Orientador: Martin Tygel / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Facudade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T05:48:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 UniversidadeEstadualdeCampinas.FaculdadedeEngenhariaMecanica.ProgramadePos-GraduacaoemCienciaseEngenhariadePetroleo_D.pdf: 5963808 bytes, checksum: 11070db7b13faf0139f14fda5d6a4fb6 (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: O método Common Reflection Surface (CRS) tem por objetivo a obtenção de seções empilhadas de qualidade e extração de parâmetros do campo de onda que caracterizam o meio geológico, através de análises de coerência e com máxima utilização da redundância contida nos dados sísmicos de multicobertura. Para a realização dessas finalidades, o método CRS utiliza "famílias" de pares de fontes e receptores arbitrariamente dispostos em torno de um ponto central e empilhamentos através de tempos de trânsito multi-paramétricos. O CRS representa um significativo aprimoramento do clássico método Common midpoint (CMP), o qual utiliza famílias de pares fonte e receptor simetricamente dispostos em torno do ponto central (denominadas famílias CMP). Além disso, o número maior de parâmetros CRS permite melhores informações sobre o meio geológico. Neste trabalho, discutimos os fundamentos e principais resultados do método CRS na situação 2D, comparando-o ao método CMP. Dentre os vários estudos e aperfeiçoamentos realizados no método CRS, destacam-se (a) nova implementação do programa CRS, com utilização de parâmetros diretamente advindos dos dados; (b) implementação conjunta dos métodos CRS e CMP visando melhor contribuição de cada um deles para o imageamento sísmico; (c) introdução de nova metodologia para eliminação ou tenuação de ruído alinhado nas seções CRS e (d) investigação qualitativa e quantitativa das resoluções vertical e lateral do método CRS. / Abstract: The Common Reflection Surface (CRS) method is designed to produce stacked sections of superior quality, as well as a number of useful wavefield attributes that caracterize the geological subsurface. These attributes are estimated by means of coherency analysis methods, which optimally exploit the redundancy contained in the multicoverge seismic data. To take advantage of this redundancy, the CRS method employs "gathers" of source and receiver pairs, arbitrarily located around a fixed central point, with the help of multi-parametric traveltime moveouts. Waving the restriction of symmetric source-receiver pairs around the central point allows full use of the multicoverage data. As a result, CRS stacked sections are seen to be cleaner, with better signal-tonoise ratio and continuity of reflection events. We discuss the basics and main results of the CRS method, in the 2D situation, in close comparison with the classical CMP method. A number of improvements on the method itself, as well as on its practical applications, are presented. These include (a) a new implementation of CRS, with the use of parameters most directly related to the input data; (b) joint use of CRS and CMP, with the aim of obtaining the best possible processing and imaging results; (c) introduction of a new methodology to eliminate or attenuate aligned noise and (d) qualitative and quantitative investigation on vertical and lateral resolution in CRS sections. / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Celio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T07:27:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ida_Mauro_M.pdf: 14939670 bytes, checksum: 3bac33f4177c36ec35c53933f345273b (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Boas decisões no gerenciamento de um campo de petróleo em produção dependem fortemente da confiabilidade da previsão de produção que demanda um modelo de escoamento que reproduza com boa precisão o histórico de produção. Devido à complexidade do processo de ajuste de histórico de produção, vários modelos podem resultar em ajustes aceitáveis, porém ainda com incertezas na previsão de produção, principalmente pelo fato de existirem algumas heterogeneidades de grande impacto não observadas na fase de caracterização do modelo. Para reduzir as incertezas, surgiu a tecnologia de sísmica 4D que a partir de análises qualitativas permite identificar frentes de saturação de água, resultando em grandes avanços na caracterização do reservatório e, conseqüentemente, no ajuste de histórico. Apesar de muito útil, em alguns casos podem levar a interpretações equivocadas, sendo necessário um procedimento adicional para o uso da informação dessa tecnologia. O objetivo principal deste trabalho é propor uma metodologia que utiliza simultaneamente os dados de produção e quantitativamente a impedância acústica da sísmica 4D para identificar as heterogeneidades do reservatório visando melhorar a qualidade do ajuste de histórico. A metodologia proposta consiste de duas etapas principais: parametrização e otimização com algoritmo genético. A validação da metodologia proposta foi realizada num modelo bidimensional five-spot com duas falhas geológicas e um canal de alta permeabilidade e a aplicação foi realizada num modelo modificado do Campo de Namorado com as seguintes características: total de 44 poços, uma falha geológica e um canal de alta permeabilidade. Em todos os modelos, foram constatados ganhos de qualidade no ajuste de histórico proporcionado pela incorporação quantitativa da sísmica 4D. / Abstract: Good decision making related to oilfield management depends on reliability of production forecast which demands calibrated reservoir simulation models. Due to the complexity of the production history matching process, there are many models with reasonable match but, many times, with different forecasts, mainly due to important heterogeneities that are not observed during the reservoir characterization phase. In order to reduce this uncertainty, a new technology named 4D seismic became available which uses quantitative analysis to identify water saturation front resulting in huge advance in reservoir characterization and consequently in history matching. Although this technology is very useful, in some cases, it can result in mistaken interpretation and it needs additional work to use this technology. The main objective of this work is to propose a methodology to use production data and quantitatively acoustic impedance from 4D seismic to identify reservoir heterogeneities to increase the quality of the history matching. The methodology proposed is divided in two main steps: parametrization and optimization with genetic algorithm. The validation of methodology proposed was done in a simple synthetic model and the application was done in the Namorado Field, modified with one geological fault and one channel with high permeability. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo