Milhares de cones siliciosos foram mapeados próximo de Anhembi, estado de São Paulo, e sugere tratar-se do mais importante registro geológico resultante de uma intensa atividade hidrotermal ocorrida no Período Permiano. Essa ocorrência é única no mundo devido à grande quantidade de cones silicosos e sua distribuição em pequena área. Na realidade, esses cones siliciosos foram classificados como geiseritos, registrando a existência de gêiseres no final do Permiano. Os geiseritos encontrados em Anhembi desenvolveram-se simultaneamente à sedimentação do siltitos e arenitos da Formação Teresina. Os cones encontram-se bem preservados, pois estão sendo exumados pela erosão moderna. No entanto, há indícios da presença de corpos ainda soterrados nos sedimentos da Formação Teresina. A fim de identifica-los foi usado os métodos geofísicos do georradar e da resistividade para mapeamento de subsuperfície. Os resultados mostram que há corpos enterrados até seis metros de profundidade nas localidades em que os geiseritos encontram-se exumados. Portanto, o campo de ocorrência desses cones é maior que o inicialmente conhecido pelas evidências em superfície. / Thousands of siliceous mounds have been found near to Anhembi, state of São Paulo, which are supposed to be the geological record of a huge hydrothermal activity of Late Permian. This occurrence is unique in the world due to the number of siliceous mounds and its distribution in a small area. Actually, these siliceous mounds are nominated geyserites since they record the existence of geysers at Late Permian. Geyserites found in Anhembi developed simultaneously with sedimentation of siltstones and sandstones of the Teresina Formation. These geyserites are being exhumed by modern erosion and this is the reason they are well preserved. However, it´s presumed there are a lot of buried geyserites still within sediments of the Teresina Formation. In order to identify them we used GPR - ground penetrating radar - and resistivity to subsurface mapping. Results show buried geyserites four meters below the ground surface where exhumed geyserites are found. Therefore, this geyserite field is much bigger than it is supposed to be just seeing on the ground surface.

A dissertação tem por cerne dois textos complementares, ambos refletindo o histórico de um programa de exploração mineral no distrito ferrífero de Curral Novo do Piauí. Como trabalho executado por empresa, a discussão sobre os custos e a definição de prioridades foram aspectos continuamente considerados. Assim os textos referidos refletem essas preocupações e se referem à proposição de métodos voltados à definição dos ambientes geológicos propícios à ocorrência de formações ferríferas à magnetita e à definição de probabilidade de ocorrências destes ambientes na fase de reconaissance da pesquisa. Na contextualização geológica do tema apresenta-se aspectos da geologia e uma discussão dos tipos e origens das formações ferríferas bandadas. Nos trabalhos foram aplicadas diversas técnicas, incluindo estatística multivariada, processamento digital de imagens, mapeamento geológico sistemático de superfície e subsuperfície em testemunhos de sondagens, caracterização petrográfica de rochas, geofísica de exploração a partir da utilização de métodos potenciais (magnetometria e radiometria). / This dissertation presents two complementary manuscripts, both reflecting the history of an exploration program in the Ferriferous Mineral District of Curral Novo do Piauí. As a research performed by a company, the discussion about the costs and prioritization aspects were continuously considered. The manuscripts reflects these concerns, referring to the proposition of methods aimed at defining the geological environments conducive to the occurrence of magnetite iron formations and the definition of probability of occurrence of these environments during the research reconnaissance phase. In the introductory chapter are presented the geological context and also a discussion of types and genesis of banded iron formations. In these studies were applied several techniques, including multivariate statistics, digital image processing, systematic geological surface mapping, diamond drill surveys, petrographic characterization of rocks and exploration geophysics methods (magnetometric and radiometric).

Made available in DSpace on 2011-03-23T21:19:32Z (GMT). No. of bitstreams: 0 / Item created via OAI harvest from source: http://www.bdtd.ufpa.br/tde_oai/oai2.php on 2011-03-23T21:19:32Z (GMT). Item's OAI Record identifier: oai:bdtd.ufpa.br:233 / ANP - Agência Nacional do Petróleo / The Common-Reflection-Surface (CRS) stack is a new seismic processing method for simulating zero-offset (ZO) and common-offset (CO) sections. It is based on a second-order hyperbolic paraxial approximation of reflection traveltimes in the vicinity of a central ray. For ZO section simulation the central ray is a normal ray, while for CO section simulation the central ray is a finite-offset ray. In addition to the ZO section, the CRS stack method also provides estimates of wavefield kinematic attributes useful for solving interval velocity inversion, geometrical spreading calculation, Fresnel zone estimate, and also diffraction events simulation. In this work, Its proposed a new strategy to do a pre-stack depth migration by using the CRS derived wavefield kinematic attributes, so-called CRS based pre-stack depth migration (CRS-PSDM) method. The CRS-PSDM method uses the CRS results (ZO section and kinematic attributes) to construct an optimized stack traveltime surface along which the amplitudes of the multi-coverage seismic data are to be