Amplitudes e padrões de polarização de pulsos em meios anisotrópicos

Extrair informações litológicas da subsuperfície através de dados sísmicos constitui-se num grande desafio à prospecção sísmica, pois a hipótese de estratificações formadas por camadas isotrópicas se mostra insuficiente para representar o comportamento do campo elástico em levantamentos com grandes afastamentos entre fonte e receptor, geofones multicomponentes, medidas de VSP tridimensional, entre outros. Sob este panorama, a prospecção sísmica passa a considerar modelos anisotrópicos de subsuperfície para, por exemplo, caracterizar reservatórios. O objetivo deste texto é apresentar um formalismo para modelar o espalhamento de pulsos a partir de ondas planas incidentes em interfaces planas horizontais que separam meios anisotrópicos. Este espalhamento é obtido primeiramente, através da formulação explícita dos campos de deformação e tração como função das matrizes propagadoras, de polarização e de impedância do meio. Em seguidaeste formalismo é usado para a obtenção das matrizes dos coeficientes de reflexão e transmissão através de uma interface plana horizontal para posteriormente, ser generalizado para o espalhamento através de múltiplas camadas. Finalmente, inserem-se ao campo da onda incidente as amplitudes de um pulso analítico para calcular o espalhamento do pulso através de estratificações.

Influência da bacia hidrográfica e características espaço-temporais de variáveis limnológicas sobre reservatórios no Rio Jacuí - RS

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES)

Estudo genotípico de Trypanosoma cruzi: epidemiologia e caracterização molecular de isolados do homem, triatomíneos e mamíferos silvestres do Pará, Amapá e Maranhão

