Publicação
Inversão estocástica de sísmica 3D post-stack e dados de poço para a caracterização de reservatórios e modelação de propriedades
| dc.contributor.advisor | Almeida, José António de | |
| dc.contributor.author | Alves, Fernando Manuel Correia Viegas | |
| dc.date.accessioned | 2012-11-05T11:14:21Z | |
| dc.date.available | 2012-11-05T11:14:21Z | |
| dc.date.issued | 2012 | |
| dc.description | Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Geológica (Georrecursos) | por |
| dc.description.abstract | A inversão de sísmica 3D é provavelmente o procedimento de modelação de reservatórios de petróleo mais explorado e investigado, porque por um lado é um problema complexo e, por outro, os reservatórios são extensos em área, da ordem de alguns quilómetros quadrados, muitas vezes geologicamente complexos e nas fases iniciais de caracterização e exploração estão amostrados apenas por um número muito limitado de poços donde os dados sísmicos são a única fonte de informação que cobre todo o reservatório embora, como é evidente, tenha uma grande incerteza associada. No presente trabalho apresenta-se uma metodologia inovadora destinada a gerar imagens 3D da impedância acústica (IA), por co-simulação, condicionada aos coeficientes de reflexão de uma imagem determinista de referência. Considera as seguintes etapas: (1) partir de uma imagem de IA determinista e determinar os respectivos coeficientes de reflexão traço a traço (solução óptima); (2) aplicar uma versão modificada do algoritmo de simulação e co-simulação sequencial directa para simular a IA condicionada aos coeficientes de reflexão calculados a partir da imagem determinista, e às IA observadas nos poços; (3) validar os resultados obtidos, nomeadamente no que respeita à correlação entre a sísmica real e a sísmica sintética obtida por convolução das imagens simuladas de IA com a wavelet ajustada; (4) gerar imagens de porosidade por co-simulação com as imagens simuladas de IA. As vantagens desta metodologia são: (1) eficiência – para obter uma imagem simulada de IA apenas é necessário fazer uma simulação; (2) explora o espaço de incerteza – porque a simulação é parcialmente condicional aos coeficientes de reflexão obtidos com a imagem determinista, e não à IA determinista propriamente dita; (3) respeita as características genéricas de uma simulação – histograma dos dados, variograma e os dados reais nos blocos que contactam a localização dos poços. Esta metodologia foi testada com sucesso para a modelação da IA e da porosidade de um reservatório carbonatado. Concretamente, discutem-se os resultados do modelo obtido, e faz-se uma análise dos resultados e do espaço de incerteza. | por |
| dc.identifier.uri | http://hdl.handle.net/10362/8081 | |
| dc.language.iso | por | por |
| dc.publisher | Faculdade de Ciências e Tecnologia | por |
| dc.subject | Inversão sísmica | por |
| dc.subject | Impedância acústica | por |
| dc.subject | Porosidade | por |
| dc.subject | Geoestatística | por |
| dc.subject | Simulação sequencial | por |
| dc.title | Inversão estocástica de sísmica 3D post-stack e dados de poço para a caracterização de reservatórios e modelação de propriedades | por |
| dc.type | master thesis | |
| dspace.entity.type | Publication | |
| rcaap.rights | openAccess | por |
| rcaap.type | masterThesis | por |