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M.Sc.
COPPE/UFRJ
2010
Universidade Federal do Rio de Janeiro
T
Í
Nome do Autor
2008
Ronan Magalhães Ávila
M.Sc.
20
Universidade Federal do Rio de Janeiro
REPROCESSAMENTO DE DADO SÍSMICO
2D DA BACIA DO PARNAÍBA
Ronan Magalhães Ávila
2010
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REPROCESSAMENTO DE DADO SÍSMICO 2D DA BACIA DO PARNAÍBA
Ronan Magalhães Ávila
Dissertação de Mestrado apresentada ao
Programa de Pós-graduação em Engenharia
Civil, COPPE, da Universidade Federal do Rio
de Janeiro, como parte dos requisitos necessários
à obtenção do título de Mestre em Engenharia
Civil.
Orientador: Luiz Landau
Rio de Janeiro
Março de 2010
COPPE/UFRJCOPPE/UFRJ
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REPROCESSAMENTO DE DADO SÍSMICO 2D DA BACIA DO PARNAÍBA
Ronan Magalhães Ávila
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO
LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA
(COPPE) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE
DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE
EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA CIVIL.
Examinada por:
________________________________________________
Prof. Luiz Landau, D.Sc.
________________________________________________
Prof. José Luis Drummond Alves, D.Sc.
________________________________________________
Dr. Josias José da Silva, D.Sc.
________________________________________________
Dr. Félix Thadeu Teixeira Gonçalves, D.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
MARÇO DE 2010
iii
Ávila, Ronan Magalhães
Reprocessamento de Dado Sísmico 2D da Bacia do Parnaíba
/ Ronan Magalhães Ávila – Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE,
2010.
VIII, 66 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Luiz Landau
Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de
Engenharia Civil, 2010.
Referências Bibliográficas: p. 63-66.
1. Reprocessamento sísmico. 2. Migração pré-
empilhamento. 3. Bacia do Parnaíba I Landau, Luiz II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE,
Programa de Engenharia Civil. III. Título.
iv
AGRADECIMETOS
Agradeço ao coordenador Dr. Luiz Landau e todo corpo docente da
COPPE/UFRJ pela oportunidade da realização deste trabalho.
Agradeço em especial ao geofísico Msc. Leo Nascimento pelo apoio técnico
que agregou grande valor ao trabalho. À empresa Halliburton pela liberação parcial do
horário de trabalho, assim como pela disponibilização de infra-estrutura (hardware e
software). Aos examinadores da banca por suas importantes contribuições para a
elaboração do documento.
v
Resumo de Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M. Sc.)
REPROCESSAMENTO DE DADO SÍSMICO 2D DA BACIA DO PARNAÍBA
Ronan Magalhães Ávila
Março/2010
Orientador: Luiz Landau
Programa: Engenharia Civil
O presente trabalho visou o reprocessamento de uma linha sísmica 2D,
adquirida na década de 80, na Bacia Paleozóica do Parnaíba, utilizando a técnica de
migração pré-empilhamento no domínio do tempo (PSTM).
No Brasil, há muitos dados sísmicos que foram adquiridos há décadas e
processados com técnicas modernas à época que, no entanto, podem ser consideradas
obsoletas atualmente. Dentre as principais vantagens do reprocessamento aplicado
podemos destacar: foco em um intervalo de interesse, o resultado rápido e o baixo custo
se comparado à realização de novas aquisições que, por vezes, sequer seriam possíveis,
por problemas logísticos e obstáculos físicos ou mesmo por conta de restrições
ambientais. O reprocessamento aplicado neste trabalho se aproveitou ainda das
interpretações realizadas, incorporando ao fluxo o conhecimento geológico obtido.
A Bacia do Parnaíba foi escolhida porque mesmo estando presentes todas as
etapas de um sistema petrolífero completo, ainda é considerada de fronteira
exploratória. Parte do “insucesso exploratório” pode ser atribuído a pouca quantidade e
baixa qualidade dos dados sísmicos existentes.
O maior desafio deste projeto foi recuperar as amplitudes abaixo de um
segundo, por conta da presença de soleiras de diabásio, que prejudicam o imageamento.
