Avaliação geofísica e geológica de um porção de quebra de talude da Bacia do Jequitinhonha

A utilização dos métodos de reflexão sísmica na exploração e desenvolvimento de reservatórios de hidrocarbonetos ocorre devido à sua vasta e densa amostragem, tanto em área quanto em profundidade, aliada ao refinamento de técnicas para o tratamento dos dados de reflexão sísmica, a partir destes dados, são geradas seções sísmicas, que após a aplicação de tratamento adequado, são utilizadas na interpretação dos estratos e/ou estruturas geológicas da subsuperfície. Neste trabalho é feita uma análise Geofísica Geológica de duas linhas sísmicas reais 2D marinhas da porção de quebra de talude da Bacia do Jequitinhonha. Para tanto, foi realizado um conjunto de processamento sísmico com objetivo de atenuar as reflexões múltiplas comuns em dados marinhos, além disso, foram estimados os modelos de velocidade em profundidade, utilizados para determinação das seções sísmicas migradas em profundidade. Nestas foram identificadas as superfícies refletoras. Através da análise dessas superfícies foram feitas as marcações de sismofácies, com base nos conceitos iniciais da sismoestratigrafia, com a finalidade de avaliar a qualidade do produto derivado do processamento sísmico, empregado neste estudo, para uma interpretação sismoestratigráfica, a qual está fundamentada na análise dos padrões de terminações dos refletores e padrão interno das sismofácies.

Avaliação dos reservatórios do Campo de Ubarana-RN, com baixas resistividades

Desenvolveu-se neste trabalho um novo modelo de avaliação quantitativa para arenitos argilosos, baseado na bibliografia e no estudo da disposição dos argilominerais dentro dos poros das rochas reservatório. Este novo modelo leva em consideração a contribuição de duas condutividades extras, além da condutividade eletrolítica das rochas: uma se deve à contribuição efetiva da condutância superficial dos argilominerais, aumentada ou diminuida em função da capacidade de troca catiônica dos mesmos, e outra independente e em paralelo, devido a condutância que se desenvolve em uma rede microporosa contínua formada por argilominerais sobre o arcabouço das rochas. Para o estudo da validade da equação proposta, foram feitos vários gráficos comparativos entre as equações e/ou modelos existentes n” bibliografia especializada, deles resultando ótimas correlações, principalmente com a tradicional equação de Waxman & Smits. Foi feita uma comparação do novo modelo em três seções distintas do Campo de Ubarana, Rio Grande do Norte, duas com baixas resistividades supostamente com hidrocarbonetos e uma outra efetivamente produtora. Verificou-se que as baixas resistividades resultam do fato das seções estudadas serem subsaturadas, com menos de 50% de óleo e aproximadamente igual ou maior proporção de água relativamente salgada (85.000 ppm de NaCl equivalente). Esta mesma água, sem dúvida, muito contribui para as baixas resistividades, por formar a fase eletricamente condutiva das referidas seções. Sendo a equação de Waxman & Smits mundialmente reconhecida, pode-se afirmar que a equação proposta neste trabalho tem consistência teórica e prática e para o caso particular do campo de Ubarana, mostrou-se mais coerente com o histórico de produção dos poços estudados, do que as demais equações existentes e testadas.

Construção de um modelo experimental simulando condições de perfilagem de indução

A ferramenta de indução tem sido, desde 1949, largamente utilizada na prospecção de petróleo pois auxilia na localização de formações que contém hidrocarbonetos. Ainda existem, porém, várias restrições quanto ao uso deste equipamento. Camadas excessivamente finas, poços preenchidos com lamas muito condutivas e grandes diâmetros de invasão são exemplos de situações onde seu desempenho não é bom. Para que se possa minimizar estas limitações é necessário o conhecimento da resposta da sonda diante de condições conhecidas. Isto pode ser feito via modelamento analógico e/ou através de modelamento numérico. O presente trabalho consiste na montagem de um sistema de modelamento analógico capaz de simular o perfil de duas bobinas coaxiais frente a meios infinitos e camadas espessas invadidas. O meio geológico é representado através de solução salina de diferentes condutividades. O fator de escala linear é igual a 20 e o equipamento executa medidas na faixa dos 50 kHz aos 100 kHz. Este sistema será utilizado em futuros estudos envolvendo disposições de bobinas diferentes das normalmente utilizadas e em estudos de outros problemas encontrados na perfilagem de indução.

