Estimativa de parâmetros elásticos em meios anisotrópicos

As medidas de amplitude, polarização e vagarosidade contem informações sobre o meio onde a propagação de onda ocorre. Esta tese investiga esses dados com objetivo de estimar as propriedades elásticas deste meio. Coeficientes de reflexão podem ser estimados das amplitudes dos dados e dependem de forma não linear dos contrastes dos parâmetros elásticos e do contraste de densidade entre os meios separados por uma interface. Quando o contraste de impedância é fraco, as aproximações lineares para a refletividade qP são mais convenientes para inversão da densidade e dos parâmetros elásticos usando as análises de amplitude versus ângulo de incidência (AVO) e amplitude versus a direção do plano de incidência (AVD). Escrevendo as equações de Zoepprittz de forma separada nos permite escrever uma solução destas equações em termos das matrizes de impedância e polarização. Usando esta solução são determinadas aproximações lineares para a refletividade da onda qP considerando fraco contraste de impedância, fraca anisotropia mas com classe de simetria de arbitrária. As linearizações são avaliadas para diferentes geometrias de aquisição e várias escolhas do meio de referência. Estas aproximações apresentam bom desempenho comparado com o valor exato do coeficiente de reflexão da onda qP e de suas ondas convertidas para incidências de até 30° e meios que obedecem à hipótese de fraca anisotropia. Um conjunto de fraturas orientado é representado efetivamente por um meio transversalmente isotrópico (TI), as aproximações lineares da refletividade da onda qP podem ser usadas para estimar a orientação de fratura. Partindo deste pressuposto este problema consiste em estimar a orientação do eixo de simetria a partir de dados de refletividade de onda qP. Este trabalho mostra que são necessários múltiplos azimutes e múltiplas incidências para se obter uma estimativa estável. Também é mostrado que apenas os coeficientes das ondas qS e qT são sensíveis ao mergulho da fratura. Foi investigada a estimativa da anisotropia local através de dados de VSP multiazimutal dos vetores de polarização e vagarosidade. Foram usadas medidas da componente vertical do vetor de vagarosidade e o vetor de polarização de ondas qP diretas e refletidas. O esquema de inversão é validado através de exemplos sintéticos considerando diferentes escolhas do vetor normal à frente de onda no meio de referência, meios de referências e geometria de aquisição. Esta análise mostra que somente um subgrupo dos parâmetros elástico pode ser estimado. Uma importante aplicação desta metodologia é o seu potencial para a determinação de classes de anisotropia. A aplicação desta metodologia aos dados do mar de Java mostra que os modelos isotrópicos e TIV são inadequados para o ajuste desses dados.

Um estudo da estabilidade mecânica de poços a partir de perfis geofísicos em formações pouco consolidadas

A análise da estabilidade mecânica de um poço pode ser feita a partir do cálculo de parâmetros elásticos da formação utilizando a densidade do meio e as velocidades de propagação das ondas compressional e cisalhante na formação rochosa, os quais podem ser obtidos de perfis geofísicos do poço. Em formações sedimentares pouco consolidadas as ferramentas de perfilagem sônica convencionais (monopolares) não conseguem registrar com acuidade a velocidade da onda cisalhante pois a primeira chegada dessa onda é camuflada pela chegada de outras ondas que podem ser mais rápidas que a onda cisalhante num poço perfurado neste tipo de formação. Medidas das velocidades sônicas são feitas em laboratório em amostras da formação, sob condições semelhantes às condições in situ, servindo como ajuste das velocidades registradas no poço pela ferramenta de perfilagem sônica. Para a análise de estabilidade da formação, perfis auxiliares são necessários como o perfil de porosidade, saturação de fluidos e perfis de composição mineralógica da formação rochosa. Exige-se ainda dados de testes de avaliação da formação e de condições do reservatório, mas que são comuns em poços de petróleo, como o teste de formação e os testes de pressurização do poço, tais como o teste de micro-fraturamento hidráulico ou o teste de absorção. A avaliação das tensões principais efetivas que atuam distante do poço, e que não são afetadas pela sua presença, é feita através da associação de um modelo de deformação elástica apropriado e o resultado do teste de pressurização disponível para o poço em estudo. Utilizando resultados clássicos da teoria da elasticidade geral pode-se calcular o campo de tensões modificado na vizinhança da parede do poço devido ao efeito da própria presença do poço ali perfurado e da diferença de pressão existente entre o interior do poço e a formação rochosa. A determinação das propriedades mecânicas da formação a partir das velocidades sônicas e a avaliação do campo de tensões assumindo um modelo elástico de deformação, supõem o meio rochoso no qual as ondas se propagam como elástico, homogêneo e isotrópico. Esta suposição representa a principal aproximação assumida pela metodologia descrita neste trabalho. De posse das propriedades mecânicas da formação e do campo de tensões que age na vizinhança do poço resta definir o critério segundo o qual a rocha sofre instabilidade mecânica quando submetida aquele campo de tensões. Isto permite determinar se, nas condições avaliadas do poço e da formação, haverá quebra da parede do poço por excesso de tensão e, se houver, qual a sua extensão. Assim o problema é como analisar o comportamento mecânico de um poço em uma formação pouco consolidada a partir de perfis geofísicos os quais podem ter problemas no registro das propriedades físicas do meio em formações deste tipo. A metodologia proposta é aplicada a dois intervalos de profundidade pertencentes a dois poços onde arenitos e folhelhos se intercalam e nos quais todos os dados necessários estão disponíveis. Os resultados obtidos mostram que, exceto quando outros mecanismos de quebra da parede do poço agem na formação, a metodologia proposta consegue com sucesso detectar zonas de ocorrência de instabilidade mecânica do poço provocadas por um campo de tensões que excede a resistência mecânica da formação.