Como resultado final foi obtido um dado sísmico que representa de maneira mais
fidedigna o subsolo, apresentando melhor razão sinal x ruído e maior recuperação das
amplitudes.
vi
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)
2D SEISMIC LINE REPROCESSING OF PARNAÍBA BASIN
Ronan Magalhães Ávila
March/2010
Advisor: Luiz Landau
Program: Civil Engineering
The focus of this thesis was the reprocessing of a 2D seismic line acquired in
the 80s decade at Parnaiba Paleozoic Basin using the technique of pre-stack time
migration (PSTM).
In Brazil, there are many seismic data that were acquired decades ago and
processed with modern techniques at the time, however, may be considered obsolete
nowadays. Among the main advantages of reprocessing applied can be highlighted:
focus on a range of interest, relative low cost and rapid results in comparison to new
acquisitions, which sometimes can’t be done because of logistical problems or by the
presence of physical obstacle or even because of environmental restrictions. Moreover,
the reprocessing can take advantage of use the interpreted data and incorporate this
knowledge to the workflow.
The Parnaiba Basin was chosen because although this basin presents a complete
petroliferous system it’s still considered exploratory frontier. Part of the "exploratory
failure" can be attributed to the low amount and low quality of existing seismic data.
The biggest challenge of this project was to recover the amplitudes below one
second because of the presence of diabase sills which affect the imaging. The final
reprocessed data represents better the underground, with better signal x noise ratio and
greater amplitude recovery.
vii
Índice
Capítulo 1 Introdução 1
1.1 Objetivos e métodos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
1.2 Estrutura da dissertação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2
Capítulo 2 Área de estudo 4
2.1 Localização da linha 0059-RL-0048. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
2.2 Histórico exploratório. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
Capítulo 3 Geologia da Bacia do Parnaíba 10
3.1 Aspectos gerais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3.2 Geologia estrutural. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
3.3 Registro sedimentar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.4 Registro magmático. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
3.5 Sistema petrolífero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19
Capítulo 4 Fundamentos básicos (sísmica) 22
4.1 Refração e reflexão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
4.2 Ondas P e S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
4.3 Sismograma de reflexão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
4.4 Aquisição de dados sísmicos 2d terrestres. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29
Capítulo 5 Processamento sísmico - Metodologia e fluxograma 32
5.1 Organização dos dados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
5.1.1 Registro sísmico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
5.1.2 Relatório do observador (RO). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
5.1.3 Arquivo de navegação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36
5.1.4 Construção da geometria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36
5.2 Pré-processamento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
5.2.1 Definição de janelas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
5.2.2 Edição de traços ruidosos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44
5.2.3 Pick de primeiras quebras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
5.2.4 Correções estáticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .46
5.2.5 Deconvolução do traço sísmico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
5.3 Processamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
5.3.1 Primeira análise de velocidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48
5.3.2 Primeiro empilhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51
viii
5.3.3 Primeira correção de estática residual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52
5.3.4 Redução das múltiplas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53
5.3.5 Segunda análise de velocidades, empilhamento e correção de
estática residual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
5.3.6 Migração do dado (PSTM). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .56
5.3.7 Comparação dos resultados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
Capítulo 6 Conclusões e trabalhos futuros 61
Referências bibliográficas 63
1
Capítulo 1
Introdução
O presente trabalho tem como tema central o reprocessamento de dados
sísmicos antigos. Para tal, foi escolhida uma linha sísmica 2d adquirida há algumas
décadas na Bacia do Parnaíba. Esse tipo de trabalho apresenta-se, cada vez mais, como
uma ferramenta muito útil para auxiliar o processo de pesquisa no setor petrolífero
(Ritchie et al, 2005 e Chopra et al, 2004).
O reprocessamento aplicado aqui visou principalmente melhorar a recuperação
das amplitudes abaixo de um segundo, em função da presença de rochas que podem
representar potenciais selos, reservatórios e geradores neste intervalo. O mesmo dado
foi processado há algumas décadas, utilizando-se a migração pós-empilhamento,
considerada à época, estado da arte. Ao reprocessamento atual, foi utilizada a técnica
de migração do dado sísmico pré-empilhamento, o que representa a principal diferença
entre as metodologias aplicadas (processamento antigo x novo). Também foi dada
atenção especial aos processos de correções estáticas e análises de velocidade.
A escolha da Bacia do Parnaíba para desenvolvimento deste trabalho não foi
aleatória. A idéia principal foi utilizar a técnica de reprocessamento sísmico, visando
contribuir para o avanço dos conhecimentos nessa Bacia relativamente pouco
conhecida. Mais do que defender uma tese de mestrado, partimos do princípio de que
colocamos mais um “tijolo” na construção do conhecimento do rico subsolo brasileiro.
