Modelagem de ondas sismicas utilizando o metodo do raio em reservatorio anisotropico e heterogeneo

• Main Author: Grochau, Marcos Hexsel
• Other Authors: UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
• Format: Others
• Language: Portuguese
• Published: [s.n.] 1998
• Subjects: Anisotropia; Ondas sismicas
• Online Access: GROCHAU, Marcos Hexsel. Modelagem de ondas sismicas utilizando o metodo do raio em reservatorio anisotropico e heterogeneo. 1998. 117f. Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Campinas, SP. Disponível em: <http://www.repositorio.unicamp.br/handle/REPOSIP/264951>. Acesso em: 24 jul. 2018.; http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264951

Orientadores: Ivan de Araujo Simões Filho, Ivan Psencik === Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica === Made available in DSpace on 2018-07-24T22:48:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Grochau_MarcosHexsel_M.pdf: 9007215 bytes, checksum: 7fa042e06aa6e38f18dc20990d2dc9cd (MD5) Previous issue date: 1998 === Resumo: No presente trabalho, construiu-se um modelo complexo com 6 camadas, similar a um campo da Bacia de Campos. Algumas dessas camadas são heterogêneas e/ou anisotrópicas. A camada superior representa o mar (meio acústico). Imediatamente abaixo há uma camada isotrópica, com gradiente vertical de velocidades, representando a seqüência sedimentar acima do reservatório. Sotoposto está um folhelho, simulado por um meio transversalmente isotrópico, com eixo de simetria vertical. O arenito reservatório, posicionado entre duas camadas de folhelho, é isotrópico. Sobre esse modelo é introduzida uma zona de fraturamento com variação lateral de intensidade. As porções das camadas de folhelho atingidas pelo sistema de fraturas verticais, são modeladas por meios com simetria ortorrômbica. Suas propriedades elásticas variam em função do grau de fraturamento. O arenito fraturado passa lateralmente de isotrópico para transversalmente isotrópico com eixo de simetria horizontal. Este modelo foi caracterizado através do comportamento das superfícies de velocidade de fase e dos coeficientes de reflexão em todas as camadas e serviu como base para uma análise dos dados obtidos com diferentes geometrias de aquisição sísmica em meios fraturados, através de modelagem com o método do raio. Para levantamentos 3D observou-se que a correção de NMO (Normal Moveout) se feita em uma única direção pode acarretar erros de até 4ms no posicionamento do refletor e de 38% na sua amplitude máxima. Para a geometria poço a poço, o azimute do levantamento implica variações de até 14ms para a onda qP. Para esta onda, a componente transversal da amplitude seria a mais sensível à presença de fraturas === Abstract: A complex six-Iayered model approximating a field of the Campos Basin was constructed in this work. Some of the layers are inhomogeneous and/or anisotropic. The uppermost layer represents the sea (acoustic medium). Immediately below it is an isotropic layer with a vertical gradient of velocities, representing a sedimentary sequence above the reservoir. Below is a shale simulated by a transversally isotropic medium with vertical axis of symmetry. The sandstone reservoir located between two layers of shale, is isotropic. A fractured zone with lateral variation of its intensity is introduced to the above described model. Portions of shales affected by vertical fractures are modeled as a medium of orthorhombic symmetry. Its elastic properties vary in accordance with the degree of fracturing. Portions of sandstone affected by vertical fractures vary laterally from isotropic to transversally isotropic with horizontal axis of symmetry. This model was characterized by the behaviour of phase velocities and reflection coefficients in alllayers and served as a basis for an analysis of data obtained by ray modelling for various acquisition geometries in the fractured medium. For 3D surveys an observation was made that the NMO (normal moveout) correction made for a unique direction could be responsible for errors of up to 4ms in the reflector position and of upto 38% in its maximum amplitude. For cross-well geometry, the azimuth of the survey implies variations of up to 14ms for the qP wave. The transverse component of displacement ofthe qP wave is most sensitive to the presence of fractures === Mestrado === Mestre em Engenharia de Petróleo