Deconvolução de perfis de poço através de rede neural recorrente

Para a indústria do petróleo, a interpretação dos perfis de poço é a principal fonte de informação sobre a presença e quantificação de hidrocarbonetos em subsuperfície. Entretanto, em duas situações as novas tecnologias, tanto em termos do processo construtivo das ferramentas, quanto da transmissão dos dados não têm justificativa econômica, ensejando a utilização de um conjunto de perfis convencionais: reavaliações de campos maduros e avaliações de campos marginais. Os procedimentos de aquisição dos perfis convencionais podem alterar o valor da propriedade física bem como a localização dos limites verticais de uma camada rochosa. Este é um antigo problema na geofísica de poço – o paradoxo entre a resolução vertical e a profundidade de investigação de uma ferramenta de perfilagem. Hoje em dia, isto é contornado através da alta tecnologia na construção das novas ferramentas, entretanto, este problema ainda persiste no caso das ferramentas convencionais como, a ferramenta de raio gama natural (GR). Apresenta-se, neste trabalho, um novo método para atenuar as alterações induzidas no perfil pela ferramenta, através da integração do clássico modelo convolucional do perfil com as redes neurais recorrentes. Assume-se que um perfil de poço pode ser representado através da operação de convolução em profundidade entre a variação da propriedade física da rocha (perfil ideal) e uma função que representa a alteração produzida sobre a propriedade física, chamada como resposta vertical da ferramenta. Assim, desenvolve-se um processamento iterativo dos perfis, o qual atua na forma da operação de deconvolução, composto por três redes neurais recorrentes. A primeira visa estimar a resposta vertical da ferramenta; a segunda procura definir os limites verticais de cada camada rochosa e a última é construída para estimar o valor real da propriedade física. Este processamento é iniciado com uma estimativa externa tanto para o perfil ideal, quanto para a resposta vertical da ferramenta. Finalmente, mostram-se as melhorias na resolução vertical e na avaliação da propriedade física produzida por esta metodologia em perfis sintéticos e em perfis reais da formação Lagunillas, bacia do Lago Maracaibo, Venezuela.

Determinação automática da porosidade e zoneamento de perfis através da rede neural artificial competitiva

Duas das mais importantes atividades da interpretação de perfis para avaliação de reservatórios de hidrocarbonetos são o zoneamento do perfil (log zonation) e o cálculo da porosidade efetiva das rochas atravessadas pelo poço. O zoneamento é a interpretação visual do perfil para identificação das camadas reservatório e, consequentemente, dos seus limites verticais, ou seja, é a separação formal do perfil em rochas reservatório e rochas selante. Todo procedimento de zoneamento é realizado de forma manual, valendo-se do conhecimento geológico-geofísico e da experiência do intérprete, na avaliação visual dos padrões (características da curva do perfil representativa de um evento geológico) correspondentes a cada tipo litológico específico. O cálculo da porosidade efetiva combina tanto uma atividade visual, na identificação dos pontos representativos de uma particular rocha reservatório no perfil, como a escolha adequada da equação petrofísica que relaciona as propriedades físicas mensuradas da rocha com sua porosidade. A partir do conhecimento da porosidade, será estabelecido o volume eventualmente ocupado por hidrocarboneto. Esta atividade, essencial para a qualificação de reservatórios, requer muito do conhecimento e da experiência do intérprete de perfil para a efetiva avaliação da porosidade efetiva, ou seja, a porosidade da rocha reservatório, isenta do efeito da argila sobre a medida das propriedades físicas da mesma. Uma forma eficiente de automatizar estes procedimentos e auxiliar o geofísico de poço nestas atividades, que particularmente demandam grande dispêndio de tempo, é apresentado nesta dissertação, na forma de um novo perfil, derivado dos perfis tradicionais de porosidade, que apresenta diretamente o zoneamento. Pode-se destacar neste novo perfil as profundidades do topo e da base das rochas reservatório e das rochas selante, escalonado na forma de porosidade efetiva, denominado perfil de porosidade efetiva zoneado. A obtenção do perfil de porosidade efetiva zoneado é baseado no projeto e execução de várias arquiteturas de rede neural artificial, do tipo direta, com treinamento não supervisionado e contendo uma camada de neurônios artificiais, do tipo competitivo. Estas arquiteturas são projetadas de modo a simular o comportamento do intérprete de perfil, quando da utilização do gráfico densidade-neutrônico, para as situações de aplicabilidade do modelo arenito-folhelho. A aplicabilidade e limitações desta metodologia são avaliadas diretamente sobre dados reais, oriundos da bacia do Lago Maracaibo (Venezuela).