1.1. Objetivos e métodos
O objetivo central deste trabalho foi reprocessar a linha sísmica 0059-RL-0048,
adquirida na Bacia do Parnaíba na década de 80, aplicando técnicas e conceitos
modernos. Um dos exemplos de casos bem sucedidos de aplicação dessa técnica foi o
reprocessamento de 720 linhas sísmicas 2d da Bacia do Solimões. O produto final foi
2
um dado que reflete de maneira mais fidedigna o subsolo dessa Bacia (SILVA et al,
2007). O reprocessamento de dados sísmicos antigos vem sendo aplicado com grande
sucesso em outras partes do mundo (Ritchie et al, 2005 e Chopra et al, 2004).
A metodologia de processamento utilizada neste trabalho é constituída, em
grande parte, de um dos fluxogramas utilizados pela Landmark, porém com diversas
modificações feitas pelo autor. Todo o fluxo de trabalho foi desenvolvido com base na
linha teste 0059-RL-0048, entregue à ANP antes de 1998, portanto, sendo na data atual,
de domínio público. As fases mais importantes foram: correções estáticas e dinâmicas,
utilização de ferramentas para recuperação das amplitudes, deconvolução, edição de
ruídos e principalmente, a migração pré-empilhamento, realizada no domínio do tempo
(PSTM), utilizando o algoritmo Kirchhoff. Em cada etapa do processamento, buscou-se
representar da maneira mais fidedigna possível a geologia da Bacia. Assim, tão
importante quanto buscar seções com qualidade e resolução, melhorando a relação sinal
x ruído, foi “construir” uma imagem que representasse bem as estruturas geológicas.
1.2. Estrutura da dissertação
O primeiro capítulo é responsável pela apresentação do tema, assim como dos
objetivos e estruturação do documento. A idéia é justificar a escolha da linha de
pesquisa que compõe o presente trabalho.
O segundo capítulo trata de ilustrar a área de estudo, em diversas escalas, desde
a localização da Bacia até o posicionamento da linha sísmica a ser reprocessada.
O terceiro capítulo aborda o tema: “Geologia da Bacia do Parnaíba”. Em geral,
os aspectos geológicos não recebem o devido valor nos trabalhos de processamento
sísmico. Esse fato é constatado quando observamos os relatórios, que se limitam a
descrever os cálculos, fórmulas e processos utilizados, assim como resultados obtidos.
Em nenhum momento se observa uma ligação direta com a geologia. No
processamento atual, foi possível, por exemplo, uma análise interativa do dado de
velocidades. Os resultados foram verificados no dado empilhado ao mesmo tempo em
que foi feita a interpretação do campo de velocidades (velan). No caso da presença uma
soleira intrudida em um pacote de arenito, a velocidade deve aumentar e voltar a
3
diminuir em um curto intervalo de tempo. A incorporação do conhecimento geológico
durante o fluxo de trabalho mostra-se assim, de extrema importância.
No quarto capítulo são apresentados, sucintamente, conceitos e leis físicas
básicas, porém importantes para o bom entendimento do capítulo subsequente.
No quinto capítulo é detalhada cada fase do processamento sísmico da linha
0059-RL-0048, serão discutidas as técnicas e ferramentas utilizadas assim com os
resultados obtidos. As conclusões do trabalho são apresentadas no capítulo 6.
4
Capítulo 2
Área de estudo
A Bacia do Parnaíba localiza-se na região norte do Brasil e recobre os estados
do Maranhão e Piauí, além de parte dos estados de Tocantins, Pará e Ceará. Está
geograficamente entre os paralelos de 2º 00’’ e 12º 00’’S e meridianos 40º 30’’ e 52º
00’’W (Figura 1). Abrange uma área total de aproximadamente 668.000 km
2
.
Figura 1 - Mapa de localização da Bacia do Solimões, Amazonas e Parnaíba (WANDERLEY FILHO et
al. 2006).
GÓES (1995) e GÓES e COIMBRA (1996) propuseram a subdivisão da Bacia
do Parnaíba em quatro sub-Bacias, em função de suas respectivas histórias de
Formação: Parnaíba (Siluriano-Triássico), Alpercatas (Jurássico-Eocretáceo), Grajaú
(Cretáceo) e Espigão Mestre (Cretáceo). No capítulo quatro serão abordados os
aspectos geológicos regionais da Bacia, porém, foge ao escopo desse trabalho detalhar
essa subdivisão.
