Submitted by Júlio Leão Brandão (jlbrandao@ufba.br) on 2018-08-21T16:49:40Z No. of bitstreams: 1 dissertacao_alexandre_pinho.pdf: 28790418 bytes, checksum: 59becee0a6deb6be763a0a5b3cd0806a (MD5) / Approved for entry into archive by Jessica Alves (alves.jessica@ufba.br) on 2018-09-26T13:18:30Z (GMT) No. of bitstreams: 1 dissertacao_alexandre_pinho.pdf: 28790418 bytes, checksum: 59becee0a6deb6be763a0a5b3cd0806a (MD5) / Made available in DSpace on 2018-09-26T13:18:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 dissertacao_alexandre_pinho.pdf: 28790418 bytes, checksum: 59becee0a6deb6be763a0a5b3cd0806a (MD5) / FAPESB / A bacia sedimentar de Sergipe-Alagoas, localizada na margem leste brasileira, apresenta uma das mais completas seções estratigráficas da margem continental brasileira. São reconhecidas nesta bacia quatro megassequências (pré-rifte, sinrifte, transicional e drifte) com diferentes fases de desenvolvimentos tectono-sedimentar. As atividades exploratórias de hidrocarbonetos foram iniciadas há mais de 50 anos tornando a bacia de Sergipe-Alagoas como uma das mais exploradas no Brasil. As recentes descobertas de hidrocarbonetos (gás e óleo de elevado grau API) em reservatórios turbidíticos de águas profundas despertaram ainda mais o interesse exploratório da bacia. A importância dos turbiditos e dos depósitos a eles relacionados como reservatórios de petróleo vem desde o ano de 1968, quando se iniciou a fase de exploração de petróleo na plataforma continental brasileira, se reafirmando em 1985 e 1997 com o início da exploração respectivamente em água profundas e ultraprofundas. O primeiro campo gigante de petróleo no Brasil (Namorado - Bacia de Campos) tem como rocha reservatório arenitos turbidíticos. Desde o desenvolvimento da tecnologia bright spot na década de 60, sombras de baixa frequência abaixo da anomalia de amplitude têm sido utilizadas como indicador direto de hidrocarboneto. O mecanismo causador dessas anomalias ainda não é perfeitamente conhecido, mas são frequentemente atribuídas à alta atenuação de reservatórios preenchidos com gás. A decomposição espectral tem sido bastante utilizada na caracterização de reservatório, como determinação de espessura de camada, vizualização estratigráfica com atributos sísmicos e identificação de anomalias de baixa frequência associadas à presença de gás. A frequência média instantânea foi obtida diretamente no domínio do tempo usando o método de decomposição tempo-frequência proposto (WV-MEM). Esta frequência é obtida com um operador derivado aplicado ao Kernel de Entropia Máxima de Wigner-Ville. A alta resolução temporal e de frequência são aspectos fundamentais que o valorizam, além da robustez do método contra o ruído, em comparação com os métodos tradicionais. O número de coeficientes (a ordem do operador Nc) e o tamanho da janela L, usada para estimar o operador de predição, controlam a resolução do método. Os problemas relacionados ao processamento e à interpretação de dados sísmicos sempre receberam grande atenção da comunidade científica. Atualmente, desperta grande interesse o uso de métodos de decomposição tempo x frequência do sinal sísmico. Este tema, importante e atual, é de grande interesse para a indústria do petróleo. O estudo sobre a adequação e viabilidade do método de representação tempo-frequência na identificação de reservatórios de hidrocarbonetos da Bacia Sergipe-Alagoas representa o desafio principal a ser estudado neste trabalho.