Determinação estatística dos contatos fluidos em perfis de poço

No interior dos reservatórios petrolíferos, o efeito da gravidade produz naturalmente a segregação dos fluidos presentes. Em razão basicamente das forças capilares não existe uma superfície definida de separação entre cada dois fluidos. No entanto, é comum na engenharia de petróleo admitir-se uma superfície convencional de separação dos fluidos. À essa superfície dá-se o nome de interface fluida ou contato fluido. A obtenção da localização dos contatos fluidos no interior dos reservatórios, como os contatos óleo-água, contatos gás-água e os contatos gás-óleo, sem a interpretação completa dos perfis geofísicos ou a realização dos procedimentos diretos dos testes de formação é um problema de difícil solução para a indústria do petróleo. O posicionamento em profundidade dos contatos pode ser utilizado para a definição dos procedimentos de completação do poço e para o posicionamento do canhoneio nos horizontes produtores dos poços verticais. Temos também a aplicação do mapeamento deste parâmetro, para os projetos e controle da perfuração no caso dos poços direcionais e horizontais, que utilizam tal informação para o posicionamento do eixo do poço no interior da zona de hidrocarboneto no reservatório, a fim de se evitar, principalmente, a produção de água. Este trabalho apresenta uma metodologia para a identificação e posicionamento dos contatos fluidos, através da aplicação da técnica da estatística multivariada, chamada de análise discriminante. Nesta aplicação, faz-se uso direto dos perfis de resistividade (R_T), de raios gama natural (RG), de densidade (ρ_b), de porosidade neutrônica (Φ_N), de caliper (Cal) e do perfil de volume de argila (Vcla), como dados de entrada no programa de análise discriminante. Para o caso de depósitos clásticos, com seqüências arenito-folhelho, a análise discriminante fornece ainda a indicação da litologia e as espessuras aparentes dos reservatórios. As curvas de perfis geofísicos aplicadas para a avaliação desta metodologia são provenientes de poços perfurados na bacia do lago Maracaibo, na Venezuela, onde, segundo estudos geológicos, existe a ocorrência de seqüências estratigráficas, com camadas de folhelhos e arenitos, sendo também confirmada a presença de hidrocarbonetos nos poços utilizados neste trabalho.