A doença de Chagas aguda (DCA) é endêmica na Amazônia Brasileira sendo a via oral a principal forma de transmissão com surtos familiares ou multifamiliares. Esta via independe da colonização de triatomíneos no domicílio e a ocorrência é regular com média de 100 casos/ano e 5% de óbitos. Apresenta distribuição espaço-temporal bem definida, colocando a enfermidade como emergência de importância em saúde pública nos estados do Pará, Amapá e Amazonas. A presença de mamíferos e triatomíneos silvestres, infectados naturalmente com o c e habitando distintos ecótopos terrestres e arbóreos, mantém um intenso ciclo enzoótico em toda a Amazônia. Perfis moleculares de linhagens de T. cruzi na região estão associados a hospedeiros mamíferos (incluindo o homem), triatomíneos, ecótopos e manifestações clínicas. Foram estudados quatro surtos de DCA ocorridos nos Municípios de Barcarena, Belém e Cachoeira do Arari no Estado do Pará e em Santana, no Estado do Amapá e abordados os aspectos epidemiológicos (parasitológico e sorológico manifestações clínicas, reservatórios e triatomíneos silvestres associados aos surtos). Foi investigado também em São Luís, Estado do Maranhão, o ciclo domiciliar e silvestre do T. cruzi, porém sem a ocorrência de casos de DCA. O estudo incluiu também a genotipagem molecular de T. cruzi pelo gene de mini-exon dos isolados (homem, mamíferos e triatomíneos silvestres) associados aos diferentes ciclos de transmissão. O diagnóstico parasitológico foi confirmado em 63 pacientes com a seguinte sensibilidade nos testes aplicados: 41,3% (26/63) pela gota espessa; 58,7% (37/63) no QBC; 79,4% (50/63) no xenodiagnóstico e 61,9% (39/63) na hemocultura. A sorologia de 2648 pessoas por hemaglutinação indireta (HAI) foi de 3,05% (81/2648) e imunofluorescência indireta IFI apresentaram respectivamente resultados de e 2,49% (66/2648) para IgG e 2,37 (63/2648) para IgM. Os resultados em São Luís foram todos negativos. Foram capturados 24 mamíferos, 13 Didelphis marsupialis, 1 Marmosa cinerea, 5 Philander opossum, 3 Metachirus nudicaudatus, 1 Oryzomys macconnelli, 1 Oecomys bicolor e 433 R. rattus. A taxa de infecção para T. cruzi foi de 7,14% (29/404). Um total de 3279 triatomíneos foi capturado sendo: Triatoma rubrofasciata (n=3008), com taxa de infecção (TI) de 30.46%, (39/128), Rhodnius robustus (n=137), com TI de 76% (79/104), R. pictipes (n=94), TI de 56,9% (49/86%), E. mucronatus (n=6) e P. geniculatus (n=12) com TI de 50% e as demais espécies sem infecção R. neglectus (n=5) e P. lignarius (n=6). As palmeiras foram os principais ecótopos dos triatomíneos silvestres. O urucurizeiro (S. martiana) apresentava infestação de 47,41% (101/213) dos triatomíneos; o “inajazeiro” (Maximiliana regia) 35,21% (75/213); o “babaçueiro” (Orbgnya. speciosa) 5,16% (11/213); o “dendezeiro” (Eleas melanoccoca) 1,87% (4/213) e a “bacabeira” (Oenocarpus bacaba) 10,32% (22/213). Para a genotipagem foram obtidos 46 isolados de tripanossomas de origem humana, 31 isolamentos de mamíferos silvestres e 74 amostras de triatomíneos. Todos os isolados foram caracterizados como da linhagem TcI de T. cruzi. Todos os casos humanos no Pará foram caracterizados como positivos por exame parasitológico. Nem todos os casos de Santana, Amapá, apresentaram casos parasitológicos positivos, pela demora do diagnóstico, mesmo assim estes foram definidos como DCA. Exames como xenodiagnóstico, hemocultura e o QBC® foram mais sensíveis do que a gota espessa. A sorologia por HAI e IFI (IgG e IgM) tiveram excelente sensibilidade para detectar os casos agudos em tempos distintos de infecção. O achado de mamíferos (D. marsupilais) e triatomíneos silvestres (R. pictipes e P. geniculatus) infectados com consideráveis taxas de infecção para T. cruzi no entorno das residências dos pacientes sustentam a importância destes hospedeiros associados à transmissão da DCA. Apesar de na Amazônia circularem vários genótipos de T. cruzi nos diferentes hospedeiros, neste trabalho foi identificada somente a linhagem TCI de T. cruzi, a mais predominante na Região. Em São Luís, Maranhão, embora sem registro de casos de DCA apresenta um ciclo domiciliar associados ao rato doméstico e o triatomíneo da espécie T. rubrofasciata, e um ciclo silvestre mantido por didelfídeos. Nos dois ciclos circulam a linhagem TCI de T. cruzi. Estudos com marcadores de maior resolução com isolados de T. cruzi regionais podem ajudar a esclarecer os ciclos de transmissão, as rotas de contaminação e os hospedeiros envolvidos em casos de DCA na Amazônia.

Caracterização genética de Salmonella enterica sorovar Panama de origem ambiental, humana, animal e alimento, no Estado do Pará

Um total de 110 amostras de Salmonella Panama, incluindo 84 amostras ambientais, 16 amostras humanas, 5 amostras de alimentos e 5 amostras de animal silvestre provenientes de municípios no Estado do Pará, Brasil, foi submetido ao teste de sensibilidade a agentes antimicrobianos e à tipagem genotípica por PFGE. Todas as amostras analisadas apresentaram multirresistência a, pelo menos, 5 antibióticos. O modelo de resistência mais freqüente abrangeu 85 (77,3%) das amostras de S. Panama e foi representado pelos antibióticos cefalotina, cefazolina, cefuroxima, cefoxitina, gentamicina e tobramicina. A tipagem PFGE de 89 isolados de S. Panama resultou em 54 perfis genotípicos diferentes, dentre os quais foi observada a ocorrência de 16 clones. O dendograma revelou a existência de 2 grupos PFGE, designados grupo A e grupo B, definidos com uma similaridade genética de 83,34% e 83,87%, respectivamente. O maior clone e mais prevalente com 8 isolados de S. Panama foi oriundo de ambientes aquáticos dos municípios de Belém e Barcarena. Um segundo clone com 5 isolados foi proveniente de diferentes igarapés da Floresta Nacional de Caxiuanã. Ambos os clones demonstraram persistir no ambiente aquático por pelo menos 2 anos. Os 5 clones de Salmonella Panama encontrados em ambientes aquáticos da Floresta Nacional de Caxiuanã, que se caracteriza por apresentar ação antrópica mínina, não foram detectados em municípios mais impactados pela ação do homem como Belém e Barcarena, sugerindo adaptação dos mesmos em relação não só aos respectivos ambientes mas, principalmente, à reservatórios diferentes.