summed and the result is put in a point of the migration target zone in depth. In the same sense as in Kirchhoff type pre-stack depth migration (K-PSDM), the CRSPSDM method needs a migration velocity model. Unlike the K-PSDM method, the CRS-PSDM needs only to calculate the zero-offset traveltimes, i.e, along only ray conecting the considered point in depth to a given coincident position of source-receptor at surface. The final result is a zero-offset time-to-depth converted seismic image of reflectors from pre-stack seismic data. / O empilhamento por superfície de reflexão comum (ou empilhamento SRC), conhecido como empilhamento CRS, do inglês Commom reflection surface, constitui-se em um novo método para o processamento sísmico na simulação de seções afastamento nulo (AN) e afastamento comum (AC). Este método é baseado em uma aproximação paraxial hiperbólica de segunda ordem dos tempos de trânsito de reflexão na vizinhança de um raio central. Para a simulação de seção AN, o raio central é um raio normal, enquanto que para a simulação de uma seção AC o raio central é um raio de afastamento finito. Em adição à seção AN, o método de empilhamento SRC também fornece estimativas dos atributos cinemáticos do campo de onda, sendo aplicados, por exemplo, na determinação (por um processo de inversão) da velocidade intervalar, no cálculo do espalhamento geométrico, na estimativa da zona de Fresnel, e também na simulação de eventos de tempos de difrações, este último tendo uma grande importância para a migração pré-empilhamento. Neste trabalho é proposta uma nova estratégia para fazer uma migração em profundidade pré-empilhamento, que usa os atributos cinemáticos do campo de onda derivados do empilhamento SRC, conhecido por método CRS-PSDM, do inglês CRS based pre-stack depth migration. O método CRS-PSDM usa os resultados obtidos do método SRC, isto é, as seções dos atributos cinemáticos do campo de onda, para construir uma superfície de tempos de trânsito de empilhamento, ao longo da qual as amplitudes do dado sísmico de múltipla cobertura são somadas, sendo o resultado da soma atribuído a um dado ponto em profundidade, na zona alvo de migração que é definida por uma malha regular. Similarmente ao método convencional de migração tipo Kirchhoff (K-PSDM), o método CRS-PSDM precisa de um modelo de velocidade de migração. Contrário ao método K-PSDM, o método CRS-PSDM necessita apenas computar os tempos de trânsito afastamento nulo, ao seja, ao longo de um único raio ligando o ponto considerado em profundidade a uma dada posição de fonte e receptor coincidentes na superfície. O resultado final deste procedimento é uma imagem sísmica em profundidade dos refletores a partir do dado de múltipla cobertura.

Os métodos potenciais são conhecidos como uma ferramenta útil para estudos regionais. Na Ibéria Ocidental, a gravimetria e a magnetometria podem ser utilizadas para auxiliar no entendimento de algumas questões sobre a estruturação tectônica offshore. Nesta região, tanto as estruturas geradas pela quebra continental, quanto às herdadas do embasamento variscano, tem uma importante contribuição para a resposta geofísica regional observada com estes métodos. Este trabalho tem como objetivo correlacionar as feições geofísicas observadas com alguns modelos geológicos do arcabouço tectônico da Ibéria Ocidental já publicados na literatura. Mapas filtrados foram usados para auxiliar no reconhecimento de diferentes assinaturas geofísicas, os quais foram calculados a partir dos mapas de gravidade Bouguer e do campo magnético total tais como o gradiente horizontal total, derivada tilt, derivada vertical, e integral vertical. O domínio crustal continental foi definido a partir da interpretação dos dados gravimétricos, utilizando gradiente de gravidade horizontal total da Anomalia Bouguer. Os dados magnéticos, originais e filtrados, foram utilizados para identificar mais três domínios regionais offshore, que sugerem a existência de três tipos de crosta não-siálica. Dois deles são propostos como domínios de transição. A região da crosta de transição mais próxima do continente tem uma fraca resposta regional magnética, e a porção mais distal é um domínio de anomalia de alta amplitude, semelhante à resposta magnética oceânica. O limite crustal oceânico não pôde ser confirmado, mas um terceiro domínio offshore, a oeste da isócrona C34, poderia ser considerado como crosta oceânica, devido ao padrão magnético que apresenta. Alguns lineamentos do embasamento foram indicados na crosta continental offshore. As feições gravimétricas e magnéticas interpretadas coincidem, em termos de direção e posição, com zonas de sutura variscanas, mapeados em terra. Assim, esses contatos podem corresponder à continuação offshore destas feições paleozoicas, como o contato entre as zonas de Ossa Morena-Zona Centro-Ibérica. Nesta interpretação, sugere-se que a crosta continental offshore pode ser composta por unidades do Sudoeste da Península Ibérica. Isto permite considerar que a Falha de Porto-Tomar pertence a uma faixa de deformação strike-slip, onde parte das bacias mesozoicas da margem continental está localizada. / Potential field methods are known as a very useful tool to regional studies. On Western Iberia, gravimetric and magnetometric data could be helpful to understand some questions about the offshore tectonic framework. In this area, both continental break-up features and inherited continental basement structures have a strong contribution to compose the regional geophysical response on gravimetric and magnetometric maps. This work aims to correlate observed geophysical features of the Iberian margin with some geological