Orientador: Ivan de Araujo Simões Filho / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-23T16:44:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Spizzirri_MariaTerezaAndreotti_M.pdf: 5359288 bytes, checksum: 8a93fa20bbe77327e396fa6561d72efb (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: Neste trabalho foram analisadas 45 amostras de dois poços rasos (afloramentos) e de dois poços profundos (campo). Foram realizados inúmeros estudos de relações com o objetivo de estabelecer um elo de ligação entre os atributos sísmicos (velocidade de onda P (Vp), velocidade de onda S (Vs) e fator de qualidade para onda P (Qp)) e parâmetros petrofisicas (porosidade (cjJ), permeabilidade (K), percentual de argila (C), percentual de cimento (Cim)), tendo sido concluído que: Vp versus Vsrelação crescente forte (campo e afloramento); Vp/Vs versus Vp - relação fraca, no entanto existe um limite visível de argilosidade acima e abaixo de 15%; Vp e Vs versus pressão - estabiliza após o fechamento das micro fraturas; Vp e Vs versus cjJ - relação decrescente forte (campo), sendo que há um forte aumento da relação (campo e afloramento) considerado-se C; Vp e Vs versus log K - relação decrescente fraca (campo) e crescente média (afloramento); log K versus cjJ - relação crescente fraca (campo e afloramento), no entanto pode ajudar a identificar arenitos limpos e arenitos; Vp e Vs versus C total- relação decrescente média (campo e afloramento); Vp e Vs versus Cim - relação crescente forte (campo); Vp e Vs versus C mais Cim - relação decrescente fraca (campo) e decrescente média (afloramento). Foram realizadas modelagens com a equação de Biot e aproximação de Geertsma-Smit para as equações de Biot, observando que: não há uma coincidência entre a velocidade de perfil e a modelada, devido a terem sido obtidas em freqüências e escalas diferentes; para um mesmo valor de porosidade, a velocidade de onda P cresce na seguinte ordem: amostra seca, amostra totalmente saturada com óleo, amostra saturada na condição do reservatório (39% água e 61% de óleo) e amostra totalmente saturada com água. No caso do fator de qualidade as considerações são todas para rochas saturadas do campo, sendo: fator de qualidade Q normalizado (Qp,) versus Vp - relação crescente forte; QpN versus pressão - mesmo comportamento de Vp e Vs; QpN versus cjJ - relação decrescente média, se considerada argilosidade, a relação é forte; QpN versus 10gK - relação decrescente fraca; QpN versus C - relação decrescente forte (poucos pontos); QpN versus Cim - relação crescente média; QpN versus C mais Cim - relação crescente fraca. De um modo geral, as equações de regressão do afloramento não são confiáveis para aplicação no reservatório devido ao intemperismo / Abstract: This work analyses 45 samples &om 2 shallow wel1s (drilled in outcrop) and two deep wells (drilled in the field). Several relationships studies have been accomplished aiming the establishment of a link between seismic parameters (P wave velocity (Vp), S wave velocity (Vs) and P wave quality factor (Qp)) and rock physics parameters (porosity (f/J), permeability (K), clay percent (C), cement percent (Cim). It has been concluded that: Vp versus Vs strong growing relationship (field and outcrop); Vp/Vs versus Vp weak relationship although it can been observed a visible argilosity limit above and below 15% value; Vp and Vs versus pressure it stabilizes after the micro&actures closure; Vp and Vs versus f/J strong decreasing relationship (field) with a more strong improvement in the relationship (field and outcrop) when considering C; Vp and Vs versus logK weak decreasing relationship (field) and medium growing relationship (outcrop); logK versus f/J weak growing relationship, although can help the identification of clean sandstone and sandstone; Vp and Vs versus total C medium decreasing relationship (field and outcrop); Vp and Vs versus Cim strong growing relationship (field); Vp and Vs versus C plus Cim weak decreasing relationship (field) and medium decreasing (outcrop); Based on modeling using Biot and Geertsma-Smit approximations of Biot's equations it was possible to verify: that there is no coincidence between the modeled and welllog velocities since they have been generated at different sequencies and scales; for a given porosity value the P wave velocity increase according to the following sequence: dry sample, fully oil saturated sample, saturated sample at the reservoir condition (39% water and 61 % oil) and fully water saturated sample. In the case of quality factor it has been considered only water saturated fiel samples analyzes: normalized quality factor (QpN) versus Vp strong growing relationship; QpN versus pressure same behavior as Vp and Vs; QpN versus <I> medium decreasing relationship, changing to strong when argilosity is taken into account; QpN versus logK weak growing relationship; QpN versus C strong dereasing relationship (few data points); QpN versus Cim medium growing relationship; QpN versus C plus Cim weak growing relationship. On the whole, the outcrop's regression equations aren't confiable in the reservo ir application due to weathering / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-24T14:37:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rocha_AntonioCarlosdeAlmeida_M.pdf: 10619607 bytes, checksum: ccc355f75428ef0328b8dd32a724fbd1 (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: O objetivo deste trabalho é o de obter propriedades de um reservatório delgado mesmo não contando com uma base de dados de boa qualidade e homogênea. Após uma estudo de geologia regional, a análise do material derivado da perfuração dos poços, como perfis, relatórios, testemunhos, permitiu interpretar o modelo deposicional para o intervalo como estuário preenchendo um vale inciso, conhecimento imprescindível para o julgamento do resultado final da caracterização. Seguiu-se uma extração das principais propriedades geológicas em questão através de cálculos de perfis. O tratamento geofísico envolveu uma modelagem lD dos parâmetros acústicos dos poços e uma Inversão Sismoestratigráfica 2D com Modelo de Impedâncias Acústicas a priori, a qual aumentou significativamente o conteúdo de freqüências do dado original. Após a interpretação dos dados invertidos, atributos sísmicos foram extraídos das linhas 2D. Uma estatística multivariada foi conduzida de forma a estabelecer as correlações entre os atributos sísmicos e as propriedades geológicas a serem consideradas. Em função da sísmica ser 2D, foi efetuada uma Krigagem Ordinária prévia dos atributos sísmicos. Através da Krigagem com Deriva Externa, foram obtidas imagens das propriedades geológicas com auxílio da variável sísmica. As imagens das propriedades geológicas guardam uma semelhança entre si e são coerentes com o modelo deposicional proposto / Abstract: The purpose of this work is to estimate thin reservoir properties even without counting on a good quality and a homogeneous database. Following a regional geological setting, well data such as logs, reports, cores, has led to an interpretation of the depositional model in which the sandstone interval is inserted as an estuary filling an incised valley system. This knowledge is essential to provide elements for a final work judgement. The main geological properties were then extracted ftom logs. The geophysical approach has counted on a lD modeling of the main well acoustic parameters and a 2D Seismostratigraphic lnversion with a priori acoustic impedance, which was able to enhance the ftequency content of the original data. After the interpretation of the inverted data, seismic attributes were then extracted. A multivariate statistics was performed in order to establish which correlations between geological and seismic attributes would be carried forward. An Ordinary Kriging was applied to the 2D seismic attributes. The External Drift Kriging was used to derive maps of the geological properties with the constraint of seismic variables. The final geological properties maps are similar in shape and coherent with the depositional model proposed. / Mestrado / Mestr em Ciencias e Engenharia de Petroleo

Submitted by Souza Tanajura Augusto (cast@ufba.br) on 2012-12-17T17:34:40Z No. of bitstreams: 1 Mejia.pdf: 2310534 bytes, checksum: 118c4b3abcadc4bf2b2e0538f362840d (MD5) / Made available in DSpace on 2012-12-17T17:34:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mejia.pdf: 2310534 bytes, checksum: 118c4b3abcadc4bf2b2e0538f362840d (MD5) / Laboratório de Geofísica de Exploração de Petróleo no Centro de Pesquisa em Geofísica e Geologia da UFBA, e o convênio Rede01-Rede de Risco Exploratório, CTPETRO/FINEP/Petrobras / A migração em profundidade baseada nas equações das ondas unidirecionais (OWWE - de suas iniciais em inglês) é utilizada com sucesso no imageamento de estruturas complexas, associadas com corpos de sal, com um custo computacional muito menor que a migração reversa no tempo (RTM - de suas iniciais em inglês). No entanto, pode-se mostrar de diferentes formas que as equações de ondas unidirecionais não são equivalentes à equação de onda acústica o que produz erros de fase e de amplitude nos campos de onda unidirecionais em relação aos campos de onda completa, embora o comportamento cinemático do campo de onda seja correto. Os erros de amplitude nos campos de onda unidirecionais estão relacionados ao fato que as equações de ondas unidirecionais não obedecem aos princípios de reciprocidade e conservação da energia, duas propriedades fundamentais satisfeitas pela equação acústica da onda. As informações dinâmicas do campo de onda, isto é, informações de fase e de amplitude são necessárias quando, além da posição do refletor, se está interessado em realizar estudos, tais como AVA (variação de amplitude versus ângulo) após a migração. Uma abordagem utilizada para melhorar o comportamento dinâmico das equações consiste em fazer modificações nos operadores OWWE através da introdução de um termo extra que tem dependência explícita da derivada vertical da velocidade vz(x; y; z), assim como a modificação do operador Laplaciano transversal, que inclui termos com dependência explícita das derivadas laterais da velocidade (vx(x; y; z); vy(x; y; z)), passando esse novo conjunto de equações a ser chamado de equações de ondas unidirecionais com amplitude verdadeira (TA-OWWE). Num campo de velocidades que varia suavemente com a profundidade, v = v(z), as equações de ondas unidirecionais com amplitude verdadeira proporcionam as mesmas amplitudes que a equação da onda acústica, como pode ser demostrado através da aproximação WKBJ. Os termos de correção das amplitudes podem ser aplicados no domínio número de onda global. Nesta tese é apresentada uma análise das equações de ondas unidirecionais com amplitude verdadeira, uma descrição em detalhe dos novos termos nos operadores que garantem sua equivalência, numa aproximação assintótica, com a equação de onda completa. Em seguida, descreve-se como os algoritmos de migração convencionais no domínio misto, tais como deslocamento de fase mais interpolação (PSPI), deslocamento de fase em duas etapas (SS) e Fourier diferenças finitas (FFD), devem ser ajustados para incluir correções de fase e amplitude, de acordo com as novas equações unidirecionais com amplitude verdadeira para meios completamente heterogêneo, onde o campo de velocidades tem variação lateral, além de vertical. Também experimentos numéricos em dados sintéticos de tiro comum 2D são apresentados, bem como as comparações das amplitudes recuperadas sobre os refletores, usando-se os esquemas de migração convencional e os esquemas com correções de amplitude propostos. / Pós Graduação em Geofísica da UFBA

Orientadores: Ivan de Araujo Simões Filho e Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-22T09:03:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Castro_JonasQueirozde_M.pdf: 6999313 bytes, checksum: 801e44abe5b7e8e81b7b73ba5bd4815c (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A integração dos atributos sísmicos à descrição dos reservatórios de hidro-carbonetos é fundamental para uma melhor caracterização das heterogeneidades existentes. Neste estudo são avaliadas as relações entre diversos atributos sísmicos e propriedades pe-trofísicas de um reservatório siliciclástico.O reservatório avaliado é formado por arenitos turbidíticos intercalados com ca-madas de folhelhos, margas e calcilutitos, sendo que a presença de níveis intensamente ci-mentados constitui-se na principal heterogeneidade presente. Utilizando modelos cujas velocidades foram obtidas a partir das informações dos poços e análises petrofísicas, foram calculados 10 atributos sísmicos a partir. dos sismogramas sintéticos, que apresentaram boa correlação com as espessuras de rocha não-reservatório e de rocha reservatório dos modelos. A partir de dados sísmicos reais foram calculados 17 atributos sísmicos, 5 dos quais (amplitude absoluta média, envelope das amplitudes, média do envelope das ampli-tude, média do valor absoluto das calhas de amplitude, valor máximo de calha de amplitude) se correlacionaram com a espessura de rocha não-reservatório, e apenas um (half-energy time) com a espessura de rocha reservatório, obtidas nos poços existentes. Através da krigagem com deriva externa foram estimados os valores da espessura de rocha reservatório e de rocha não-reservatório utilizando as relações obtidas com 6 atri-butos sísmicos reais. As incertezas associadas às estimativas foram quantificadas através da simulação estocástica condicional, o que permitiu a geração de mapas de risco. Estes mapas possibilitaram uma melhor compreensão da distribuição espacial das camadas de rocha reservatório e não-reservatório / Abstract: The integration of seismic attributes to the reservoir characterization can sig-nificant1y improve the spatial description of reservoir heterogeneties. This work aims at the investigations of the relationships among seismic attributes and petrophysical properties of a siliciclastic reservoir. The studied reservoir has a turbidict nature, with an alternance of sandstone and non-reservoir facies. The main heterogeneity consists of strongly cemented layers inside the sandstones. Using velocity models based on log data together with petrophysical analysis, ten seismic attributes were computed from