Submitted by Júlio Leão Brandão (jlbrandao@ufba.br) on 2018-08-21T17:02:53Z No. of bitstreams: 1 2018_Doutorado_atahebson_compressed.pdf: 6049399 bytes, checksum: fb44fa7f9acdb302bc5549adf4040d6d (MD5) / Approved for entry into archive by NUBIA OLIVEIRA (nubia.marilia@ufba.br) on 2018-08-21T21:38:28Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2018_Doutorado_atahebson_compressed.pdf: 6049399 bytes, checksum: fb44fa7f9acdb302bc5549adf4040d6d (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-21T21:38:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2018_Doutorado_atahebson_compressed.pdf: 6049399 bytes, checksum: fb44fa7f9acdb302bc5549adf4040d6d (MD5) / A otimização de desenhos de aquisição de dados sísmicos 3D é tema atual, relevante e aberto a contribuições. As melhorias e aprimoramentos nos desenhos de aquisição, as crescentes demandas de qualidade da indústria do petróleo e os requisitos técnicos, operacionais e financeiros devem ser integrados para a determinação da geometria ótima de aquisição e de seus parâmetros. Os trabalhos existentes, no que tange à determinação do parâmetros de aquisição sísmica 3D terrestres, tratam a questão através de métodos de inversão de escopo local ou global, e não contemplam no funcional de desempenho um fator associado à qualidade da iluminação. Desenvolvemos um novo método para desenho de aquisição sísmica 3D terrestre utilizando representação em base mista. Essa nova metodologia permite percorrer todas as soluções possíveis do espaço de parâmetros que normalmente se usa na indústria do petróleo, com alta resolução de pesquisa. As funções matemáticas que descrevem os parâmetros da geometria, assim como a função objetivo definida não demandam custo computacional significativo, permitindo a busca e organização dos melhores desempenhos de forma direta e eficiente, prescindindo dos esquemas de inversão determinísticos de escopo local ou dos esquemas probabilísticos de escopo global. Aplicamos o algoritmo de inversão a um caso sintético e a um dado real, no levantamento tridimensional dos Campos de Fazenda Alvorada, Rio Itariri e Rio do Bu (3D FAV/RI/RBU). Além de determinarmos a melhor geometria do espaço de pesquisa, obtivemos um conjunto de boas geometrias, concentrando os esforços no atendimento às características geológicas e geofísicas da área de estudo, bem como nas melhores práticas operacionais. Usando o estado-da-arte das técnicas de iluminação orientada ao alvo, desenhamos um experimento sísmico para definir um indicador quantitativo associado ao desenho de aquisição. Utilizamos o Método de Diferenças Finitas para resolver a equação completa da onda e gerar, para cada ponto alvo de iluminação, uma matriz de energia na superfície de aquisição. A partir disso, simulamos a feitura do projeto de aquisição sísmica, considerando o conjunto de geometrias validadas na etapa anterior e obtivemos para cada uma o valor de energia de iluminação. Inserimos esse critério quantitativo no processo de otimização dos parâmetros de aquisição, aliando requisitos técnicos, operacionais e uma estimativa da qualidade da imagem já no desenho de aquisição. Reavaliamos o conjunto de geometrias resultante da etapa de inversão utilizando o algoritmo de base mista e obtivemos a ordenação final dos melhores desenhos. Essa ordenação mostra que o uso da etapa de iluminação altera a escolha das melhores geometrias, dando peso as suas energias de iluminação como medida do sucesso da aquisição em imagear os alvos. Completamos o estudo com a avaliação da complexidade do modelo de velocidade nos resultados de iluminação do 3D em estudo. Mostramos que, para esse caso, não houve variação significativa na posição final das melhores geometrias e que mesmo modelos menos complexos podem servir como entrada para a iluminação orientada ao alvo. É importante notar que o desenvolvimento de métodos rápidos e eficientes para a otimização de desenhos de aquisição sísmica 3D não implicam pura e simplesmente a automatização do processo. Ao contrário, demanda aos profissionais envolvidos uma necessidade maior de integração e refinamento na escolha dos valores alvos, das restrições a serem aplicadas e dos insumos técnicos envolvidos ou seja, focaliza os esforços da escolha das melhores geometrias no entendimento geológico/geofísico da área, nas inovações quanto a modelagem e inversão, nas melhores práticas operacionais e na busca do menor custo possível. Nessa direção demos a contribuição com o nosso trabalho. / The 3D seismic survey design optimization is a relevant and contemporary subject, open to contributions. Improvements in seismic survey design, the increasing quality demands of the petroleum industry and technical, operational and nancial requirements must be integrated to