models about the tectonic framework of Western Iberia, already published on literature. Filtered maps were used to recognize different geophysical signatures, which were computed from both calculated Bouguer gravity and total magnetic field, such as total horizontal gradient, tilt derivative, vertical derivative, and vertical integration. The continental crustal domain was defined from gravity data interpretation using an enhanced total horizontal gradient of Bouguer Anomaly maps. Magnetic data was used to identify three more regional offshore domains that could indicate three types of non-sialic crust. Two of them are proposed as transitional domains. The landward transitional crust has a very weak regional magnetic response, and the seaward one is a high amplitude anomaly domain, similar to oceanic magnetic response. The oceanic crustal boundary was not confirmed, but a third offshore domain, seaward from C34 isochron, could be considered as oceanic crust by its magnetic pattern. Some basement lineaments were indicated in the offshore continental crust. Gravimetric and magnetic features coincide in terms of their direction and position with Variscan suture zones mapped onshore. Therefore these contacts could correspond the offshore continuation of these Paleozoic features, such as the Ossa-Morena Zone and Centro-Ibérica Zone suture zone. In this interpretation, offshore continental crust could be formed by units from Southwest Iberia. It allows considering the Porto-Tomar fault as a part of a swath of strike-slip deformation, where mesozoic basins are located.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-10T12:28:13Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoTratamentoEstatistico.pdf: 16343162 bytes, checksum: 64dcc4f3d1c980c6fc446241fa786161 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar os assuntos on 2014-08-07T16:13:21Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-14T14:23:37Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoTratamentoEstatistico.pdf: 16343162 bytes, checksum: 64dcc4f3d1c980c6fc446241fa786161 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-08-22T17:04:51Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoTratamentoEstatistico.pdf: 16343162 bytes, checksum: 64dcc4f3d1c980c6fc446241fa786161 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-08-22T17:04:51Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AplicacaoTratamentoEstatistico.pdf: 16343162 bytes, checksum: 64dcc4f3d1c980c6fc446241fa786161 (MD5) Previous issue date: 1991 / Utilizando-se dados do campo de Camorim (Bacia de Sergipe-Alagoas), foi testado e aplicado um conjunto de técnicas estatísticas multivariantes (análises de agrupamentos, de componentes principais e discriminante) no intuito de identificar as fácies, previamente definidas em poços testemunhados, por meio dos perfis, viabilizando o reconhecimento das mesmas nos demais poços não testemunhados da área. A segunda etapa do processo de determinação das fácies consistiu no emprego de métodos auxiliares (análises composicional e de seqüência de fácies), que, combinados com as técnicas multivariantes, propiciaram melhores resultados na calibração rocha-perfil. A determinação das fácies, uma vez estabelecida, possibilitou o refinamento do processo de avaliação de formações ao viabilizar o exame de cada fácies-reservatório, isoladamente. Assim, esse procedimento tornou possível a escolha, para cada litologia, dos parâmetros utilizados na interpretação dos perfis ao mesmo tempo em que permitiu a totalização em separado dos valores de espessura, porosidade e saturação dos fluidos, bem como a adoção de diferentes valores de corte (cut-offs) para cada grupo considerado. Outras aplicações incluíram a melhoria na estimativa da porosidade e da permeabilidade, a adaptação de algoritmos para o cálculo preliminar de porosidade, a confecção de mapas de fácies e a geração automática de seções estratigráficas. Finalmente, foram destacadas a perspectiva de integração desse estudo com sistemas estatísticos de descrição de reservatórios, outras técnicas de determinação de fácies em desenvolvimento e a retomada da utilização de métodos estatísticos multivariantes em dados de perfis, como ferramenta de exploração. / A series of multivariate statistical techniques (cluster, principal component and discriminant analysis) was tested and applied to well log data from the Camorim field (offshore Sergipe State, Brazil) in order to identify facies previously defined through core description. The second step in the process of facies determination was supported by auxiliary methods (compositional and sequence facies analysis), which produced better results in the calibration of rock-log data, when combined with the multivariate techniques. The facies determination, once established, permits the refinement of the process of formation evaluation, enabling the examination of each facies separately. This procedure made it possible to choose, for each lithology, the parameters used in log interpretation. In parallel, this process allowed the summation of thickness, porosity, fluid saturation and the adoption of different cut-offs for each group, separately. Other applications included: enhancement in the estimation of porosity and permeability, the adaptation of algorithms designed for fast porosity estimation, the mapping of variables useful in the characterization of the vertical variability of the reservoir rocks and the automatic generation of stratigraphic sections. Finally, the possibility of integration of the work from this study with statistical systems of reservoir description, other facies determination techniques currently being developed and the utilization of multivariate statistical methods in well log data, as an auxiliary exploratory tool, were illustrated.