Orientador: Ivan de Araujo Simões Filho / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-25T01:03:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Tinen_JulioSetsuo_M.pdf: 3410004 bytes, checksum: 2e7ab456535fba4a49c8514ab23b0a7e (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: Neste trabalho é apresentado um método para a modelagem direta exata e inversão dos coeficientes de reflexão de ondas planas incidentes em uma interface plana separando dois meios com pelo menos um plano de simetria paralelo à interface, com simetria monoclínica ou superior. Para ilustrar o procedimento, são calculados os coeficientes de reflexão das ondas qP na interface separando um meio isotrópico, representando a rocha selante, de um meio anisotrópico, representado a rocha reservatório com fraturas alinhadas verticalmente. A modelagem direta dos coeficientes de reflexão qP para todos os possíveis azimutes e ângulos de incidência sugere que a variação da amplitude com o afastamento (AVO), combinados com a variação da amplitude com o azimute (A V A), podem fornecer informações sobre a densidade de fraturamento e a orientação das fraturas. Na segunda parte do trabalho, é usada uma técnica de otimização global (algoritmo genético) para inverter os dados de AVO sintéticos. Chegou-se a conclusão que a configuração mínima dos planos de aquisição é de três azimutes e a distância mínima do afastamento mais longo necessária para a inversão dos dados A VOI A V A é de 45 graus. O espaço de modelos consiste nos valores da densidade e dos cinco parâmetros elásticos de um meio transversalmente isotrópico com eixo de simetria horizontal, representando a rocha reservatório fraturada. Os parâmetros da rocha fraturada são obtidos usando dados reais de um reservatório de óleo. Não há informação a priori sobre os valores dos parâmetros do espaço dos modelos, exceto sobre os valores mínimos e máximos das velocidades das ondas elásticas na crosta terrestre e restrições inerentes à estabilidade elástica das ondas sísmicas em meios sólidos. Meios com anisotropia suave são assumidos, isto é, as ondas S são mais lentas que as ondas compressionais para qualquer direção e não ocorre nenhuma polarização anômala, nem triplicação. Após a inversão dos parâmetros do espaço de modelos, são obtidas a estatística dos trinta melhores modelos e a Função de Verosimilhança que indicam a qualidade problema de inversão de dados A VOI A V A / Abstract: We present a method for the exact modeling and inversion of multi-azimutal qP-wave reflection coefficients at an interface separating two anisotropic media with at least one of its planes of symmetry paralIel to the interface, Le., monoclinic or higher symmetries. To illustrate the procedure, we compute qP-wave reflection coefficients at an interface separating an isotropic medium (representing a seal rock) from an anisotropic medium (representing a reservoir rock with vertical aligned fractures). Forward modeling of the qP reflection coefficients for alI possible azimuths and angles of incidence suggests that amplitude versus offset (AVO) effects, combined with amplitude versus azimuth (A V A) effects, can be indicate of fracture density orientation. Particularly, the difference in the offset ofthe critical angles arrivals for different azimuths is proportional to the fracture density: the higher the fracture density, the larger the difference. We also use a global optimization technique (genetic algorithm) to the invert wideangle (up to 45 degrees of incidence) AVO synthetic data, for three azimuths of the plane of the data acquisition. We found that configuration is the minimum number of acquisition planes and the minimum distance of the far offset needed to invert A VOI A V A data is forty-five degrees. The model space consists of the mass density and five elastic parameters of a transversely isotropic medium with a horizontal symmetry axis, which represents the fractured reservo ir rock. The parameters of the fractured rock are computed using real data from a oil reservoir. There are no prior information on the values of the model space parameters, except for reasonable value of wave velocities in crostal rocks and constraints of elastic stability of solid media. Mild anisotropy is also assumed, i.e., shear waves are slower than compressional waves for any direction of propagation and neither anomalous polarizations nor triplications occur. After inversion of the model space parameters, we compute statistics of the thirty better models and likelihood functions, which indicate the quality of the A VOI A V A inverse problem / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