Influência do reservatório de Barra Bonita sobre a morfohidrografia da baixa bacia do Rio Piracicaba-SP: contribuições à geomorfologia antropogênica

Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP)

Análise técnico-econômica da substituição parcial do combustível diesel pelo gás natural em motores marítimos na região amazônica

A experiência internacional indica a existência de cinco alavancas principais comumente relacionadas à expansão do consumo de gás natural: a) disponibilidade de reservas de gás natural; b) restrições à oferta de outros energéticos (especialmente para a geração de eletricidade); c) preocupação com o meio ambiente em uma legislação ambiental cada dia mais rigorosa; d) liberalização de empresas privadas na distribuição e comercialização de gás natural, atraindo investimentos; e) liberalização da indústria, atraindo investimentos privados, como opção. Dentro desse cenário, as obras de construção do gasoduto Coari (Base de Extração Urucu)-Manaus, com cerca de 670 quilômetros de extensão total, ficarão prontas em abril de 2008 conforme previsão da Petrobrás divulgada no dia 21/05/2007, o qual transportará 4,7 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural na primeira fase de operação. O investimento total previsto é de R$2,4 bilhões. O gás natural substituirá o diesel e o óleo combustível usados principalmente na produção de grande parte da energia elétrica consumida no Estado do Amazonas. Será usado também nos processos industrial e comercial, bem como para abastecer veículos automotores (automóveis, pickups, caminhões leves, ônibus) com segurança. Essa última aplicação incentivou por excelência esta dissertação, fazendo uma análise técnico-econômica da substituição parcial do combustível diesel pelo gás natural em motores marítimos na região Amazônica, pois as embarcações são veículos que singram os rios da Amazônia, usados no transporte de carga e passageiros. Demonstra primeiramente que é possível tecnicamente a conversão dos motores diesel para consumirem diesel misturado com gás natural às taxas de substituição de diesel por gás natural de 5% a 90%, usando tecnologias já disponíveis no mercado brasileiro, sob a ótica de desempenho energético e ambiental. Posteriormente apresenta uma análise econômica da conversão, levando em consideração os reservatórios para gás natural comprimido - GNC ofertados no mercado nacional e os kits de conversão, em que ficam demonstradas: a) a viabilidade econômica do empreendimento, se desprezados os pesos e os volumes dos reservatórios de gás natural comprimido, principalmente os pesos; b) a inviabilidade econômica, considerando o transporte dos reservatórios nas embarcações como fretes que deixaram de gerar receitas pelos volumes e pesos ocupados nelas.

Arranjos coplanar e coaxial nas sondas de perfilagem de poço: ferramentas triaxiais em reservatórios laminados

A ferramenta de indução triaxial ou multicomponente foi desenvolvida recentemente para solucionar os problemas de medição da convencional perfilagem de indução em formações anisotrópicas. Neste trabalho são apresentadas as respostas da sonda de indução triaxial em reservatórios que possuem seqüências finamente laminadas de arenito e folhelho. Reservatórios como estes apresentam a conhecida anisotropia macroscópica, portanto, os resultados demonstrarão a existência de uma resistividade horizontal e outra vertical. Devido a sonda triaxial de indução apresentar dois pares de bobinas coplanares, os quais em geral fornecem os valores de resistividade vertical, este trabalho apresenta inicialmente um estudo analítico e qualitativo das respostas obtidas pelo arranjo coplanar onde o transmissor é tratado como um dipolo. Também será apresentada a solução analítica em que a bobina transmissora é considerada como um loop de dimensão finita.

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.

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.

Deconvolução de perfis de poço

A maioria dos perfis de poço utilizados nas avaliações petrofísicas de reservatórios possuem uma resolução vertical na ordem de um metro. Isto cria um problema quando as espessuras típicas das camadas são inferiores a um metro, uma vez que não há correção das leituras. Os perfis de alta resolução vertical como da ferramenta de propagação eletromagnética (EPT, Schlumberger), o dipmeter (SHDT, Schlumberger) ou das ferramentas de varredura acústica ou elétrica possuem uma resolução vertical da ordem de centimetros, mas apresentam uma limitada aplicação para as avaliações petrofísicas. Nós apresentamos um método para a deconvolução de um perfil de baixa resolução vertical que utiliza informações de um perfil de alta resolução vertical para identificar uma nítida interface entre camadas que apresentam valores da propriedade petrofísica contrastante, mas localmente constante em ambos os lados. A partir desse intervalo de controle, nós determinamos a função resposta vertical da ferramenta sob as condições atuais do poço com base no teorema da convolução. Utilizamos várias interfaces de modo a obter valores mais representativos da resposta da ferramenta. O perfil de baixa resolução é então deconvoluido utilizando a transformada discreta de Fourier (FFT) sobre todo o intervalo de interesse. É importante destacar que a invasão do filtrado da lama e a presença do bolo de lama não produzem efeitos danosos sobre o método, que foi aplicado a perfis sintéticos e a dados de campo, onde a aplicação de filtros com um correto ajuste de profundidade, bem como a própria escolha do intervalo de controle, antes da deconvolução, são de extrema importância para o sucesso do método.

Deconvolução de perfis de poços através do ajuste de energia

As medidas de resistividade são de fundamental importância para o cálculo da saturação de óleo em reservatórios potencialmente produtores. A combinação das medidas de resistividade rasa e profunda permite a obtenção dos parâmetros R_t, R_xo e d_i. Mas, em reservatórios complexos existem dificuldades em se obter leituras confiáveis de R_t, devido à baixa resolução vertical das ferramentas de investigação profunda. Em reservatórios laminados, por exemplo, as leituras obtidas pela ferramenta de indução profunda (ILD) podem levar a uma interpretação errônea das mesmas, levando a acreditar que as medidas obtidas do perfil referem-se a uma única camada. Este problema pode ser em parte resolvido através de uma metodologia que melhore a resolução vertical dos perfis de investigação profunda, valendo-se do uso de informações obtidas de um perfil de alta resolução vertical, i.e; a curva de resistividade rasa. Uma abordagem neste sentido seria usar um perfil de alta resolução que apresente uma boa correlação com o perfil de investigação profunda. Esta correlação pode ser melhor avaliada se aplicarmos um filtro no perfil de alta resolução, de tal forma que o perfil resultante tenha teoricamente a mesma resolução vertical do perfil de baixa resolução. A obtenção deste filtro, porém, recai na premissa de que as funções respostas verticais para as ferramentas de alta e baixa resolução são disponíveis, o que não ocorre na prática. Este trabalho se propõe mostrar uma nova abordagem onde o filtro pode ser obtido a partir de um tratamento no domínio da freqüência. Tal tratamento visa igualar a energia espectral do perfil de alta resolução à energia espectral do perfil de baixa resolução tendo como base o Teorema de Parseval. Será mostrado que a resolução vertical depende fundamentalmente da energia espectral do perfil em questão. A seguir, uma regressão linear é aplicada sobre os perfis de alta resolução filtrado e de baixa resolução. Para cada ponto amostrado dos perfis, uma rotina de minimização é aplicada visando escolher o melhor intervalo de correlação entre os perfis. Finalmente, um fator de correção é aplicado sobre cada ponto do perfil de baixa resolução. Os resultados obtidos com os perfis de indução são promissores, demonstrando a eficácia da abordagem e mesmo quando aplicada em perfis com diferentes propriedades petrofísicas, a metodologia funcionou satisfatoriamente, sem danificar os perfis originais.

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.

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.