CI-4 with high tectonicstructural influence, indicating higher values following the main structures with NW-SE direction. The depositional control is an important determinant of permo-porous system quality at CI-4 level, the main reservoir level, it is because the active and intermittent tectonic afforded the opening of depositional spaces and the formation of barriers to act on selection of high-energy facies, accumulation, reworking and consequent generation and preservation of the best conditions for reservoirs best quality. However, the Upper Coquina level reservoir distribution of PHIE shows that tectonic-structural does not influence its permo-porous system and reservoir quality, as well as the distribution of its thickness. This analysis leads us to the conclusion that the depositional factors, such as climatic variations were responsible to the selection and reworking of coquinas banks, as well as diagenetic processes were possibly most influenced the permo-porous system distribution on higher reservoir levels. / CNPq: 134409/2014-0

O desenvolvimento de soluções para a classificação de ambientes de sedimentação ainda é um desafio, sobretudo em ambientes de deposição carbonáticos. Em reservatórios de óleo e gás offshore, onde a geometria dos ambientes deposicionais é fundamental para a estimativa de viabilidade técnica e econômica de exploração e produção, a discriminação destes ambientes depende de dados indiretos. Nesse sentido, a sísmica de reflexão e seus respectivos atributos funcionam como robusta ferramenta interpretativa. Grandes reservas de petróleo offshore se encontram em rochas carbonáticas constituídas, sobretudo, por calcita e dolomita. Estes minerais, no entanto, não apresentam resposta sísmica contrastante, já que a diferença de velocidade entre tais minerais é inexpressiva. A utilização da amplitude sísmica, unicamente, não possibilita diferenciar propriedades das rochas carbonáticas, tal como ocorre com rochas siliciclásticas. Compactação e hidrotermalismo são fatores pós-deposicionais que influenciam na alteração das características de rochas carbonáticas, e apresentam difícil detecção nas seções sísmicas. Tais fatores necessitam de uma abordagem que envolva as propriedades dos múltiplos atributos sísmicos para a respectiva caracterização. A técnica Self-Organizing Maps (SOM) consiste em ferramenta de análise e visualização de dados vetoriais dentro do espaço dimensional definido pelas variáveis. Trata-se de abordagem multi-atributos em que a identificação e classificação das amostras ocorre de maneira não supervisionada. Neste trabalho são utilizados dados sísmicos dos quais foi extraída a amplitude sobre um horizonte interpretado. Foram utilizados também os atributos do traço sísmico complexo, tais como: envelope, fase instantânea e frequência instantânea, além da impedância acústica e derivada espacial. Estes atributos foram escolhidos em função das características geológicas que representam. Além disso, tais atributos têm sido utilizados em outros trabalhos de classificação de fácies sísmicas. Após uma primeira análise SOM, tendo em vista o realce dos atributos de entrada, foi aplicada a Análise por Principais Componentes (APC). Com base nos componentes obtidos, foi realizada uma segunda análise SOM, obtendo-se assim os resultados que mais corresponderam ao sistema deposicional analisado. Foram identificados também clinoformas nos dados sísmicos, que apresentam correlação com a classificação dos resultados assim como um mapa de distribuição de rochas carbonáticas foi elaborado pela interpretação das classes identificadas correlacionando-as ao poço 1-SPS-0029 associando-o ao modelo de deposição de uma plataforma carbonática. / Developing solutions for classifying sedimentation environments is still quite a challenge, particularly in carbonate sites. It\'s crucial to use indirect data to differentiate the geometry of depositional environment of oil and gas offshore reservoirs when estimating the productions under technical and economical sights. Therefore, the seismic and its attributes work like a powerful interpretative tool. A great amount of oil reservoirs can be found in carbonate rocks, whose main constitution minerals are calcite and dolomite. Those minerals, however, don\'t offer a significantly contrasting response to seismic. The seismic amplitude, by itself, isn\'t a good property estimation to be used on carbonate rocks, as it is on the siliciclastic rocks. Compactation and hydrothermalism are post-depositional influencers on the alteration of carbonate rocks features, and they present a difficult detection on seismic sections. Those factors will need multiple seismic attributes to respective characterization. Self-Organizing Maps (SOM) appear as a tool for analysis and visualization of vectorial data within the dimensional space defined by the variables. That\'s a multi-featured approach whose samples identification and classification will occur in a non-supervisioned way. The use of SOM in this paper do not intend to substitute the interpretation of the results, but aims to pop up the intrinsic relations between used attributes. It has been interpreted a horizon, from which it was possible to take the amplitude on seismic as a first attribute. There have also been used acoustic impedance, spatial derivative and complex seismic trace attributes, like reflection strength, instant phase and instant frequency. Such attributes have been chosen by reflecting geological characteristics. After a previous SOM analysis, aiming to highlight raw attributes, there was applied the Principal Components Analysis (PCA). Based on obtained components, a second SOM was performed, leading to results that best corresponded to the depositional system analyzed. Besides, there were identified clinoforms on seismic data, which keep relation with classification of the result.