Orientador: Ivan de Araujo Simões Filho / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T05:32:50Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Abreu_CarlosEduardoBorgesdeSalles_M.pdf: 3212717 bytes, checksum: 2cad32beb8914cb4cec71769c29fb14b (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: A presença de fraturas em reservatórios portadores de petróleo impõe ao meio um sistema adicional de poros idade, conduzindo assim a uma anisotropia de permeabilidade. A descrição deste sistema de fraturas, a partir da determinação de suas direções preferenciais e de sua densidade, é de fundamental importância para o desenvolvimento e para a gerência da lavra de petróleo, principalmente para o posicionamento de poços horizontais. Na presente tese, buscou-se avaliar sob que condições de aquisição, considerando-se uma geometria de Perfil Sísmico Vertical, pode-se garantir a obtenção de dados sísmicos que permitam inferir as direções preferenciais de fraturamento a partir dos dados de polarização de ondas quase-cisalhantes qS 1 e qS2. Para tanto, considerou-se um modelo geológico composto por quatro camadas plano-horizontais, onde somente o meio fraturado foi assumido anisotrópico. Os dados utilizados na modelagem sísmica referem-se a um reservatório carbonático fraturado situado no Campo de Enchova, Bacia de Campos, e incluem, entre outras, informações de perfis de poços, análises de velocidade, e dados petrofisicos de laboratório. A determinação dos parâmetros elásticos do meio equivalente anisotrópico ao reservatório fraturado foi conduzida utilizando-se a abordagem proposta por Hudson (1980, 1981), que considera fraturas planas, circulares, alinhadas ou aleatoriamente dispersas, com baixas densidade de fraturamento e razão de aspecto. Tal abordagem permite avaliar as respostas da propagação de ondas em um meio isotrópico heterogêneo, substituindo-o por um ànisotrópico homogêneo, reduzindo assim as complexidades associadas à propagação em meios heterogêneos. A modelagem sísmica foi conduzida utilizando-se o programa ANRAY89 (Gajewski & Pseník, 1989), e permitiu determinar, além da geometria de aquisição que fornecesse a máxima conversão da onda P em onda S, as direções principais de fraturamento do meio reservatório modelado. Com base nestas informações, é possível afirmar que a análise de dados de polarização pode ser inconclusiva caso somente dois perfis sísmicos com azimutes fonte-receptor ortogonais sejam utilizados, sendo necessária a avaliação de, no mínimo, três azimutes fonte-receptor. Observou-se ainda a maior sensibilidade dos dados de polarização às variações impostas à densidade de fraturamento quando comparada com as variações de razão de aspecto / Abstract: Fractured reservoirs commonly present a dual porosity system, which combined, usually lead to penneability anisotropy. An optimum development project, based on the best location of producing and injector wells and on the correct orientation of horizontal drilling, depends, therefore, on the detailed knowledge of fracture orientation and density. The main task of this thesis was to evaluate the conditions under which the seismic data, considering a VSP acquisition geometry, could be used to infer the fracture main direction, using polarization analysis from qS 1 and qS2 waves. A four-Iayer plane-horizontal geological model was considered, one ofwhich anisotropic; representing the fractured reservoir. The data under consideration refers to a fractured limestone reservo ir from the Enchova Field, Campos Basin, and includes well logs, velocity analysis functions and petrophysical data, among others. The Hudson's equivalent media approach (198O, 1981) was used to compute the reservoir elastic parameters. Lt considers flat, circular, aligned or randomly oriented fracture system, with low fracture density and aspect ratio. This approach enables the study of the wave propagation response in a inhomogeneous isotropic media, which is replaced by a homogeneous anisotropic one, reducing the mathematical complexities related to wave propagation in heterogeneous media. The seismic modeling, using ANRA Y89 (Gajewski & Psenk, 1989) ray-tracing code, revealed the optimum acquisition configuration that enables the maximum P to S conversion, and also the reservo ir main fracture direction by means of quasi-shear waves polarization diagrams analysis. Based on this information, it is possible to state that, considering only two orthogonal seismic profiles, the results obtained may be non-conclusive, being necessary to evaluate at least three distinct source-receiver azimuths to ensure that fracture main direction can be obtained. Another issue is the greater sensitivity of polarization data on fracture density variations when compared to aspect ratio variations / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Ricardo Caetano Azevedo Biloti / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-25T17:36:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pereira_AntonioJoseOrtolan_M.pdf: 8216164 bytes, checksum: 4d5f0b8002b7501bdb1134a354a50405 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O foco deste trabalho é a análise da viabilidade da aplicação da interferometria sísmica na interpolação de traços. Tais traços foram usados no preenchimento de falhas na cobertura sísmica devido à presença de obstruções durante campanhas de aquisição sísmica marítima. O tema proposto é particularmente relevante pois a falta de cobertura sísmica degrada consideravelmente a qualidade das seções e cubos sísmicos, com um impacto negativo para a sísmica como insumo para a atividade de exploração de petróleo. Para o estudo do significado físico dos fenômenos interferométricos foi aplicado o método da fase estacionária em um refletor plano e inclinado, que pode ser tomado como um análogo do fundo do mar na região da quebra do talude continental. Posteriormente utilizamos a interferometria sísmica para interpolação de traços sísmicos em um conjunto de dados sintéticos. Os resultados mostraram que a interpolação interferométrica tem um bom potencial para criação dos traços virtuais com um baixo custo computacional / Abstract: The scope of this work was the analysis of feasibility of the Seismic Interferometry application in trace interpolation. These traces can be used to fill coverage gaps in seismic surveys. In general these gaps are created by the obstruction of seismic vessel tracks, due to the presence of platforms, vessels and other facilities in offshore oil fields. The trace interpolation is a particularly important step in seismic processing in order to avoid losses of quality in seismic sections, which impacts negatively the value of Seismic information in Exploration. One of the most promising use of this technique is the ability to create new positions of sources and receivers by cross correlating the seismic wavefield recorded. To understand the physical meaning of Seismic Interferometry we studied one of its fundamental equations by means of the Stationary Phase method, in a very simple geometry: a flat dip reflector. After this we applied the interferometric equation of correlation type to create new virtual traces (interferometric traces) using a synthetic dataset. The results showed the good potential of interferometric interpolation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Ricardo Caetano Azevedo Biloti / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T09:02:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Morelatto_Rodrigo_M.pdf: 18147217 bytes, checksum: d648f520871bb48eaa46073833fe5fbf (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O tensor estrutural é uma ferramenta muito versátil, e pode ser utilizado para detectar bordas, estimar coerência e inclinações locais. Neste trabalho, o tensor estrutural é empregado para estimar inclinações locais em dados sísmicos. As inclinações estimadas com essa ferramenta são comparadas com as inclinações obtidas com duas implementações diferentes de destruidores de onda plana. Esses três métodos são testados contra diferentes conjuntos de dados, quatro sintéticos e um real. As inclinações estimadas com o tensor estrutural foram robustas e precisas o suficiente para aplicações práticas, comparáveis às inclinações obtidas com os destruidores de onda plana. Por fim, é apresentada uma aplicação prática para as inclinações estimadas com o tensor. Essas inclinações são empregadas para filtrar dados sísmicos ao longo dos eventos, utilizando dois métodos diferentes: filtragem adaptativa e o filtro preditor de estruturas. Esse tipo de filtragem é especialmente útil para interpretação, pois os dados são filtrados ao longo dos eventos, reduzindo a perda de informação e atenuando o ruído / Abstract: The structure tensor is a very versatile tool, which can be used to detect edges, estimate coherency and local slopes. In this work we employ the structure tensor to estimate local slopes. We compare the slopes obtained with this tool with the slopes obtained by two different implementations of plane-wave destruction filters. Those three methods were tested against different datasets, four synthetic and one real. The slopes detected through the structure tensor were reliable and comparable to the ones obtained with plane-wave destruction filters. Finally, we present an application for the slopes detected by the structure tensor. We show how to employ them to filter seismic data along structures using two different methods: adaptive filtering and structure prediction filtering. This kind of filtering is useful for interpretation, because it filters the data along the seismic events, reducing the loss of information and noise at the same time / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Francisco José Fonseca Ferreira / Co-orientadores: Alberto Pio Fiori, André Virmond Lima Bittencourt / Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná / Resumo: O presente trabalho mostra a necessidade de incorporar ao planejamento dos programas sísmicos 2D e 3D estudos de riscos ambientais relativos à indução de movimentos de massa, escorregamentos, aceleração da erosão e seus subseqüentes assoreamentos. Aborda diretamente o tema através de levantamento de campo, análises e retro-análises, confecção de mapas a partir de técnicas atuais ao tempo que utiliza dados das próprias equipes sísmicas, tendo como base uma área situada no centro-sul do estado do Paraná, município de Pinhão, com ocorrências de rochas vulcânicas básicas e intermediárias a ácidas pertencentes à Formação Serra Geral. Os resultados mostraram que as atividades das equipes sísmicas, especialmente as detonações, podem promover, incrementar ou alterar o nível de suscetibilidade