Geologicamente, a Bacia do Parnaíba está limitada ao norte pelo Cráton de São
Luís; a oeste pelo Cráton do Amazonas, faixa de dobramentos Paraguai-Araguaia e
5
maciço de Goiás; ao sul pela faixa de dobramentos de Brasília, e a leste pelo Cráton de
São Francisco e faixa de dobramentos Nordeste (Figura 2).
Figura 2 - Mapa de limites geológicos das Bacias do Parnaíba, Grajaú e São Luis (Fonte, CPRM, 2003).
2.1. Localização da linha 0059-RL-0048.
Existem poucos dados exploratórios disponíveis nesta Bacia, sobretudo no que
diz respeito às linhas sísmicas adquiridas. Neste trabalho foi selecionada a linha 0059-
RL-0048, ilustrada na Figura 3.
Figura 3 - Localização da linha 0059-RL-0048, em vermelho no mapa (fonte ANP, website, 2010).
6
2.2. Histórico exploratório
Todas as informações contidas neste resumo foram obtidas do relatório feito
pela Organização Nacional da Indústria do Petróleo. Situação da Sísmica Terrestre no
Brasil – Projeto ONIP/GEO (2004) e também material elaborado para Nona Rodada de
Licitações, Bacia do Parnaíba pela ANP Superintendência de Definição de Blocos da
ANP (PETERSOHN, 2007).
O início da exploração de petróleo no Brasil data do século XIX, em Bacias
terrestres; no entanto, o primeiro campo só foi descoberto em 1939 em Lobato, Bahia.
Com o passar dos anos e os relativos insucessos exploratórios das Bacias interiores
Paleozóicas, grande parte atribuídos às dificuldades da época, os esforços exploratórios
foram migrados para as Bacias Cretáceas litorâneas em meados de 1968. Até os dias
atuais muitas dessas Bacias interiores ainda são pouco conhecidas.
Em 1973 e 1979, duas grandes crises mundiais impactaram fortemente os
preços do petróleo, obrigando o Brasil a reduzir sua importação. Diante desse cenário a
Petrobrás (criada em 1953) priorizou as Bacias marginais, estratégia que resultou em
grande sucesso, ressaltando-se as descobertas dos campos gigantes da Bacia de
Campos. O efeito colateral dessa concentração de esforços em estudos de campos
offshore, foi o “abandono” das Bacias terrestres brasileiras. Com o passar dos anos
formou-se um perigoso ciclo vicioso representado na Figura 4.
Figura 4 – Diagrama ilustrando o ciclo que marcou a história exploratória das Bacias interiores
Paleozóicas brasileiras. Muitos geofísicos experientes alegam que estas Bacias têm enorme potencial,
mas ainda não foram adequadamente estudadas.
7
A Lei do Petróleo, criada em 1997, abriu o mercado para as empresas chamadas
“operadoras”, quebrando o monopólio da Petrobrás. Um dos principais objetivos dessa
medida foi trazer investimentos para o Brasil, gerando mais empregos e renda e,
principalmente, acelerando a cadeia exploratória de modo a atingir a auto-suficiência
em petróleo, o que aconteceu no ano 2006.
A ANP tem se esforçado para tornar mais atrativas as Bacias terrestres
brasileiras, sendo que algumas dessas foram licitadas em leilões públicos. Esses
esforços resultaram em bons avanços com relação à atividade exploratória, porém, no
que se refere ao principal método de exploração, a sísmica de reflexão, ainda há muito
espaço para melhorias, por exemplo, no que se refere aos métodos de migração. Abaixo
segue um breve histórico exploratório da Bacia do Parnaíba com os seus principais
marcos, segundo documento elaborado pela ANP em 2007, para a nona rodada de
licitações de blocos:
• 1947 – 1953: Trabalhos realizados pelo Conselho Nacional do Petróleo (CNP)
que resultaram na perfuração de dois poços no Maranhão;
• 1953 – 1966: Criação da Petrobras em 1953. Nesse período foram realizados os
principais levantamentos geológicos de superfície na Bacia. Nessa fase foram
perfurados 27 poços;
• 1975 – 1988: Nova fase exploratória tendo na sísmica de reflexão a principal
ferramenta. Contratos de riscos. Perfuração de cinco poços;
• 1988 – 1993: Reprocessamento de dados sísmicos, perfis aero - magnéticos e
geoquímica de superfície.
