Rafael Lourenço Ancelme
Resumo
Obter a função refletividade do meio é crucial na análise dos parâmetros petrofísicos das rochas reservatório no intuito de identificar a presença e quantificar o volume de hidrocarbonetos. A proposta do presente trabalho, utilizando o conceito de imageamento controlado, é imagear um ponto específico em subsuperfície, a fim de extrair do dado sísmico um gráfico da variação do coeficiente de reflexão com o ângulo de incidência (AVA - Amplitude versus Angulo) de um alvo exploratório. O campo de onda registrado em cada receptor contém uma parcela de informação do coeficiente de reflexão da interface em estudo. Neste trabalho, a família CFP (Common Focus Point) na superfície de observação é gerada a partir do processo de convolução dos sismogramas de campo com um operador de síntese. Este operador é gerado a partir da propagação do campo de ondas de uma fonte pontual na profundidade do refletor e registrado pelos receptores na superfície de aquisição, admitindo a existência de um macro modelo de velocidades que contenha as principais feições estruturais, bem como uma seção sísmica previamente interpretada. Esta família CFP na superfície deve ser redatumada à profundidade de interesse exploratório, eliminando assim os efeitos das camadas que estão acima desse novo datum de aquisição (overboarding). Para este processo, foi utilizado o conceito de Migração Reversa no Tempo (RTM - Reverse Time Migration) que utiliza a equação completa da onda, sem as aproximações de Born. Esta metodologia foi aplicada a modelos sintéticos de alta complexidade geológica e como resultado, foram obtidas funções AVA e comparadas com soluções analítica. Concluindo, a aplicação desta metodologia fornece uma função AVA mais confiável para os processos de inversão petrofísicas de modo a identificar possíveis anomalias indicadoras da presença de hidrocarbonetos.
Abstract
Obtaining the medium reflectivity function is crucial in the petrophysical parameters analysis of reservoir rocks aiming to identify presence and volume quantification of hydrocarbons. The purpose of this work, using the controlled imaging concept, is to image a specific point in the subsurface thus extracting from the seismic data a graph of reflection coefficient variation with the angle of incidence (AVA) of an exploratory target. The wave field recorded at each receiver contains a bit of information about the reflection coefficient under study. In this work, the CFP Gather (Common Focus Point) on the surface of observation is generated by the convolution of the seismograms with a synthesis operator. This synthesis operator is generated by a wave field propagations from a punctual source above the target horizon which is recorded by receivers on the acquisition surface, assuming the existence of a macro velocity model that contains the major structural features, as well as a seismic section previously interpreted. The CFP gather on the surface must be redatuming to the depth of exploratory interest, thus eliminating the effects of the layers that are above the new datum of acquisition (overboarding). For this process, we used the concept of Reverse Time Migration (RTM) that uses the full wave equation, without the Born approximations. The aforementioned methodology was applied to synthetic models of high geological complexity and as a result were obtained AVA functions which were compared with analytical solutions. In conclusion, the application of this methodology provides a more reliable AVA function for petrophysical inversion processes in order to identify possible anomalies indicating the presence of hydrocarbons.