do meio físico aos riscos citados. As principais áreas de risco às atividades das equipes sísmicas são indicadas na Carta de Suscetibilidade à Erosão e Movimentos de Massa, as quais se relacionam aos seguintes fenômenos: erosão e ruptura de blocos de rochas em áreas de solos litólicos e cambissolos; erosão por ravinamento; escorregamento de taludes em solos mais desenvolvidos, onde houve retirada da cobertura vegetal em declividades maiores que 20%, predominantes em basaltos; escorregamento de taludes nas áreas de colúvios; erosão/voçorocamento em áreas onde houve desmatamento, atividade antrópica concentrada e elevação do nível de base local, entre outros. Finalmente, são propostas medidas preventivas para os eventos cadastrados, como: distância de segurança do ponto de detonação ao local das ocorrências em função das cargas; períodos do ano mais adequados para a execução de programas sísmicos em áreas suscetíveis em função das precipitações, entre outros. / Abstract: The current research shows the need to incorporate in the management of seismic programs (2D and 3D) studies of environmental risks relative to landslides induction, erosion acceleration and their further sedimentation (assoreamento). The topic is directly treated through field work, analysis and back-analysis, and map confections according to modern techniques. The data has been acquired from seismic companies, and the field area is located at south-center of the Paraná state, Pinhão county, in basic to acid volcanic rocks of the Serra Geral formation. The results show that the company seismic activities, specially blasting, could promote, increment and alter the risk susceptibility level of the environment. The main areas for company seismic activity risks are presented in the susceptibility map of erosion and landslides, which are related to the following phenomenas: (a) erosion and failure of rock blocks in litólico and cambissolo soil areas; (b) erosion through ravinamento, mass wasting in well developed soils, where the vegetation was removed with declivity more than 20% mainly in basalts; (c) mass wasting in colluvial areas; (d) erosionIvoçorocamento in deforest areas, concentrated human activities, elevation of the local base level; and others. Finally, preventive actions for the studied events as: safety distance of the blasting point to the place of the events as a function of the charges, ideal periods of the year for the execution programs in susceptible areas as function of precipitation between others.

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T23:27:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Souza_RafaelMedeirosde_M.pdf: 12544093 bytes, checksum: f23d4c568ee228b9eaa01043ebaf8b21 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: A utilização de dados de produção para o aumento da confiabilidade das previsões de produção de um campo apresenta limitações, principalmente no início do seu desenvolvimento, quando há menos dados observados e as incertezas sãomaiores. Uma alternativa para a melhora da qualidade do modelo é a utilização de mapas de saturação e pressão obtidos a partir da sísmica 4D. A incorporação destas informações ainda é pouco explorada em estudos de engenharia de reservatórios e possui grande potencial para diminuição das incertezas causadas pela falta de informação e complexidade de um campo de petróleo. Trabalhos recentes indicam que a forma ideal de se utilizar esta informação na calibração de modelos numéricos de reservatórios é convertê-la em saturação e pressão. Assim, o objetivo deste estudo é avaliar a obtenção, a partir de dados da sísmica 4D, das distribuições de saturação e pressão ao longo de reservatórios de petróleo. A metodologia proposta envolve a definição de dois métodos. No Método 1, a saturação é obtida implicitamente, por meio de um processo de inversão vinculado a dados de engenharia de reservatórios e a pressão é explicitamente obtida com a aplicação deste mapa de saturação em um processo de ajuste de histórico integrado (SOUZA et al., 2010). Este método foi aplicado em um modelo five-spot com duas falhas geológicas e um canal de alta permeabilidade. Os mapas de saturação e pressão obtidos indicam claramente as estruturas do reservatório que definem as tendências de fluxo de fluídos. Estes resultados indicam que o método iterativo mostrou-se eficaz em face às dificuldades de se modelar o comportamento da resposta acústica do reservatório. Além disso, destaca-se o uso de informações da simulação de reservatórios, como ajuste das vazões de líquidos e a abordagem iterativa entre a inversão e o processo de ajuste com o intuito de desacoplar as contribuições da saturação e pressão na composição da resposta acústica do reservatório. No Método 2, mapas de saturação e pressão são obtidos simultaneamente por meio do processo de inversão vinculado a dados de engenharia. Este método foi aplicado em um modelo do Campo de Namorado modificado. Este método permitiu a obtenção dos mapas de saturação e pressão simultaneamente e através deles foi possível identificar as principais estruturas que podem definir as