Modelagem e inversão de coeficientes de reflexão em meios fraturados usando algoritmo genetico

• Main Author: Tinen, Julio Setsuo
• Other Authors: UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
• Format: Others
• Language: Portuguese
• Published: [s.n.] 1998
• Subjects: Prospecção sismica; Anisotropia; Reservatórios; Algoritmos
• Online Access: TINEN, Julio Setsuo. Modelagem e inversão de coeficientes de reflexão em meios fraturados usando algoritmo genetico. 1998. 75f. Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias, Campinas, SP. Disponível em: <http://www.repositorio.unicamp.br/handle/REPOSIP/286739>. Acesso em: 24 jul. 2018.; http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/286739

Orientador: Ivan de Araujo Simões Filho === Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias === Made available in DSpace on 2018-07-25T01:03:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Tinen_JulioSetsuo_M.pdf: 3410004 bytes, checksum: 2e7ab456535fba4a49c8514ab23b0a7e (MD5) Previous issue date: 1998 === Resumo: Neste trabalho é apresentado um método para a modelagem direta exata e inversão dos coeficientes de reflexão de ondas planas incidentes em uma interface plana separando dois meios com pelo menos um plano de simetria paralelo à interface, com simetria monoclínica ou superior. Para ilustrar o procedimento, são calculados os coeficientes de reflexão das ondas qP na interface separando um meio isotrópico, representando a rocha selante, de um meio anisotrópico, representado a rocha reservatório com fraturas alinhadas verticalmente. A modelagem direta dos coeficientes de reflexão qP para todos os possíveis azimutes e ângulos de incidência sugere que a variação da amplitude com o afastamento (AVO), combinados com a variação da amplitude com o azimute (A V A), podem fornecer informações sobre a densidade de fraturamento e a orientação das fraturas. Na segunda parte do trabalho, é usada uma técnica de otimização global (algoritmo genético) para inverter os dados de AVO sintéticos. Chegou-se a conclusão que a configuração mínima dos planos de aquisição é de três azimutes e a distância mínima do afastamento mais longo necessária para a inversão dos dados A VOI A V A é de 45 graus. O espaço de modelos consiste nos valores da densidade e dos cinco parâmetros elásticos de um meio transversalmente isotrópico com eixo de simetria horizontal, representando a rocha reservatório fraturada. Os parâmetros da rocha fraturada são obtidos usando dados reais de um reservatório de óleo. Não há informação a priori sobre os valores dos parâmetros do espaço dos modelos, exceto sobre os valores mínimos e máximos das velocidades das ondas elásticas na crosta terrestre e restrições inerentes à estabilidade elástica das ondas sísmicas em meios sólidos. Meios com anisotropia suave são assumidos, isto é, as ondas S são mais lentas que as ondas compressionais para qualquer direção e não ocorre nenhuma polarização anômala, nem triplicação. Após a inversão dos parâmetros do espaço de modelos, são obtidas a estatística dos trinta melhores modelos e a Função de Verosimilhança que indicam a qualidade problema de inversão de dados A VOI A V A === Abstract: We present a method for the exact modeling and inversion of multi-azimutal qP-wave reflection coefficients at an interface separating two anisotropic media with at least one of its planes of symmetry paralIel to the interface, Le., monoclinic or higher symmetries. To illustrate the procedure, we compute qP-wave reflection coefficients at an interface separating an isotropic medium (representing a seal rock) from an anisotropic medium (representing a reservoir rock with vertical aligned fractures). Forward modeling of the qP reflection coefficients for alI possible azimuths and angles of incidence suggests that amplitude versus offset (AVO) effects, combined with amplitude versus azimuth (A V A) effects, can be indicate of fracture density orientation. Particularly, the difference in the offset ofthe critical angles arrivals for different azimuths is proportional to the fracture density: the higher the fracture density, the larger the difference. We also use a global optimization technique (genetic algorithm) to the invert wideangle (up to 45 degrees of incidence) AVO synthetic data, for three azimuths of the plane of the data acquisition. We found that configuration is the minimum number of acquisition planes and the minimum distance of the far offset needed to invert A VOI A V A data is forty-five degrees. The model space consists of the mass density and five elastic parameters of a transversely isotropic medium with a horizontal symmetry axis, which represents the fractured reservo ir rock. The parameters of the fractured rock are computed using real data from a oil reservoir. There are no prior information on the values of the model space parameters, except for reasonable value of wave velocities in crostal rocks and constraints of elastic stability of solid media. Mild anisotropy is also assumed, i.e., shear waves are slower than compressional waves for any direction of propagation and neither anomalous polarizations nor triplications occur. After inversion of the model space parameters, we compute statistics of the thirty better models and likelihood functions, which indicate the quality of the A VOI A V A inverse problem === Mestrado === Geoengenharia de Reservatorios === Mestre em Geociências