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-05T13:45:51Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AnaliseComparativaTres.pdf: 6132554 bytes, checksum: 3f873423cc9d66ad912a70a0cf13c3b9 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Definir palavras-chave on 2014-08-06T16:17:46Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-29T13:39:59Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AnaliseComparativaTres.pdf: 6132554 bytes, checksum: 3f873423cc9d66ad912a70a0cf13c3b9 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-09-09T14:38:20Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AnaliseComparativaTres.pdf: 6132554 bytes, checksum: 3f873423cc9d66ad912a70a0cf13c3b9 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-09T14:38:20Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_AnaliseComparativaTres.pdf: 6132554 bytes, checksum: 3f873423cc9d66ad912a70a0cf13c3b9 (MD5) Previous issue date: 1985 / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / FADESP - Fundação de Amparo e Desenvolvimento da Pesquisa / FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos / Tradicionalmente, o método dos mínimos quadrados tem sido empregado na inversão não linear de dados de campo potencial. No caso em que as observações dos campos gravimétrico ou magnético contém apenas ruído Gaussiano. O método dos mínimos quadrados não apresenta problemas. Entretanto, quando as observações são perturbadas por ruído não Gaussiano, ou mesmo por ruído não aleatório, como é o caso de muitos ruídos geológicos, o método dos mínimos quadrados torna-se bastante ineficiente, e métodos alternativos devem ser empregados a fim de produzir interpretações realísticas. Neste trabalho, uma comparação é feita entre os métodos dos mínimos quadrados, dos mínimos absolutos e do ajuste-M, aplicados à inversão não linear de dados de campo potencial. A comparação é efetuada usando-se dados teóricos, onde diversas situações geológicas são simuladas. Os resultados mostram que na presença de ruído geológico, caracterizado por pequeno corpo raso acima do corpo principal, ou por corpo grande, adjacente ao corpo principal, o ajuste-M apresenta desempenho muito superior ao dos mínimos quadrados e dos mínimos absolutos. Na presença de ruído Gaussiano, entretanto, o ajuste-M tem um desempenho inferior aos outros dois métodos. Como o ruído Gaussiano é um ruído branco, parte dele pode ser removido por um filtro passa baixa adequado, sem muita perda do sinal, o que não ocorre com o ruído geológico que contém componentes importantes de baixo número de onda. Desse modo o ajuste-M se torna uma ferramenta importante na interpretação de áreas geologicamente complexas, onde é comum a contaminação das anomalias por ruído geológico. Os três métodos em estudo são aplicados a uma anomalia magnética real causada por uma intrusão de diabásio em forma de dique, em sedimentos arenosos da formação Piauí na Bacia do Parnaíba. Os três métodos apresentaram resultados semelhantes indicando que tanto o nível de ruído Gaussiano como geológico são baixos nesta anomalia. / Nonlinear inversion of potential field data has been traditionally accomplished by the least squares method. As far as the anomalous field is corrupted by Gaussian random noise. Least squares inversion has a good performance. However, when the data are contaminated by non Gaussian noise, which is the case of most geological noise, the least squares method presents an extremely poor performance. As a result, alternative methods must be employed in this case in order to produce realistic and meaningful interpretations. This paper presents a comparison among the least squares method, the minimum absolute error and M-fitting applied to non linear inversion of potential field data. The analysis is performed using theoretical data generated by synthetic models simulating several geological settings. The results show that in the presence of geological noise represented either by small shallow bodies above the main body, or by large interfering bodies adjacent to the main body, M-fitting presents a much batter performance as compared with the least squares or the minimun absolute error methods. In the presence of Gaussian random noise, however M-fitting has a poor performance. Since a Gaussian noise is a white noise, a law pass filter applied to the observed data would remove part of the Gaussian noise with a minimum loss of the low wavenumber signal. On the other hand, most geological noise have important low wavenumber spectral components so that this noise cannot be eliminated without a significant loss of signal. Therefore, the M-fitting method may become an important interpretation tool when applied to complex areas (where anomalies are usually contaminated by geological noise) provided the data have been previously filtered by a suitable law pass filter. All three methods analysed in the paper are applied to a real magnetic anomaly due to a dike of diabasic rock intruded in sandstones and shales from the Piauí Formation, in Parnaíba Basin, Brazil. All three methods yielded similar interpretations which are consistent with the available a priori geological information. The fact that all methods produced similar results indicates a low level of geological and Gaussian random noise in the data.