tendências de fluxo no reservatório, como as falhas geológicas e canais de alta permeabilidade presentes. Dentre as principais contribuições deste estudo estão à definição de uma metodologia capaz de estimar saturação e pressão a partir de atributos sísmicos, o desenvolvimento de vínculos, baseados na engenharia de petróleo, aplicados ao processo global / Abstract: The use of production data for increasing the reliability of production forecasts of a field is limited, especially in early development, when there are fewer observed data and the uncertainties are greater. An alternative to improve the quality of the model is the use of saturation and pressure maps obtained from time-lapse seismic. The incorporation of this information is not explored in reservoir engineering studies and hás great potential for reducing uncertainties caused by lack of information and complexity of oil fields. Recent work indicates that the best way to use this information to calibrate numerical models of reservoirs is to convert it to saturation and pressure. Thus, the objective of this study is to obtain, from time-lapse seismic data, the distributions of saturation and pressure over oil reservoirs. The presented methodology consists of the definition of two methods. In Method 1, the saturation is implicitly obtained through an inversion process constrained by reservoir engineering data. Thus, the pressure is explicitly obtained with the application of map saturation in the history matching process (SOUZA et al., 2010). This method was applied to a five-spot model with two faults and a high permeability channel. The saturation and pressure maps obtained clearly indicate the reservoir structures that define fluid flow trends in the reservoir. These results indicate that the iterative method was effective to overcome pressure modeling difficulties in the reservoir acoustic response. Furthermore, it's highlighted the use of reservoir simulation information, such as the well liquid rate matching and the iterative approach between the inversion and matching process in order to decouple the contributions of saturation and pressure in the reservoir acoustic response composition. In Method 2, the saturation and pressure maps are obtained simultaneously through the inversion process constrained by engineering data. This method was applied to a modified model of the "Namorado Field" (Campos Basin, Brazil), that hás geological faults and high permeability channels. It was also necessary to apply na empirical modeling of the rock bulk modules as pressure functions (EMERICK, 2007). This improved the reservoir acoustic sensitivity and allowed, together with the engineering data constraints, obtain these maps. It was possible to identify the main structures that can set fluid flow trends in the reservoir.As major contributions of this study are the developments of a methodology able to provide saturation and pressure trends regarding time-lapse data and engineering data constraints to the overall process / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Emilson Pereira Leite, Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-20T11:46:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Acquaviva_LeticiadeAvila_M.pdf: 3409962 bytes, checksum: cb41ac297ccc22f2e5e7c89007df133f (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: Os substratos que constituem um reservatório são identificados com a utilização de dados sísmicos. O processo consiste na determinação de propriedades petrofísicas dos reservatórios. Entretanto, camadas de estruturas subsísmica são mascaradas devido à limitação do dado sísmico convencional. A falha proporcionada por esses dados produz um modelo comprometido para o reservatório. A falta de resolução vertical do dado sísmico pode ser superada através da integração do mesmo com todas as informações disponíveis do reservatório (Sancevero, 2006). A maneira mais efetiva de reunir esses dados encontra-se na geração de modelos de impedância acústica originados do processo de inversão. Como foco principal, foi produzido um algoritmo de inversão sísmica para impedância acústica, manuseado com o software MATLAB. Nesse algoritmo, o dado sísmico foi modelado como sendo a convolução da resposta refletiva do meio com o pulso sísmico sonoro, conhecido como wavelet. A assinatura do pulso sonoro faz com que o dado sísmico seja de banda limitada no domínio da frequência. O método proposto permite acrescentar nos dados sísmicos valores de baixas frequências providos de dados de perfis de poços. Tal método também permite analisar o impacto da extração da wavelet por meio da amarração sísmica-poço, bem como o valor limite de frequências utilizadas do dado de poço. O algoritmo foi aplicado em dados do Campo de Namorado da bacia de Campos, Brasil. Os resultados mostram dados de impedância acústica com banda de frequências mais larga que o dado sísmico e, portanto, imagens com maior resolução e com conteúdo petrofísico do reservatório / Abstract: The substrates that constitute a reservoir are identified using seismic data. The process consists of determining reservoir