determine the optimum acquisition geometry and its parameters. The existing works, regarding the determination of 3D acquisition parameters, address the question through local or global optimizationa methods, and do not consider in the objective function a term associated with the illumination quality. We have developed a new algorithm for 3D land seismic survey acquisition design using mixed-radix representation. This new methodology allows us to search and evaluate all possible solutions of the parameter space that is normally used in the oil industry, with high search resolution, an improvement from previous works. The mathematical functions that describe the parameters of the geometry as well as the de ned objective function are expressions that do not demand signi cant computational cost, allowing the search and organization of the best performances in a fast and e cient way. As a result the local or global optimization methods may no longer be necessary for this kind of problem. We applied the inversion algorithm to a synthetic case and to real data, in the threedimensional survey of Fazenda Alvorada, Rio Itariri and Rio do Bu Fields (3D FAV/RI/RU). Not only do we obtained the optimum acquisition geometry, but also a set of very good acquisition geometries by focusing our e orts on the geological and geophysical requests and on the best operational practices. Using the state-of-the-art of target oriented illumination analysis, we design a seismic experiment to de ne a quantitative measure associated with the acquisition design. We use the Finite Di erence Method to solve the complete two-way wave equation and to generate, for each illumination point, a wave eld energy distribution at the acquisition surface. Then, we simulate the seismic acquisition itself for the set of geometries validated in the previous step, obtaining for each one its illumination energy. We inserted this quantitative criterion in the optimization process, combining technical and operational requirements with an estimation of the image quality during the acquisition design process. We re-evaluated the set of geometries resulting from the inversion step using the mixedradix algorithm, obtaining the nal ranking of the best designs. We show that the use of the illumination analysis has a strong in uence on the choice of the best geometries, giving weight to their illumination energies as a measure of the success of the acquisition in imaging the target points. We completed the study with the evaluation of the complexity of the velocity model in the results of energy distribution and in the acquisition design. We have shown that, in the 3D FAV/RI/RBU, there was no signi cant variation in the nal ranking of the best geometries and, therefore, even less complex velocity models could be used as input for target-oriented illumination analysis. It is important to notice that the development of fast and e cient methods to 3D seismic survey design optimization should not imply pure and simply entail automating the process. On the contrary, it requires to the acquisition and decision teams more integration and re nement when choosing the target values, the constraints to be applied and all the necessary technical inputs. So that we can concentrate our e orts on choosing the best geometry designs, on the geological and geophysical understanding of the area, on the innovations in modeling and inversion, on the best operational practices and on the search of the lowest possible operational and nancial cost. That is the direction we intend our work have contributed with.

Submitted by RICARDO OTTO ROZZA SCHMIDT null (rottoschmidt@gmail.com) on 2016-06-20T16:57:36Z No. of bitstreams: 1 Mestrado Dissertação Final_Dig.pdf: 14191761 bytes, checksum: dbea65724bee20d777cf130e21a9ab56 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Paula Grisoto (grisotoana@reitoria.unesp.br) on 2016-06-23T14:12:58Z (GMT) No. of bitstreams: 1 schmidt_ror_me_rcla.pdf: 14191761 bytes, checksum: dbea65724bee20d777cf130e21a9ab56 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-06-23T14:12:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 schmidt_ror_me_rcla.pdf: 14191761 bytes, checksum: dbea65724bee20d777cf130e21a9ab56 (MD5) Previous issue date: 2016-05-03 / Os arenitos de água profunda, designados genericamente como turbiditos, têm enorme relevância energética e econômica para o Brasil. Na Bacia de Campos, a maior parte dos campos produtores contêm níveis turbidíticos da Formação Carapebus (Eoceno), focalizados neste estudo. É o caso dos campos de Enchova e Bonito. Nesta dissertação propõe-se a caracterização geológica-petrofísica dos reservatórios turbidíticos (Eoceno) nestes campos, que mesmo descobertos há 30 anos detém poucas informações publicadas no que se refere à sua disposição espacial litológica e petrofísica. A integração de metodologias e ferramentas possibilita a melhor compreensão dos reservatórios e de suas heterogeneidades. Neste trabalho foram integrados dados oriundos de testemunhos, perfis de poços, sísmica 3-D (40 km²) por meio dos métodos geoestatísticos Krigagem Indicativa e Krigagem Ordinária, de forma a contribuir com o entendimento da distribuição das principais unidades do reservatório. A análise litológica teve como enfoque os métodos qualitativos, apoiada na descrição de testemunhos apresentadas na pasta de poço, e quantitativo, baseado nas análises dos perfis geofísicos de 20 poços. Com base nesta correlação rocha-perfil, os litotipos arenito, carbonato e folhelho foram definidos e extrapolados para os intervalos não testemunhados. A interpretação e correlação dos perfis geofísicos identificaram dois níveis arenosos principais, o inferior com 10 a 15 m e superior com 70 a100 m, separados por uma camada de folhelho de 5 a 20 m. Salienta-se o controle deposicional de uma feição erosiva de idade Maastrichiano-Eoceno Médio, a qual concentra as maiores espessuras de areia a oeste dos campos. A caracterização estrutural do reservatório, definida por três feições dômicas alinhadas a NE, foi definida pela interpretação sísmica 3-D. A análise de atributos sísmicos de amplitude, realizada no intervalo definido entre os horizontes topo e base do reservatório, revelou geometrias associadas a complexos de canais discretos, em Enchova, e lobos canalizados, em Bonito. O modelo litológico do reservatório obtido pela aplicação da Krigagem indicativa representou satisfatoriamente os níveis turbidíticos quando comparados aos dados de poços e mapas atributos sísmicos, que indica as maiores espessuras dos turbiditos a oeste das áreas. O modelo da porosidade obtido pela Krigagem Ordinária (Krigagem Indicativa) indicou melhores condições porosas na porção oeste dos campos, correlacionando-se com o modelo litológico carbonatos fechados e folhelhos no modelo litológico. Ambos, os mapas de atributos sísmicos e modelos obtidos apresentam uma área com potencial exploratório a sul de Bonito, ainda não perfurada segundo a ANP. / Deep-water sandstones, known as turbidites, play an important role in Brazil's energy and economic scenario. In the Campos Basin, Carapebus Formation´s Eocene turbidites produce in most oil fields of the basin. Enchova and Bonito oil fields, focused in this study, represent Eocene sandstone production areas. Discovered 30 years ago, Eocene reservoirs have a lack of information regarding its lithological and petrophysical distribution. This master thesis proposes a geological-getrophysical reservoir characterization of Eocene turbidites on Enchova and Bonito fields. The integration of methodologies and tools enables a better understanding of the reservoir geometry and heterogeneity. This work integrates core descriptions from well reports, well logs and 3-D seismic through Indicator Kriging (lithology) and Ordinary Kriging (porosity) resulting in 3-D solid models. The models possibly a better understand of lithologic and petrophysical reservoir distribution. The lithological analysis is supported by qualitative methods, supported by the 70m core description provided with well log data, and quantitative, based on the analysis of 20 well logs. Based on this correlation between logs and rocks, the lithology classes, sandstone, carbonate and shale, were defined. The well-logs interpretation and correlation identified two main turbidite intervals, the lower 5 to 15 m and upper 70 to 100 m, separated by a shale layer 5 to 20 m. These intervals were depositionally controlled by an erosive feature associated with Maastrichtian-Middle Eocene unconformity, defining the distribution pattern of turbidites sands concentrated on the western portion of the fields. The reservoir structural characterization, performed trough 3-D seismic interpretation, is defined by three domal features separated by normal faults aligned to NE-SW. Seismic amplitude attributes calculated under the reservoir interval revealed channelized geometries on Enchova field and lobate architecture on Bonito field. The reservoir lithological model obtained through Indicator Kriging demonstrate coherence when compared to well data distribution and seismic attributes maps that indicate turbidite greatest thicknesses in western areas. The model of porosity obtained by Ordinary Kriging revealed best porosity conditions in the western portion of the fields, corresponding to the seismic attributes responses and lithological model. Both geostatistical models and seismic attributes maps revealed an interesting non drilled area located on south of Bonito field.