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-05-26T12:49:54Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_ImageamentoHomeomorficoRefletores.pdf: 21596438 bytes, checksum: f55e0802039a072693fa618437a54300 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar os assuntos on 2014-08-07T16:14:41Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-09-04T16:32:56Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_ImageamentoHomeomorficoRefletores.pdf: 21596438 bytes, checksum: f55e0802039a072693fa618437a54300 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-09-16T14:44:09Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_ImageamentoHomeomorficoRefletores.pdf: 21596438 bytes, checksum: f55e0802039a072693fa618437a54300 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-16T14:44:09Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_ImageamentoHomeomorficoRefletores.pdf: 21596438 bytes, checksum: f55e0802039a072693fa618437a54300 (MD5) Previous issue date: 1994 / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / DAAD - Serviço Alemão de Intercâmbio Acadêmico / Deutscher Akademischer Austauschdiens / Neste trabalho é apresentada uma nova técnica para a realização do empilhamento sísmico, aplicada ao problema do imageamento de refletores fixos em um meio bidimensional, suavemente heterogêneo, isotrópico, a partir de dados de reflexão. Esta nova técnica chamada de imageamento homeomórfico tem como base a aproximação geométrica do raio e propriedades topológicas dos refletores. São utilizados, portanto, os conceitos de frente de onda, ângulo de incidência, raio de curvatura da frente de onda, cáustica e definição da trajetória do raio; de tal modo que a imagem obtida mantém relações de homeomorfismo com o objeto que se deseja imagear. O empilhamento sísmico é feito, nesta nova técnica de imageamento, aplicando-se uma correção local do tempo, ∆ t, ao tempo de trânsito, t, do raio que parte da fonte sísmica localizada em xo, reflete-se em um ponto de reflexão, Co, sendo registrado como uma reflexão primária em um geofone localizado em xg, em relação ao tempo de referência to no sismograma, correspondente ao tempo de trânsito de um raio central. A fórmula utilizada nesta correção temporal tem como parâmetros o raio de curvatura Ro, o ângulo de emergência βo da frente de onda, no instante em que a mesma atinge a superfície de observação, e a velocidade vo considerada constante nas proximidades da linha sísmica. Considerando-se uma aproximação geométrica seguido um círculo para a frente de onda, pode-se estabelecer diferentes métodos de imageamento homeomórfico dependendo da configuração de processamento. Sendo assim tem-se: 1) Método Elemento de Fonte (Receptor) Comum (EF(R)C). Utiliza-se uma configuração onde se tem um conjunto de sismogramas relacionado com uma única fonte (receptor), e considera-se uma frente de onda real (de reflexão); 2) Método Elemento de Reflexão Comum (ERC). Utiliza-se uma configuração onde um conjunto de sismogramas é relacionado com um único ponto de reflexão, e considera-se uma frente de onda hipoteticamente originada neste ponto; 3) Método Elemento de Evoluta Comum (EEC). Utiliza-se uma configuração onde cada sismograma está relacionado com um par de fonte e geofone coincidentemente posicionados na linha sísmica, e considera-se uma frente de onda hipoteticamente originada no centro de curvatura do refletor. Em cada um desses métodos tem-se como resultados uma seção sísmica empilhada, u(xo, to); e outras duas seções denominadas de radiusgrama, Ro (xo, to), e angulograma, βo(xo, to), onde estão os valores de raios de curvatura e ângulos de emergência da frente de onda considerada no instante em que a mesma atinge a superfície de observação, respectivamente. No caso do método denominado elemento refletor comum (ERC), a seção sísmica resultante do empilhamento corresponde a seção afastamento nulo. Pode-se mostrar que o sinal sísmico não sofre efeitos de alongamento como consequência da correção temporal, nem tão pouco apresenta problemas de dispersão de pontos de reflexão como consequência da inclinação do refletor, ao contrário do que acontece com as técnicas de empilhamento que tem por base a correção NMO. Além disto, por não necessitar de um macro modelo de velocidades a técnica de imageamento homeomórfico, de um modo geral, pode também ser aplicada a modelos heterogêneos, sem perder o rigor em sua formulação. Aqui também são apresentados exemplos de aplicação dos métodos elemento de fonte comum (EFC) (KEYDAR, 1993), e elemento refletor comum (ERC) (STEENTOFT, 1993), ambos os casos com dados sintéticos. No primeiro caso, (EFC), onde o empilhamento é feito tendo como referência um raio central arbitrário, pode-se observar um alto nível de exatidão no imageamento obtido, além do que é dada uma interpretação para as seções de radiusgrama e angulograma, de modo a se caracterizar aspectos geométricos do model geofísico em questão. No segundo caso, (ERC), o método é aplicado a série de dados Marmousi, gerados pelo método das diferenças finitas, e o resultado é comparado com aquele obtido por métodos convecionais (NMO/DMO) aplicados aos mesmos dados. Como consequência, observa-se que através do método ERC pode-se melhor detectar a continuidade de refletores, enquanto que através dos métodos convencionais caracterizam-se melhor a ocorrência de difrações. Por sua vez, as seções de radiusgrama e angulograma, no método (ERC), apresentam um baixo poder de resolução nas regiões do modelo onde se tem um alto grau de complexidade das estruturas. Finalmente, apresenta-se uma formulação unificada que abrange os diferentes métodos de imageamento homeomórfico citados anteriormente, e também situações mais gerais onde a frente de onda não se aproxima a um círculo, mas a uma curva quadrática qualquer. / This thesis presents a new technique for seismic stacking called homeomorphic imaging, which is applicable to the imaging of seismic reflectors in a bidimensional, inhomogeneous and isotropic medium. This new technique is based on ray geometrical approximation and topological properties of reflection surfaces. For this purpose the concepts of wavefront, incidence angle, radius and caustic of wavefront and ray trajetory are used. Considering a circle as the geometrical approximation of the wavefront in propagation, it is possible to define diferent homeomorphic imaging methods, depending on processing configuration. In this way, the following methods are possible: 1) Common Source (Receiver) Element (CS(R)E), which relate to a set of seismograms with a single source (receiver) and a real reflected wavefront is considered; 2) Common-Reflecting-Element (CRE), which relate to a set of seismograms with a single reflection point and a wavefront hipotetically generated in the same reflection point is considered; 3) Common Evolute Element (CEE), which relate to a set of seismograms with each pair of source and geophone located in the same point on the seismic line and a wavefront hipothetically generated in the curvature center of the reflector is considered. In the first method is obtained a stacked seismic section using arbitrary central rays. In the last two methods the result is a zero-offset seismic section. These methods give also other two sections called radiusgram and anglegram, the latter being emergence angles and the former radii of wavefront in the moment that it reaches the observational surface. The seismic stacking is made using a local correction-time applied to the travel time of a ray that leaves the source, and after reflection, is registered as a primary reflection at a geophone, in relation to the reference time which is the travel time of the central ray. The formula used for the temporal correction depends on the radius, the emergence angle of the wavefront and the velocity which is considered constant near the seismic line. It is possible to show that in this new technique the registered signal is not submitted to stretch effects as a consequence of the temporal correction, furthermore there is no problem with reflector point dispersal as a consequence of dip reflectors, in contrast with the techniques that are based on NMO/DMO. In addition, considering that no a prori knowledge of a macromodel is necessary but the velocity near the seismic line, the homeomorphic imaging can be applied to inhomogeneous models without losing the strictness of the formulation.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-05-21T15:39:26Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_ImageamentoPorosidadePerfis.pdf: 1768673 bytes, checksum: ba48f09908920b586e020f6650adeb26 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar os assuntos on 2014-08-07T16:15:33Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-12T15:24:10Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_ImageamentoPorosidadePerfis.pdf: 1768673 bytes, checksum: ba48f09908920b586e020f6650adeb26 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Rosa Silva (arosa@ufpa.br) on 2014-09-18T12:47:37Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_ImageamentoPorosidadePerfis.pdf: 1768673 bytes, checksum: ba48f09908920b586e020f6650adeb26 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-18T12:47:37Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_ImageamentoPorosidadePerfis.pdf: 1768673 bytes, checksum: ba48f09908920b586e020f6650adeb26 (MD5) Previous issue date: 2004 / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / O imageamento da porosidade é uma representação gráfica da distribuição lateral da porosidade da rocha, estimada a partir de dados de perfis geofísicos de poço. Apresenta-se aqui uma metodologia para produzir esta imagem geológica, totalmente independente da intervenção do intérprete, através de um algoritmo, dito, interpretativo baseado em dois tipos de redes neurais artificiais. A primeira parte do algoritmo baseia-se em uma rede neural com camada competitiva e é construído para realizar uma interpretação automática do clássico gráfico o Pb - ΦN, produzindo um zoneamento do perfil e a estimativa da porosidade. A segunda parte baseia-se em uma rede neural com função de base radial, projetado para realizar uma integração espacial dos dados, a qual pode ser dividida em duas etapas. A primeira etapa refere-se à correlação de perfis de poço e a segunda à produção de uma estimativa da distribuição lateral da porosidade. Esta metodologia ajudará o intérprete na definição do modelo geológico do reservatório e, talvez o mais importante, o ajudará a desenvolver de um modo mais eficiente as estratégias para o desenvolvimento dos campos de óleo e gás. Os resultados ou as imagens da porosidade são bastante similares às seções geológicas convencionais, especialmente em um ambiente deposicional simples dominado por clásticos, onde um mapa de cores, escalonado em unidades de porosidade aparente para as argilas e efetiva para os arenitos, mostra a variação da porosidade e a disposição geométrica das camadas geológicas ao longo da seção. Esta metodologia é aplicada em dados reais da Formação Lagunillas, na Bacia do Lago Maracaibo, Venezuela. / Porosity images are graphical representations of the lateral distribution of rock porosity estimated from well log data. We present a methodology to produce this geological image entirely independent of interpreter intervention, with an interpretative algorithm approach, which is based on two types of artificial neural networks. The first is based on neural competitive