petrophysical properties. However, sub-seismic layers structures are masked due to the limitation of conventional seismic data. The failure provided by these data produces an erroneous model of reservoir. The lack of vertical resolution of seismic data can be overcome by integrating it with all available information from the reservoir (Sancevero, 2006). The most effective way to gather such data lies in the generation of acoustic impedance models derived from seismic inversion methods. As a main focus an inversion algorithm for seismic acoustic impedance have been produced, handled with MATLAB software. In this algorithm, the seismic data have been modeled as the convolution of the reflective response of the medium with the wavelet noise known as wavelet. The signature of the sound pulse makes the seismic data be a limited bandwidth in the frequency domain. The proposed method allows add low-frequencies data from well logs into seismic data. This method also analyzes the impact of the wavelet extraction through the well-seismic tie, and the limit of frequencies used from well data. The model was applied on data from the Namorado Field of the Campos Basin, Brazil. The results show the acoustic impedance data with a frequencies band wider than the seismic data and, therefore, images with higher resolution and with petrophysical content reservoir / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Célio Maschio / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T20:38:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Davolio_Alessandra_D.pdf: 20299340 bytes, checksum: 39bd0e5f79603d95c1cb4c74b2616103 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O foco deste trabalho é usar dados de engenharia de reservatórios gerados através da simulação de fluxos para melhorar a interpretação quantitativa da sísmica 4D. A ideia é usar os conhecimentos de engenharia para minimizar possíveis informações incorretas geradas pela sísmica 4D, antes de usá-la para atualizar modelos de simulação de reservatórios em um procedimento de ajuste de histórico. Neste trabalho a integração entre estes dois conjuntos de dados é feita no domínio da pressão e saturação. Dessa forma, a primeira parte do trabalho apresenta uma metodologia para estimar variações de pressão e saturação a partir da sísmica 4D através de um procedimento de inversão petro-elástica. Este procedimento pode ser visto como uma ferramenta para aplicar a metodologia de integração da segunda parte, que é uma das principais contribuições deste trabalho. A metodologia de integração usa múltiplos modelos de simulação para restringir a estimativa de pressão e saturação a partir da sísmica 4D. Como resultado, observaram-se mapas menos ruidosos que permitem, portanto, uma melhor interpretação das variações ocorridas no reservatório. Seguindo a sequencia tradicional de trabalho, o mapa de saturação estimado foi então usado como dado de entrada em um processo de ajuste de histórico apresentado na terceira parte da tese. Foi mostrado que o procedimento de ajuste gera melhores resultados quando o dado de entrada, neste caso mapa de saturação, respeita o balanço de massa, o que não acontecia para os dados considerados. Assim, uma metodologia para calibrar o volume de água injetada associado ao mapa de saturação gerado pela sísmica 4D é apresentada na última parte do trabalho, que é outra contribuição importante a se destacar. Para melhor controlar os resultados de todas as metodologias aqui apresentadas foram usados dados sintéticos em todo o trabalho. Embora resultados satisfatórios tenham sido observados para este conjunto de dados, é importante destacar que as principais contribuições deste trabalho não são apenas os resultados observados, mas as metodologias propostas, que apresentam uma perspectiva inovadora para integração entre dados de sísmica 4D e engenharia de reservatórios / Abstract: The focus of this work is to use reservoir engineering data from numerical flow simulation to improve the quantitative interpretation of 4D seismic signals. The idea is to use engineering knowledge to minimize possible incorrect information provided by 4D seismic before using it to update reservoir simulation models in a history matching procedure. In this work the integration between the two dataset is done in the pressure and saturation domain. So, the first part of the work presents a methodology to estimate pressure and saturation changes from 4D seismic through a petro-elastic inversion procedure. This procedure can be seen as a tool to apply the integration methodology of the second part which is one of the main contributions of this work. The integration methodology uses multiple simulation models to constrain the estimation of pressure and saturation from 4D seismic. As a result, less noisy maps were obtained, allowing a better interpretation of the reservoir changes. Following the traditional sequence, the estimated saturation map is then used as input to the history matching process presented in the third part of the work. It was shown that the history matching procedure provides better results if the input