À Bacia do Parnaíba, objeto de estudo no presente trabalho aplica-se todos os
problemas descritos até aqui, consequentemente, podemos afirmar que se trata de uma
área pouco conhecida do ponto de vista geológico. A principal razão é que durante os
períodos de esforços exploratórios, foram encontrados poucos indícios da presença de
petróleo, todos subcomerciais (poço 1-TB-2-MA) e gás (poço 2-CP-1-MA). Com o
sucesso exploratório obtido em outras Bacias, os investimentos e esforços naturalmente
migraram para as localidades mais promissoras.
Segundo material elaborado para nona rodada de licitações pela
Superintendência de Definição de Blocos (PETERSOHN, 2007), o conhecimento
8
geológico da Bacia do Parnaíba provém da interpretação de dados levantados
inicialmente pelo CNP na década de 1950, aos quais se somaram investimentos da
então recém-criada Petrobras (1953). Nas décadas de 1960 e 1970 ocorreram os
maiores esforços exploratórios dessa Bacia. Na década de 1980, novos dados foram
adquiridos na fase de contratos de risco pelas empresas ESSO e ANSCHUTZ.
Somando todos esses esforços o acervo possui 34 poços exploratórios perfurados para
hidrocarbonetos, sendo 22 pioneiros e 12 estratigráficos, dentre os quais, apenas sete
perfurados com o apoio de levantamentos sísmicos. Existem ainda 13.194 km
2
de
sísmica 2d com distribuição esparsa, além de 13.194 km
2
de dados magnetométricos e
116.390 km
2
de dados gravimétricos (PETERSOHN, 2007). Esse conjunto de
informações, sem dúvida, não é suficiente para o bom conhecimento dessa imensa área.
A ANP ofereceu blocos da Bacia do Parnaíba na quarta rodada de licitações, em
junho de 2002. Relembrando o diagrama do ciclo vicioso apresentado na Figura 4, não
houve ofertas. Recentemente, a própria ANP contratou a aquisição de levantamentos
aerogeofísicos regionais (gravimétricos e magnetométricos), o que nos leva a duas
conclusões: realmente é reconhecida a falta de informações e a ANP está se esforçando
para torná-la mais atrativa. Em 2007, novamente alguns setores foram oferecidos na
nona rodada de licitações da ANP, dessa vez arrematados pelas empresas PETRA
ENERGIA (PN-T-48/49/50/67/68/84/85), DEVON (PN-T-66), PETROBRAS (PN-T-
86) e COMP (PN-T-102). Atualmente a OGX possui direitos sobre sete blocos
exploratórios na Bacia do Parnaíba, cobrindo uma área total superior a 20.000 km²,
adquiridos junto à PETRA ENERGIA, que permanece com 30% de participação. Esses
blocos têm relevante potencial para produção de gás, evidenciado por um poço
perfurado em 1987, onde foi constatada a presença de hidrocarbonetos.
Mesmo com todos os esforços da ANP em estimular os investimentos na Bacia
do Parnaíba, assim como para outras grandes Bacias interiores Paleozóicas brasileiras,
há ainda uma carência de dados geofísicos, geológicos e de profissionais que se
interessem por estudar essas regiões.
No que diz respeito à formação de massa crítica, melhoria dos dados
exploratórios existentes e fornecimento de ferramentas e recursos humanos, não
podemos deixar de destacar a importância do papel das Universidades brasileiras. Uma
maior participação do meio acadêmico nesse processo, sobretudo nos cursos de
especialização, sem dúvida, agregaria grande valor ao país. Não alheio ao contexto
9
apresentado, escolhemos a Bacia do Parnaíba como objeto de estudo, com foco na
melhoria dos dados de sísmica de reflexão, considerado em todo o mundo como o
principal método geofísico exploratório da indústria de petróleo.
10
Capítulo 3
Geologia da Bacia do Parnaíba
Como explicitado no capítulo anterior, a Bacia do Parnaíba ainda é considerada
de “fronteira exploratória”, ou seja, o conhecimento geológico é limitado. O foco deste
trabalho é o processamento de dados sísmicos (capítulo 5), sendo assim, grande parte
dos dados utilizados no presente capítulo são produtos de revisão bibliográfica, em que
a principal fonte de informação foi a ANP (PETERSOHN, 2007). Essa revisão
mostrou-se muito importante para o projeto, uma vez que o bom entendimento da
geologia impacta diretamente os resultados obtidos pelo processamento. Outra fonte
importante de pesquisa foi o livro publicado em 2008: “Fronteiras. A Exploração de
Petróleo nas Bacias Terrestres Brasileiras”, que teve como organizador o Dr. Giuseppe
Bacoccoli, que infelizmente faleceu precocemente em 2009, deixando, porém, vasto
material que auxilia o entendimento geológico de nosso território.