layer and is constructed to perform an automatic interpretation of the classical Pb - ΦN cross-plot, which produces the log zonation and porosity estimation. The second is a feed-forward neural network with radial basis function designed to perform a spatial data integration, which can be divided in two steps. The first refers to well log correlation and the second produces the estimation of lateral porosity distribution. This methodology should aid the interpreter in defining the reservoir geological model, and, perhaps more importantly, it should help him to efficiently develop strategies for oil or gas field development. The results or porosity images are very similar to conventional geological cross-sections, especially in a depositional setting dominated by clastics, where a color map scaled in porosity units illustrates the porosity distribution and the geometric disposition of geological layers along the section. The methodology is applied over actual well log data from the Lagunillas Formation, in the Lake Maracaibo basin, located in western Venezuela.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-02T16:15:35Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_TomografiaEletromagneticaCaracterizacao.pdf: 73173380 bytes, checksum: ff9f17b265bec8a1ce1cb29847599a18 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar as palavras-chave on 2014-08-07T13:40:56Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-18T14:18:12Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_TomografiaEletromagneticaCaracterizacao.pdf: 73173380 bytes, checksum: ff9f17b265bec8a1ce1cb29847599a18 (MD5) / Approved for entry into archive by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-18T14:45:18Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_TomografiaEletromagneticaCaracterizacao.pdf: 73173380 bytes, checksum: ff9f17b265bec8a1ce1cb29847599a18 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Rosa Silva (arosa@ufpa.br) on 2014-09-18T12:59:53Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_TomografiaEletromagneticaCaracterizacao.pdf: 73173380 bytes, checksum: ff9f17b265bec8a1ce1cb29847599a18 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-18T12:59:53Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_TomografiaEletromagneticaCaracterizacao.pdf: 73173380 bytes, checksum: ff9f17b265bec8a1ce1cb29847599a18 (MD5) Previous issue date: 2003 / ANP - Agência Nacional do Petróleo / FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos / Na produção de petróleo é importante o monitoramento dos parâmetros do reservatório (permeabilidade, porosidade, saturação, pressão, etc) para o seu posterior gerenciamento. A variação dos parâmetros dinâmicos do reservatório induz variações na dinâmica do fluxo no reservatório, como por exemplo, perdas na pressão, dificultando o processo de extração do óleo. A injeção de fluidos aumenta a energia interna do reservatório e incrementa a pressão, estimulando o movimento do óleo em direção aos poços de extração. A tomografia eletromagnética poço-a-poço pode se tomar em uma técnica bastante eficaz no monitoramento dos processos de injeção, considerando-se o fato de ser altamente detectável a percolação de fluidos condutivos através das rochas. Esta tese apresenta o resultado de um algoritmo de tomografia eletromagnética bastante eficaz aplicado a dados sintéticos. O esquema de imageamento assume uma simetria cilíndrica em torno de uma fonte constituída por um dipolo magnético. Durante o processo de imageamento foram usados 21 transmissores e 21 receptores distribuídos em dois poços distanciados de 100 metros. O problema direto foi resolvido pelo método dos elementos finitos aplicado à equação de Helmhotz do campo elétrico secundário. O algoritmo resultante é válido para qualquer situação, não estando sujeito às restrições impostas aos algoritmos baseados nas aproximações de Born e Rytov. Por isso, pode ser aplicado eficientemente em qualquer situação, como em meios com contrastes de condutividade elétrica variando de 2 a 100, freqüências de 0.1 a 1000.0 kHz e heterogeneidades de qualquer dimensão. O problema inverso foi resolvido por intermédio do algoritmo de Marquardt estabilizado. A solução é obtida iterativamente. Os dados invertidos, com ruído Gaussiano aditivo, são as componentes em fase e em quadratura do campo magnético vertical. Sem o uso de vínculos o problema é totalmente instável, resultando em imagens completamente borradas. Duas categorias de vínculos foram usadas: vínculos relativos, do tipo suavidade, e vínculos absolutos. Os resultados obtidos mostram a eficiência desses dois tipos de vínculos através de imagens nítidas de alta resolução. Os tomogramas mostram que a resolução é melhor na direção vertical do que na horizontal e que é também função da freqüência. A posição e a atitude da heterogeneidade é bem recuperada. Ficou também demonstrado que a baixa resolução horizontal pode ser atenuada ou até mesmo eliminada por intermédio dos vínculos. / In the oil production it important the monitoring of the reservoir parameters (permeability, porosity, saturation, pressure, etc) for its management. Changes in the reservoir dynamic parameters induce variations in reservoir flow, as for example, losses in the pressure, making it difficult the process of extraction of the oil. The fluid injection increases the internal energy and pressure of the reservoir, stimulating the movement of the oil in the direction of the extracting wells. The crosswell electromagnetic method can become in efficient technique in monitoring the injection processes, considering the fact that the percolation of conductive fluid through the sediment is a very sensitive. This thesis presents the results of a very efficient algorithm of electromagnetic tomography applied to synthetic data. The imaging scheme assumes a cylindrical symmetry around a source consisting of a magnetic dipole. During the process of imaging we used 21 transmitters and 21 receivers distributed within two wells 100 meters apart. For the forward problem solution it was used the finite element method applied to the Helmholtz equation for the secondary electric field. It will be demonstrated that the algorithm obtained is not under restrictions imposed by Born and Rytov approximations, therefore, the algorithm can be efficiently applied for any situation as a electric conductivity contrasts as large as 2 to 100, frequencies as 0.1 to 1000.0 kHz and scatterers of any dimensions. The inverse problem was solved using the stabilized Marquardt scheme. This scheme employs a technique that seeks the solution iteratively. The inverted synthetic data, with added Gaussian noise, are the magnetic vertical component, separated in its respective real (in-phase) and imaginary (quadrature) parts. Without constrains, the inverse tomography problem is totally unstable. To stabilize the inverse solution, absolute and relative constraints have been used. The use of these constraints allows producing high definition images. The results show that the resolution is better in the vertical direction than the horizontal and it is also a function of source operating frequency. The position and attitude of the target are recovered well. These results show that constraints can attenuate or eliminate the poor resolution.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-20T12:04:23Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EfeitosDelawareGroningen.pdf: 16863178 bytes, checksum: f72043e0b822489939d664df6c8bdf28 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar os assuntos on 2014-08-07T16:17:35Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-22T14:10:13Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EfeitosDelawareGroningen.pdf: 16863178 bytes, checksum: f72043e0b822489939d664df6c8bdf28 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-08-22T15:19:25Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EfeitosDelawareGroningen.pdf: 16863178 bytes, checksum: f72043e0b822489939d664df6c8bdf28 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-08-22T15:19:25Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EfeitosDelawareGroningen.pdf: 16863178 bytes, checksum: f72043e0b822489939d664df6c8bdf28 (MD5) Previous issue date: 1993 / Os efeitos Delaware e Groningen são dois tipos de anomalia que afetam ferramentas de eletrodos para perfilagem de resistividade. Ambos os efeitos ocorrem quando há uma camada muito resistiva, como anidrita ou halita, acima do(s) reservatório(s), produzindo um gradiente de resistividade muito similar ao produzido por um contato óleo-água. Os erros de interpretação produzidos têm ocasionado prejuízos consideráveis à indústria de petróleo. A PETROBRÁS, em particular, tem enfrentado problemas ocasionados pelo efeito Groningen sobre perfis obtidos em bacias paleozóicas da região norte do Brasil. Neste trabalho adaptamos, com avanços, uma metodologia desenvolvida por LOVELL (1990), baseada na equação de Helmholtz para HΦ, para modelagem dos efeitos Delaware e Groningen. Solucionamos esta equação por elementos finitos triangulares e retangulares. O sistema linear gerado pelo método de elementos finitos é resolvido por gradiente bi-conjugado pré-condicionado, sendo este pré-condicionador obtido por decomposição LU (Low Up) da matriz de stiffness. As voltagens são calculadas por um algoritmo, mais preciso, recentemente desenvolvido. Os perfis são gerados por um novo algoritmo envolvendo uma sucessiva troca de resistividade de subdomínios. Este procedimento permite obter cada nova matriz de stiffness a partir da anterior pelo cálculo, muito mais rápido, da variação dessa matriz. Este método permite ainda, acelerar a solução iterativa pelo uso da solução na posição anterior da ferramenta. Finalmente geramos perfis sintéticos afetados por cada um dos efeitos para um modelo da ferramenta Dual Laterolog. / The Delaware and Groningen effects are two different kinds of anomaly affecting electrode type resistivity logging tools. Both effects take place when there is a high-resistivity bed, like halite or anhydrite, above the reservoir(s), producing a gradient on the resistivity log, which resembles an oil-water contact. The misinterpretations therefore produced have caused considerable losses to oil industry. PETROBRAS, in particular, has faced problems caused by Groningen effect on logs obtained in paleozoic basins of northern Brazil. In this work we have adapted and improved upon a methodology developed by LOVELL (1990) based on Helmholtz's equation for HΦ for modeling Delaware and Groningen effects. We solve this equation by triangular and rectangular finite elements. The finite element linear system is solved by preconditioned bi-conjugate gradient, the preconditioner being obtained by incomplete LU (Low Up) decomposition. Voltages are calculated by a recently developed, and more precise, algorithm. Logs are generated by a new algorithm involving successive switching of subdomain resistivity. This procedure allows the computation of each new stiffness matrix from the previous one by the very fast computation of matrix variation. Moreover, this method allows rapid iterative solution by using the solution from the previous tool position. Finally we compute resistivity logs subject to each effect for a model of the Dual Laterolog Tool.