data, in this case the saturation map, respects the expected mass balance, which was not the case for the dataset considered. Thus, a methodology to calibrate the volume of injected water associated to the saturation map provided by 4D seismic is presented in the last part of the work, which is another important contribution to be highlighted. To better control the results of all the methodologies here presented, a synthetic dataset was used in the entire work. Although satisfactory results were observed for this dataset, it is important to highlight that the main contributions of this work are not only the results, but the methodologies proposed, that present an innovative perspective for 4D seismic and reservoir engineering data integration / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Emilson Pereira Leite / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T18:29:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cataldo_RafaelAmaral_M.pdf: 3826932 bytes, checksum: 2389a2a5e78d7644118f034812b852e6 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: Esta pesquisa mostra a aplicação do método de inversão simultânea em dados sísmicos pré-empilhamento em um campo de petróleo localizado na Bacia de Campos, Brasil. Este método tem sido utilizado com sucesso em diversos reservatórios areníticos em várias regiões do mundo. O objetivo desta pesquisa foi o de avaliar e estudar a aplicação deste método em rochas carbonáticas albianas da Formação Quissamã. Com base em descobertas em campos próximos, esta Formação tem o potencial de possuir acumulações de hidrocarbonetos que podem ser revelados com o auxílio de modelos de inversão. Curvas de velocidades de ondas P (Vp), S (Vs) e densidade (?) ao longo de sete poços serviram como parâmetros de entrada para a construção de modelos iniciais tridimensionais. Os poços que não continham curvas de Vs e densidade foram calculados através de equações estabelecidas junto a literatura disponível. Assim, foram realizadas análises dos resultados da inversão ao longo dos poços. Com o intuito de criar os modelos iniciais de inversão, foram usados dados de impedâncias das ondas P (Zp), S (Zs) e ? ao longo dos poços. Os modelos tridimensionais finais foram calculados a partir dos desvios das relações lineares entre os logaritmos de Zs e Zp, assim como entre ? e Zp, os quais foram combinados com os modelos iniciais. Foram testados e analisados diversos parâmetros e filtros para a criação dos modelos iniciais e finais. As interpretações dos resultados da inversão foram conduzidas com base nos padrões encontrados em perfis de resistividade, raios gama, densidade, porosidade neutrão e sônico. Estas análises forneceram os critérios para selecionar os melhores modelos finais que são discutidos em detalhe. Os modelos finais mostram anomalias de baixa impedância consistentes com os estudos realizados junto aos perfis dos poços. Além disso, de acordo com as interpretações, um poço em particular possui alto potencial para conter hidrocarbonetos. O padrão de distribuição de impedâncias neste poço foi utilizado como referência para a identificação de outras regiões com alto potencial, dentro de todo o volume sísmico pré-empilhado disponível / Abstract: We have applied a method of simultaneous inversion of prestack seismic data of a hydrocarbon field located in the Campos Basin, Brazil. This method has been successfully applied to several sandstone reservoirs around the world. The purpose of this research was to test and study the application of this method to Albian carbonate rocks of the Quissamã Formation. Based on what is found in near fields, this Formation potentially contains hydrocarbon accumulations that could be revealed with the help of the inverted models. P-wave velocity (Vp), S-wave velocity (Vs) and density curves along seven wells were used as inputs to construct 3D initial models of acoustic impedance (Zp), shear impedance (Zs) and density (?). Wells without Vs and ? curves had those values calculated from well-established equations available in the literature. Analysis of the inversion results along wells were carried out. Final 3D models were calculated from deviations in linear relationships between the logarithms of Zs and Zp, as well as between density and Zp, which were merged with the initial models. We have tested and analyzed several parameters and filters to create initial and final models. Interpretations of the inversion results were conducted based on patterns found in logs such as resistivity, gamma ray, density, neutron porosity and sonic along the wells. These analyses provided criteria to select the best final models that are discussed in detail. The inverted models show low impedance anomalies that are consistent with previous studies performed with the well logs available. Furthermore, one well in particular was interpreted as having high potential to contain hydrocarbons. This well shows an impedance pattern that allowed us to highlight other areas with the same pattern throughout the entire prestack seismic volume / Mestrado / Geologia e Recursos Naturais / Mestre em Geociências