Imageamento da porosidade através de perfis geofísicos de poço

O imageamento da porosidade é uma representação gráfica da distribuição lateral da porosidade da rocha, estimada a partir de dados de perfis geofísicos de poço. Apresenta-se aqui uma metodologia para produzir esta imagem geológica, totalmente independente da intervenção do intérprete, através de um algoritmo, dito, interpretativo baseado em dois tipos de redes neurais artificiais. A primeira parte do algoritmo baseia-se em uma rede neural com camada competitiva e é construído para realizar uma interpretação automática do clássico gráfico o P_b - Φ_N, produzindo um zoneamento do perfil e a estimativa da porosidade. A segunda parte baseia-se em uma rede neural com função de base radial, projetado para realizar uma integração espacial dos dados, a qual pode ser dividida em duas etapas. A primeira etapa refere-se à correlação de perfis de poço e a segunda à produção de uma estimativa da distribuição lateral da porosidade. Esta metodologia ajudará o intérprete na definição do modelo geológico do reservatório e, talvez o mais importante, o ajudará a desenvolver de um modo mais eficiente as estratégias para o desenvolvimento dos campos de óleo e gás. Os resultados ou as imagens da porosidade são bastante similares às seções geológicas convencionais, especialmente em um ambiente deposicional simples dominado por clásticos, onde um mapa de cores, escalonado em unidades de porosidade aparente para as argilas e efetiva para os arenitos, mostra a variação da porosidade e a disposição geométrica das camadas geológicas ao longo da seção. Esta metodologia é aplicada em dados reais da Formação Lagunillas, na Bacia do Lago Maracaibo, Venezuela.

Análise de parâmetros da função característica de Hamilton

A análise de velocidades é um processo fundamental na sísmica de reflexão, onde as velocidades de empilhamento bem como o tempo de trânsito de afastamento nulo (onde supõe-se que a fonte e o detetor ocupam a mesma posição) são parâmetros suficientes na determinação do modelo geológico para meios com camadas horizontais. Por outro lado quando expresso através do formalismo estabelecido por Hamilton, os mesmos parâmetros (velocidade e tempo de afastamento nulo) são suficientes para determinar a função característica para este mesmo tipo de meio. Para o caso de um modelo geológico heterogêneo com interfaces arbitrariamente curvas, a função característica de Hamilton é dada a partir da estimativa de nove parâmetros, onde os mesmos parâmetros são necessários na determinação do modelo geológico em 3D. Este trabalho tem por objetivo estimar os parâmetros que determinam a função característica de Hamilton para meios 3D e estudar a influência de cada parâmetro na função, através de cortes horizontais nas seções de tempos de trânsito (conhecidos como time slices), nas configurações de ponto médio comum e afastamento nulo. Dentro desta abordagem é dado um exemplo a partir de um modelo sintético onde, aqueles resultados obtidos com estudo da influência de cada parâmetro na função característica, são aplicados como um critério de ajuste entre a função característica calculada e a função de tempos de trânsito obtida no levantamento de dados.

Correlação de poços com múltiplos perfis através da rede neural multicamadas

A correlação estratigráfica busca a determinação da continuidade lateral das rochas, ou a equivalência espacial entre unidades litológicas em subsuperfície, a partir de informações geológico-geofísicas oriundas de poços tubulares, que atravessam estas rochas. Normalmente, mas não exclusivamente, a correlação estratigráfica é realizada a partir das propriedades físicas registradas nos perfis geofísicos de poço. Neste caso, busca-se a equivalência litológica a partir da equivalência entre as propriedades físicas, medidas nos vários poços de um campo petrolífero. A técnica da correlação estratigráfica com perfis geofísicos de poço não é uma atividade trivial e sim, sujeita a inúmeras possibilidades de uma errônea interpretação da disposição geométrica ou da continuidade lateral das rochas em subsuperfície, em função da variabilidade geológica e da ambigüidade das respostas das ferramentas. Logo, é recomendável a utilização de um grande número de perfis de um mesmo poço, para uma melhor interpretação. A correlação estratigráfica é fundamental para o engenheiro de reservatório ou o geólogo, pois a partir da mesma, é possível a definição de estratégias de explotação de um campo petrolífero e a interpretação das continuidades hidráulicas dos reservatórios, bem como auxílio para a construção do modelo geológico para os reservatórios, a partir da interpretação do comportamento estrutural das diversas camadas em subsuperfície. Este trabalho apresenta um método de automação das atividades manuais envolvidas na correlação estratigráfica, com a utilização de vários perfis geofísicos de poço, através de uma arquitetura de rede neural artificial multicamadas, treinada com o algoritmo de retropropagação do erro. A correlação estratigráfica, obtida a partir da rede neural artificial, possibilita o transporte da informação geológica do datum de correlação ao longo do campo, possibilitando ao intérprete, uma visão espacial do comportamento do reservatório e a simulação dos possíveis paleoambientes. Com a metodologia aqui apresentada foi possível a construção automática de um bloco diagrama, mostrando a disposição espacial de uma camada argilosa, utilizando-se os perfis de Raio Gama (RG), Volume de Argila (Vsh), Densidade (ρ_b) e de Porosidade Neutrônica (φ_n) selecionados em cinco poços da região do Lago Maracaibo, na Venezuela.

Identificação de reflexões múltiplas, utilizando os parâmetros das frentes de onda PIN e normal

As reflexões múltiplas presentes nos sismogramas ocultam informações importantes sobre os refletores em subsuperfície e, podem até tornar completamente invisíveis as reflexões primárias, como no caso dos sismogramas marinhos, que muitas das vezes, exibem uma aparência anelar com fortes superposições das reflexões múltiplas, sobre as reflexões primárias. Problema este que tem sido alvo de importantes pesquisas, com o intuito de identificar, atenuar e/ou eliminá-las, através de vários métodos populares. O objetivo principal deste trabalho é a identificação das reflexões múltiplas. Com essa finalidade foi gerada, por modelamento direto, uma seção sísmica, com afastamento nulo (AN), contendo reflexões primárias e múltiplas simétricas de primeira ordem. Posteriormente, foi aplicada a migração cinemática do tipo Kirchhoff para obter o modelo em profundidade, apresentando uma boa recuperação dos refletores, bem como a presença de um refletor fictício, quando comparado com a seção anteriormente especificada. Foi obtida uma seção sísmica AN, do modelo migrado, na qual não é observado o segundo refletor, devido à ausência de contraste de impedância, entre a segunda e terceira camada, sendo este o primeiro indício de que o refletor fictício deste modelo é uma múltipla. Outro indício sobre a existência da múltipla foi a simetria encontrada entre as curvaturas do primeiro e terceiro refletor. Finalmente, foram calculados os parâmetros das frentes de ondas Hipotéticas Ponto de Incidência Normal (PIN) e Normal (N), bem como a velocidade Normal Moveout (NMO), tanto para os eventos de reflexões primárias como os eventos de reflexões múltiplas, para o modelo direto e para o modelo migrado. Em seguida, foram realizadas as comparações destes parâmetros, o que permitiu confirmar a veracidade dos indícios anteriores para a identificação das reflexões múltiplas.