synthetic seismograms. These attributes showed good statistical relationships with non-reservoir and reservoir facies thickness. Seventeen seismic attributes were computed from real seismic data, and tive of them (average absolute amplitude; reflection strength, average reflection strength, maximum trough amplitude; average absolute trough) showed a good correlation with the non-reservoir facies thickness, while only one (half-energy time) correlated well with reservoir facies thick-ness. These attributes were used to constrain reservoir properties estimates through kriging with external drift. Stochastic simulation was then applied to quantify the estima-tion uncertainities. The generated risk maps enabled a more accurate understanding of the non-reservoir and reservoir facies spatial distribution / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores: Ivan de Araujo Simões Filho, Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-23T16:48:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rosseto_JoaoAdolfo_M.pdf: 5820490 bytes, checksum: 41a272def71b85da6a9299e627dd4557 (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: Reservatório de hidrocarbonetos foi caracterizado com a integração de informações geológicas provenientes de dados de poços (perfis e testemunhos) e sísmicos de levantamento 3D. A integração foi realizada utilizando ferramentas geoestatísticas (krigagem com deriva externa, col/ocated cokrigillg e simulação estocástica). O reservatório é composto por uma altemância de arenitos e rochas não reservatório de origem turbidítica. Cimentação calcítica constitui a principal heterogeneidade dentro dos arenitos. Relação linear entre espessura acumulada de fácies não reservatório (he), situada abaixo do limite de resolução sísmica e amplitude negativa média observada em dados reais e validada por modelagem foi utilizada para obter mapas de he empregando o referido atributo sísmico como variável secundária nos algoritmos geoestatísticos. O mapeamento de he e o cálculo de seu volume foi realizado a partir da extração da amplitude negativa média de diferentes interpretações do dado sísmico e de três dados, processados distintamente sobre um mesmo levantamento sísmico. As imagens e volumes calculados foram comparados com o objetivo de analisar como o processamento dos dados sísmicos e sua interpretação afetam este aspecto da caracterização do reservatório. As maiores diferenças nos mapas de he ocorreram com as imagens derivadas dos diferentes processamentos. Eles mostraram -diferenças superiores a 20% em tomo da metade da área mapeada. Os valores dos volumes calculados chegaram a diferir em até 15,9%. Mapa de espessura de rocha reservatório (hr) e mapa de qualidade, definido como a razão entre ~ e he, foram confeccionados a partir do mapa de espessura acumulada de rocha não reservatório gerado com a utilização dos dados do processamento mais recente / Abstract: A petroleum reservo ir was characterized through integration of geologic information obtained from the well and 3D seismic data. The integration was accomplished by using geoestatistical tools (kriging with extemal drift, collocated cokriging and stochastic simulation). The reservoir is composed by an altemance of turbiditic sandstone and non-reservoir facies. The main heterogeneity are cemented layers inside of the sandstone. A linear relation was found between accumulated non-reservoir facies thickness (he) situated below the seismic resolution limit and average trough amplitude observed in field data and validated by modeling, was used to obtain maps of he using this seismic attribute as secondary variable in the geoestatistical algorithms. The mapping of the he and the computation of non-reservoir volume were made using the average trough amplitude of different interpretations of the seismic data and three differently processed data from the same 3D-survey. The images and computed volumes were compared with the goal of analyzing how the seismic data processing and interpretation affect this aspect of reservo ir characterization. The bigger differences in the hc maps of the hc occurred with the images derived from the different processings. They showed differences of over 20% in about half of the area. The computed volumes showed differences ofup to 15,9%. Reservoir facies thickness (h,.) and quality maps, defined as the ratio between h,. e hc, were obtained from the non-reservoir facies accumulated thickness map generated from the last seismic processing / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores : Martin Tygel, Lucio Tunes dos Santos / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-28T19:23:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Moraes_JoseAcurcioCanariode_M.pdf: 2094077 bytes, checksum: 42ed3262f50b0696078e81aaa8a39276 (MD5) Previous issue date: 2000 / Mestrado

