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Título: Inversão estocástica de sísmica 3D post-stack e dados de poço para a caracterização de reservatórios e modelação de propriedades
Autor: Alves, Fernando Manuel Correia Viegas
Orientador: Almeida, José António de
Palavras-chave: Inversão sísmica
Impedância acústica
Porosidade
Geoestatística
Simulação sequencial
Data de Defesa: 2012
Editora: Faculdade de Ciências e Tecnologia
Resumo: 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.
Descrição: Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Geológica (Georrecursos)
URI: http://hdl.handle.net/10362/8081
Aparece nas colecções:FCT: DCT - Dissertações de Mestrado

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