Modelagens direta e inversa de dados mCSEM 3D

Marine Controlled Source Electromagnetic - mCSEM é um método geofísico eletromagnético que nos últimos dez anos vem sendo usado na prospecção de hidrocarbonetos com bastante êxito. Este método consiste em um dipolo elétrico horizontal (DEH) localizado um pouco acima do assoalho marinho, operando em baixa frequência (0,1-1,0 Hz) e receptores regularmente distribuídos no fundo do mar que captam os campos eletromagnéticos provenientes da difusão de energia gerada pelo dipolo transmissor. Neste trabalho vamos apresentar o problema direto do método mCSEM 3D, propondo soluções numéricas, através do método dos elementos finitos tridimensionais, para modelos geoelétricos mCSEM 3D. Para fins de análise de coerência, os resultados obtidos são comparados com soluções disponíveis na literatura. Em seguida, apresentaremos a inversão de um de seus modelos segundo uma proposta de metodologia de inversão juntamente com a proposta de solução direta para o mCSEM 3D, acima mencionada, realizando assim a inversão de um modelo geoelétrico do mCSEM 3D para duas frequências.

Espalhamento geométrico em modelos plano-estratificados

A medição de parâmetros físicos de reservatórios se constitui de grande importância para a detecção de hidrocarbonetos. A obtenção destes parâmetros é realizado através de análise de amplitude com a determinação dos coeficientes de reflexão. Para isto, faz-se necessário a aplicação de técnicas especiais de processamento capazes de corrigir efeitos de divergência esférica. Um problema pode ser estabelecido através da seguinte questão: Qual o efeito relativamente mais importante como responsável pela atenuação de amplitudes, o espalhamento geométrico ou a perda por transmissividade? A justificativa desta pergunta reside em que a correção dinâmica teórica aplicada a dados reais visa exclusivamente o espalhamento geométrico. No entanto, a análise física do problema por diferentes direções põe a resposta em condições de dúvida, o que é interessante e contraditório com a prática. Uma resposta embasada mais fisicamente pode dar melhor subsídio a outros trabalhos em andamento. O presente trabalho visa o cálculo da divergência esférica segundo a teoria Newman-Gutenberg e corrigir sismogramas sintéticos calculados pelo método da refletividade. O modelo-teste é crostal para que se possa ter eventos de refração crítica além das reflexões e para, com isto, melhor orientar quanto à janela de aplicação da correção de divergência esférica o que resulta em obter o então denominado “verdadeiras amplitudes”. O meio simulado é formado por camadas plano-horizontais, homogêneas e isotrópicas. O método da refletividade é uma forma de solução da equação de onda para o referido modelo, o que torna possível um entendimento do problema em estudo. Para se chegar aos resultados obtidos foram calculados sismogramas sintéticos através do programa P-SV-SH desenvolvido por Sandmeier (1998), e curvas do espalhamento geométrico em função do tempo para o modelo estudado como descrito por Newman (1973). Demonstramos como uma das conclusões que a partir dos dados do modelo (velocidades, espessuras, densidades e profundidades) uma equação para a correção de espalhamento geométrico visando às “verdadeiras amplitudes” não é de fácil obtenção. O objetivo maior então deveria ser obter um painel da função de divergência esférica para corrigir as verdadeiras amplitudes.

Estudo de pluma de contaminação por combustível com o método GPR e desenvolvimento de simulador geofísico para fins educativos

Este trabalho consistiu na investigação geofísica da possível contaminação de um posto de combustíveis em Belém-PA, bem como no desenvolvimento de um simulador geofísico para fins educativos. A investigação consistiu no levantamento de 13 perfis com o método geofísico eletromagnético Ground Penetrating Radar (GPR). Os radargramas obtidos, conjuntamente com os dados pré-existentes de sondagens mecânicas, Volatile Organics Compounds (VOC) e Benzeno-Tolueno-Etil-benzeno-Xileno (BTEX), permitiram identificar zonas de baixa reflexão do sinal eletromagnético (zonas atenuadas) em áreas com predominância de areia, o que indicaria contaminação. Como as medidas de GPR foram repetidas no período chuvoso, foi possível observar a redução da atenuação em perfil rico em areia, indicando a lixiviação dos ácidos graxos oriundos da biodegradação dos hidrocarbonetos, bem como o aumento da atenuação provocada pela argila, devido a sua elevada porosidade, e também, possivelmente, pelo aumento da biodegradação dos hidrocarbonetos que ficam retidos na argila. Este resultado constitui o primeiro caso inserido no simulador geofísico, experimento que permite mostrar o uso de diferentes métodos geofísicos. O simulador possui duas telas computacionais, a debaixo para simulação do modelo de subsuperfície escolhido e, a tela de cima, para representação da resposta geofísica obtida com o auxílio de uma unidade ótica que percorre o perfil representado na tela debaixo. Trata-se de uma modelagem analógica com recursos computacionais ainda não reportada na literatura, que permitirá mostrar diversos casos investigados constantes em dissertações e teses. O simulador poderá ser deslocado para empresas, universidades e secretarias, que fazem ou podem fazer uso da Geofísica, além de praças, escolas, etc., contribuindo de forma incisiva para a difusão da Geofísica como ferramenta na gestão de áreas contaminadas bem como para chamar a atenção da população para diferentes tipos de problemas, de modo a instruí-la sobre os mesmos.

Estudo da resposta de diferentes arranjos de bobinas na perfilagem de indução de poço: modelamento analógico

A sonda de indução tem sido largamente utilizada na perfilagem de poço para detectar reservatórios através do contraste de condutividade existente entre as zonas contendo hidrocarbonetos e as zonas contendo água conata. A sonda de indução, além de auxiliar na localização de formações que contêm hidrocarbonetos, possibilita o cálculo de reservas para análise da viabilidade de exploração do reservatório. Porém, apesar do grande avanço da sonda de indução, a qual utiliza arranjo coaxial, existem várias restrições ao seu uso. Camadas delgadas, poços preenchidos com lama condutiva e invasão profunda são algumas das situações onde não é adequada a utilização da sonda de indução. Considerando as limitações da sonda de indução é que desenvolvemos em laboratório um estudo sobre as diferentes disposições de bobinas para a perfilagem de indução. O estudo consiste em comparar a resposta da sonda de arranjo de bobinas coaxiais, com a resposta da sonda de arranjo de bobinas coplanares e verificar se as respostas encontradas resolvem alguns dos problemas apresentados pela sonda de bobinas coaxiais. As respostas das sondas de diferentes disposições de bobinas foram obtidas através da montagem de um sistema de modelamento analógico simulando um poço. Para o sistema modelo foi utilizado um fator de escala linear igual a 20. Um tanque contendo soluções salinas de diferentes condutividades simulava algumas situações geológicas controladas. O sistema permitia uma variação na frequência de 50 kHz a 100 kHz. Os resultados obtidos foram satisfatórios, em virtude do arranjo de bobinas coplanares ter apresentado melhor resolução vertical que o arranjo de bobinas coaxiais.

Estudo da resposta de perfilagem de indução de camadas finas com diferentes arranjos de bobinas: modelamento analógico

Objetivando contribuir para a melhoria da resolução vertical das sondas de indução, utilizando arranjos de bobinas não-convencionais, fizemos um estudo comparativo das respostas obtidas com os arranjos coaxial e coplanar, através do modelamento analógico em escala reduzida. Construímos sondas de indução com um par de bobinas, bem como modelos geoelétricos que simulam seqüências litoestratigráficas formadas por camadas tanto espessas como delgadas, com ou sem invasão de fluidos, utilizando um fator de redução de escala igual a 20. O sistema de instrumentação nos permitiu medições da razão entre o campo secundário com relação ao primário na ordem de 0,01 %. Analisando os perfis obtidos com ambos os arranjos, coaxial e coplanar, chegamos a conclusão que: • quando se refere a camadas delgadas de condutividade elétrica relativamente elevadas, como é o caso de níveis argilíticos num pacote arenítico contendo hidrocarbonetos, o arranjo de bobinas coaxial é visivelmente superior ao coplanar, no que se refere ao posicionamento e estimativa das espessuras destas finas camadas; • por outro lado, quando se trata de camadas delgadas de condutividade relativamente baixa, como é o caso de lentes areníticas saturadas em hidrocarbonetos num pacote de folhelho, verificamos que o arranjo coplanar apresenta uma resolução vertical sensivelmente melhor, tanto para camadas finas quanto para as de maior espessura; • o efeito de camadas adjacentes (shoulder effect) se apresenta bem mais acentuado nos perfis obtidos com o arranjo coaxial; • o arranjo coplanar apresenta uma melhor definição de bordas para as camadas espessas. Entretanto, em camadas de menor espessura, o arranjo coplanar perde aquela ligeira oscilação do sinal que posiciona as interfaces de contato entre camadas.

Simulação computacional da adsorção dos poluentes benzeno, tolueno e p-xileno sobre carvão ativado

Os maiores problemas de contaminação de aquíferos e solos são atribuídos aos hidrocarbonetos monoaromáticos, que são os constituintes mais solúveis e mais móveis da fração de algumas substâncias, como por exemplo, da gasolina. Para a remoção destes contaminantes, a adsorção por carvão ativado é o método mais utilizado, pois o carvão apresenta uma habilidade significativa para adsorver componentes orgânicos de baixo peso molecular, como o benzeno, o tolueno e o p-xileno. Neste trabalho, verificou-se a adsorção dos mesmos sobre carvão ativado via simulação computacional. Como base, utilizou-se o modelo postulado de carvão preparado por Bourke et al. (2007). Várias etapas foram concluídas desde os modelos das estruturas do carvão e dos poluentes até as simulações de dinâmica molecular. Para a análise conformacional da estrutura do carvão, foi utilizado o método semi-empírico PM3 e para o processo de dinâmica, o campo de força AMBER FF99SB. A estrutura passou por um aquecimento, à pressão constante, até alcançar uma temperatura final de 298K (25ºC), sendo suas informações coletadas a cada 50ps. Posteriormente, a estrutura foi submetida a equilíbrio de sistema, à temperatura constante de 298K (25ºC), por 500ps para então suas informações serem analisadas. Por fim, o sistema foi então submetido à dinâmica molecular durante 15 ns. Após análise dos resultados, constatou-se que os grupos éter, lactona e carbonila (cetona) presentes na estrutura de carvão ativado conferem caráter ácido à mesma e devido a isto e à sua consequente carga superficial negativa, a adsorção tornou-se viável uma vez que os poluentes apresentavam carga superficial positiva, o que corrobora o entendimento que já se tem a respeito desse tipo de fenômeno.

Geração de campo magnético direcional por combinação de dipolos magnéticos

A ferramenta de indução EM é utilizada na perfilagem de poço de prospecção com a finalidade de determinar a concentração de óleo na formação geológica. Formações com camadas que são relativamente de grande espessura já foram bem tratadas, entretanto zonas com camadas finas intercaladas com argila e areia com bom potencial de hidrocarbonetos precisam ser investigadas. Por isso, é necessário melhorar a resolução da sonda de indução para delimitar camadas finas com maior precisão. Teoricamente, se uma sonda de indução apresentar o feixe do campo magnético direcionado transversalmente ao eixo do poço, ela poderá ter um bom potencial para melhorar a resolução vertical das sondagens. Neste trabalho estudamos a geração do campo magnético direcional na forma de um feixe fino através de diferentes combinações de duas bobinas transmissoras (dipolos magnéticos) para determinar um arranjo que apresente uma melhor focalização na perfilagem de indução. Duas configurações com dois transmissores EM apresentam uma região em que só há contribuição da componente radial para a indução magnética: dois dipolos magnéticos paralelos transversais ao eixo do poço e dois dipolos magnéticos anticoaxiais ao eixo do poço. Para estas duas configurações foram analisados os possíveis espaçamentos entre os dois dipolos magnéticos transmissores, verificando-se que quanto mais próximos os dois dipolos magnéticos transmissores mais agrupadas ficam as linhas de fluxo magnético numa direção transversal ao eixo do poço. Conseqüentemente é gerado um feixe fino e direcional, concentrando energia em uma porção de volume estreita a partir dos transmissores, tendo um bom potencial para melhorar a resolução vertical da sonda de indução EM de poço.

Interpretação do gráfico de Hingle através de rede competitiva angular

A saturação de água é a principal propriedade petrofísica para a avaliação de reservatórios de hidrocarbonetos, pois através da análise dos seus valores é definida a destinação final do poço recém perfurado, como produtor ou poço seco. O cálculo da saturação de água para as formações limpas é, comumente, realizado a partir da equação de Archie, que envolve a determinação da resistividade da zona virgem, obtida a partir de um perfil de resistividade profunda e o cálculo de porosidade da rocha, obtida a partir dos perfis de porosidade. A equação de Archie envolve ainda, a determinação da resistividade da água de formação, que normalmente necessita de definição local e correção para a profundidade da formação e da adoção de valores convenientes para os coeficientes de Archie. Um dos métodos mais tradicionais da geofísica de poço para o cálculo da saturação de água é o método de Hingle, particularmente útil nas situações de desconhecimento da resistividade da água de formação. O método de Hingle estabelece uma forma linear para a equação de Archie, a partir dos perfis de resistividade e porosidade e a representa na forma gráfica, como a reta da água ou dos pontos, no gráfico de Hingle, com saturação de água unitária e o valor da resistividade da água de formação é obtido a partir da inclinação da reta da água. Independente do desenvolvimento tecnológico das ferramentas de perfilagem e dos computadores digitais, o geofísico, ainda hoje, se vê obrigado a realizar a interpretação de ábacos ou gráficos, sujeito a ocorrência de erros derivados da sua acuidade visual. Com o objetivo de mitigar a ocorrência deste tipo de erro e produzir uma primeira aproximação para a saturação de água em tempo real de perfilagem do poço, insere-se o trabalho apresentado nesta dissertação, com a utilização de uma conveniente arquitetura de rede neural artificial, a rede competitiva angular, capaz de identificar a localização da reta da água, a partir da identificação de padrões angulares presentes nos dados dos perfis de porosidade e resistividade representados no gráfico de Hingle. A avaliação desta metodologia é realizada sobre dados sintéticos, que satisfazem integralmente a equação de Archie, e sobre dados reais.

Modelagem do mCSEM no domínio do tempo usando transformada discreta de Fourier

A modelagem do mCSEM é feita normalmente no domínio da frequência, desde sua formulação teórica até a análise dos resultados, devido às simplificações nas equações de Maxwell, possibilitadas quando trabalhamos em um regime de baixa frequência. No entanto, a abordagem através do domínio do tempo pode em princípio fornecer informação equivalente sobre a geofísica da subsuperfície aos dados no domínio da frequência. Neste trabalho, modelamos o mCSEM no domínio da frequência em modelos unidimensionais, e usamos a transformada discreta de Fourier para obter os dados no domínio do tempo. Simulamos ambientes geológicos marinhos com e sem uma camada resistiva, que representa um reservatório de hidrocarbonetos. Verificamos que os dados no domínio do tempo apresentam diferenças quando calculados para os modelos com e sem hidrocarbonetos em praticamente todas as configurações de modelo. Calculamos os resultados considerando variações na profundidade do mar, na posição dos receptores e na resistividade da camada de hidrocarbonetos. Observamos a influência da airwave, presente mesmo em profundidades oceânicas com mais de 1000m, e apesar de não ser possível uma simples separação dessa influência nos dados, o domínio do tempo nos permitiu fazer uma análise de seus efeitos sobre o levantamento. Como parte da preparação para a modelagem em ambientes 2D e 3D, fazemos também um estudo sobre o ganho de desempenho pelo uso do paralelismo computacional em nossa tarefa.