Orientadores: Martin Tygel, Eduardo Filpo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-03T23:41:02Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Gamboa_Fernando_M.pdf: 7209993 bytes, checksum: da9b086f73a614192e77a511fe4d3dcc (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Aplicado a dados de multicobertura, o método da Superfície Comum de Reflexão (CRS) obtém, além de uma seção empilhada mais limpa e bem definida, uma série de parâmetros ou atributos da equação do tempo de trânsito definidos em cada ponto da seção de afastamento nulo. Os parâmetros da equação do tempo de trânsito proporcionam informação útil para uma variedade de processos sísmicos. Aqui, investigamos o papel dos atributos CRS na importante tarefa de identificar e atenuar reflexões múltiplas. Consideramos a situação 2D na qual o método CRS fornece três parâmetros, a saber, o ângulo de emergência do raio normal e os raios de curvatura das frentes de ondas associadas a duas ondas fictícias, denominadas onda N e onda NIP. Essas abreviações significam onda normal (N) e onda de ponto de incidência normal (NIP). Nesta dissertação apresentamos e discutimos um algoritmo desenvolvido para identificar os atributos CRS de reflexões múltiplas e, num próximo estágio, atenuar ou eliminar a energia, não desejada, deste tipo de evento. Os atributos CRS das múltiplas são obtidos, segundo relações encontradas, a partir dos correspondentes atributos das primárias. Primeiros experimentos mostram que estes algoritmos têm potencial favorável de substituir consagrados métodos de supressão / Abstract: Applied to multicoverage data, the Common-Reflection-Surface (CRS) method obtains, besides a c1ear and well-defined stacked section, also a number of traveltime attributes defined at each point of that zero-offset (stacked) section. The CRS traveltime parameters provide useful information for a variety of seismic processing purposes. Here we investigate the role of CRS attributes in the important task of multiple identification and attenuation. We consider the 2D situation in which the CRS method produces three parameters associated to the propagation of the wave front, namely, the angle of emergency of the normal ray and radii of curvature of the so-called N and NIP wavefronts. The abbreviations N and NIP stand for normal and normal-incident-point waves, respectively. We propose and discuss simple algorithms designed to identify the CRS attributes of the multiple reflections and, as a next stage, to attenuate or eliminate the energy of this type of un desirable evento The CRS attributes of the multiple are obtained, according to relations found, from the corresponding attributes of primary events. First experiments show that the these algorithms have the potential of favorably replace well-established multiple suppression methods / Mestrado / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores : Martin Tygel, Eduardo Filpo Ferreira da Silva / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-31T20:16:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Araujo_SergiodaSilva_M.pdf: 22883971 bytes, checksum: 8ca7e7ae6360e0ebb63a6b326e11e5d3 (MD5) Previous issue date: 2000 / Mestrado

Orientadores: Rodrigo de Souza Portugal, Joerg Dietrich Wilhelm Schleicher / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T09:49:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Macedo_DanielLeal_M.pdf: 11199190 bytes, checksum: 0181757bd2152db64675ab8474ef533b (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Técnicas que usam dados sísmicos organizados em famílias de ponto médio comum (CMP), como correção de sobretempo normal (NMO), empilhamento e análise de velocidade, estão no núcleo do processamento sísmico. Elas são combinações de procedimentos que se baseiam na física, processamento de sinais e leis básicas da estatística. Em geral, todas elas presupõem a existência de um modelo de velocidades do qual derivam-se expressões para o tempo de trânsito e esquemas numéricos para alcançar seus objetivos. Como exemplo, tem-se espectros de velocidade, os quais são tradicionalmente construídos somando-se as amplitudes - empilhando-se - ao longo de hipérboles parametrizadas pelo tempo de afastamento nulo e velocidade sísmica. Neste trabalho foi mostrado que os mesmos espectros obtidos pelo processo convencional, ou seja, de empilhamento, podem ser construídos por aquele de espalhamento. Além disso, modificando-se ligeiramente o processo de espalhamento, outros tipos de espectros de velocidade podem ser obtidos. Nos experimentos numéricos realizados, alguns desses espectros de velocidade alternativos apresentaram picos de velocidade mais destacados / Abstract: Techniques that use seismic data sorted in Common Mid-Point (CMP) gathers, such as normal moveout (NMO) correction, stacking and velocity analysis are at the core of seismic processing. They are a combination of procedures that rely on physics, signal processing and the basic laws of statistics. In general, they all use an underlying velocity model, which gives a traveltime expression, and numerical schemes to acomplish their goals. For instance, velocity spectra are traditionally constructed by summing up - stacking - amplitudes along auxiliary hyperbolae, which are parameterized by zero-offset time and seismic velocity. In this work, we demonstrate that the same velocity spectra obtained by the conventional stacking procedure can be constructed by the smearing one. Moreover, by slightly modifying the smearing process, other types of velocity spectra can be obtained. In our numerical experiments, some of these alternative velocity spectra showed more distinctive velocity peaks / Mestrado / Geologia e Recursos Naturais / Mestre em Geociências

Orientador: Rodrigo de Souza Portugal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-16T15:44:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cypriano_LuisFernandoKatsudaIto_M.pdf: 3729581 bytes, checksum: 3c24bb11c96e5ce9e394fb618e43ea9c (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: A maioria dos métodos de imageamento de subsuperfície aplicados em projetos de Exploração e Produção (E&P) de hidrocarbonetos assume o meio elástico isotrópico (ISO). Os meios isotrópicos, em contrapartida aos modelos anisotrópicos, são aqueles cujas velocidades das ondas sísmicas não dependem da direção de propagação. Entretanto, muitas rochas obtidas de testemunhos apresentam anisotropia. Logo, é natural que estudos dos meios anisotrópicos sejam feitos com o intuito de aumentar a precisão do imageamento sísmico. As anisotropias são classificadas de acordo com as simetrias apresentadas. As simetrias mais comuns em exploração de hidrocarbonetos são as simetrias transversalmente isotrópicas (TI) e ortorrômbicas (ORT). Quando uma onda impinge uma interface são geradas ondas refletidas e transmitidas. A razão entre as amplitudes dos vetores de deslocamento da onda incidente em relação às ondas geradas são os coeficientes de reflexão/ transmissão (R/T) de deslocamento. Os coeficientes R/T podem ser expressos explicitamente por fórmulas apenas em casos de alta simetria, por exemplo, isotrópica. Caso contrário os coeficientes R/T devem ser obtidos de um sistema de equações algébricas lineares obtidas das condições de contorno na interface. Neste trabalho desenvolvemos um código para calcular os coeficientes de reflexão e transmissão (R/T) para interfaces entre meios anisotrópicos. Dois critérios para a distinção das ondas geradas na interface são adotados em adição ao critério convencional da literatura. As simetrias utilizadas para os testes sintéticos foram as simetrias ISO, TI e ORT. O testes exemplificam algumas características básicas dos coeficientes R/T, como equivalência entre interfaces e simetrias inclinadas e a reciprocidade dos coeficientes normalizados pela energia / Abstract: The great majority of the methods for imaging subsurface invested in hydrocarbons Exploration and Production (E&P) assumes isotropic elastic medium (ISO). The isotropic models are those which velocities of seismic waves do not depend on the direction of propagation. However many core rocks exhibit anisotropy. Thus, the assumption of anisotropic media is natural in order to increase the accuracy of seismic imaging. The anisotropies are classified according to their symmetries. The most common symmetries in hydrocarbon E&P are the transversely isotropic (TI) and orthorhombic (ORT) symmetries. When a seismic wave impinges at an interface between two media, it generates reflected and transmitted waves. The ratio between the amplitudes of displacement vectors of the incident and the generated waves are the displacement reflection/transmission (R/T) coefficients. The R/T coefficients can be expressed by explicit formulas in cases of higher symmetries, e.g. isotropy. Otherwise they are obtained numerically from a system of inhomogeneous linear algebraic equations derived from the boundary conditions in the interface. We develop a code to evaluate the R/T coefficients interfaces between two anisotropic media. We adopt two criteria in addition to the conventional one for distinguishing the generated waves. The symmetries used for the synthetic tests were symmetries ISO, TI and ORT. The tests illustrate some basic characteristics of the R/T coefficients, as equivalence between tilted symmetries and interfaces, and the reciprocal of the energy normalized R/T coefficients / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo