PROCESSAMENTO SÍSMICO 2D COM PRESERVAÇÃO DE AMPLITUDE, MARINHO NA BACIA DE PELOTAS

  • Matheus Cabral Ribeiro
  • Luiz Geraldo Loures
Palavras-chave: Hidrato, Parâmetros Elásticos, Substituição de Fluidos

Resumo

Este trabalho visa à identificação de formações com hidratos na Bacia de Pelotas com estudo de substituição de fluidos. Metodologia: i- estudo da geologia local; ii- edição do arquivo para seg-y; iii- processamento sísmico e análise petrofísica; iv- caracterização da assinatura sísmica dos alvos e v- análise das amplitudes (AVO). O primeiro passo foi a realização da pesquisa bibliográfica, abordando temas como as características químicas do hidrato, condições químico-físicas de equilíbrio para acumulação e os parâmetros elásticos das rochas quando preenchidas por fluidos como água, óleo e gás, além da interferência na Vs causada pela presença de hidrato cimentando a rocha. E por fim interpretar a sismoestratigrafia do dado processado, para tentar identificar o “BSR” (o marcador mais comumente utilizado para a investigação de gás-hidratos, Reflector Paralelo ao Assoalho Marinho, sendo este causado por gás-hidrato trapeando sedimentos saturados por água salgada ou gás) e o “blank” (característica sísmica marcante devido à grande diferença de impedância). Um trabalho mais aprofundado está sendo concluído a nível de mestrado na UENF/LENEP pelo aluno Anderson W. P. Franco, também relacionado à identificação de hidrato na Bacia de Pelotas e análise de AVO do dado processado. Os resultados obtidos até então foram: iestudo de substituição de fluidos a partir de aquisição sísmica de um modelo geológico sintético com “input” de geometria das camadas e Vp características para água, óleo e gás preenchendo uma rocha reservatório (arenito) trapeada por folhelho, sendo notória a diferença entre as assinaturas sísmicas dos diferentes modelos; ii- implementação das equações de Gassmann e análise de seu comportamento com a variação de seus parâmetros, podendo observar a diminuição das Vp e Vs com o aumento da porosidade (0,00 a 0,30), para uma mesma porosidade a Vp aumenta com a densidade do fluido que está preenchendo a rocha e a Vs (mantendo os outros parâmetros constantes) não sofre influência da densidade do fluido; Os resultados esperados são: Caracterização das formações que contenham hidrato, e se possível a identificação do contato entre os fluidos presentes.