Não é incomum os setores de processamento e de interpretação sísmica
apresentarem problemas de comunicação entre si. Metaforicamente, muitas vezes o
processo ocorre como em uma corrida de revezamento: o processamento “entrega o
bastão” para o intérprete, que mais à frente “entrega o bastão” ao engenheiro e assim
por diante. Mesmo trabalhando com base em revisão bibliográfica, foi dada grande
atenção aos aspectos geológicos. Cada etapa do fluxograma de processamento foi
realizada tendo em mente o objetivo final: gerar uma seção sísmica com boa qualidade
de imageamento e que representasse da forma mais fidedigna possível, o subsolo e seus
aspectos geológicos.
Em função de sua complexidade, relevância e a fim de facilitar o entendimento
do tema, este capítulo foi subdivido na seguinte estrutura: 3.1 apresenta os aspectos
gerais da geologia; 3.2 aborda resumidamente aspectos da geologia estrutural; 3.3
apresenta os registros sedimentares e suas divisões; 3.4 complementa o tema geologia
estrutural, explanando sobre as intrusões magmáticas que tiveram papel fundamental no
último tópico desse capítulo; 3.5 apresenta os sistemas petrolíferos.
11
3.1. Aspectos gerais
Trata-se de uma Bacia Paleozóica intra-cratônica, com recobrimento de
sedimentos Cretáceos e Terciários, com uma área total de aproximadamente 668.000
Km
2
. A Bacia do Parnaíba desenvolveu-se sobre um embasamento continental durante
o estágio de estabilização da plataforma Sul-Americana (ALMEIDA e CARNEIRO,
2004). Com relação ao embasamento, são encontradas rochas ígneas, metamórficas e
até mesmo rochas sedimentares, com idades que variam desde o Arqueano até o
Ordovinciano; no entanto, possivelmente predominam as rochas formadas entre o final
do Proterozóico e início do Paleozóico, que corresponde ao tempo de consolidação
dessa plataforma (VAZ et al, 2000).
A origem ou subsidência inicial provavelmente esteve ligada às deformações e
eventos térmicos pós-orogênicos do ciclo Brasiliano ou ao estágio de transição da
plataforma, utilizando-se a terminologia de ALMEIDA e CARNEIRO (2004).
Estruturas grabenformes, segundo OLIVEIRA e MOHRIAK (2003), teriam controlado
o depocentro inicial. Duas unidades sedimentares fazem parte do embasamento, sendo
a primeira conhecida como Formação Riachão, de idade Proterozóica Médio ou
Superior, caracterizada por depósitos imaturos compostos por grauvacas, arcósios,
siltitos, folhelhos vermelhos e ignimbritos. A segunda, denominada Grupo Jaibaras, de
idade estimada Cambro-Ordovinciana, caracterizada por depósitos fluviais, aluviais e
lacustres que afloram nordeste da Bacia. Os aspectos estruturais, sistemas de deposição,
intrusões magmáticas e sistemas petrolíferos serão descritos com maiores detalhes nos
tópicos seguintes. As Figuras 5 e 6 ilustram o mapa geológico e uma seção geológica
esquemática, respectivamente.
12
Figura 5 – Mapa geológico da Bacia do Parnaíba. Fonte: ANP website, documento elaborado para nona
rodada de licitações de blocos (PETERSOHN, 2007).
Figura 6 – Seção geológica esquemática da Bacia do Parnaíba (Modificado de GOÉS et al, 1993)
.
3.2. Geologia estrutural
As feições estruturais mais marcantes da Bacia do Parnaíba são dadas pelos
lineamentos Picos-Santa Inês, Marajó-Parnaíba e a zona de falhas Transbrasiliana,
sendo essa última a mais expressiva (Figura 7). Os grandes lineamentos tiveram papel
importante nos condicionamentos dos eventos subsequentes, assim, controlaram a
direção de deposição dos sedimentos mais jovens até o Eocarbonífero. Do
Neocarbonífero até o Jurássico, os depocentros se deslocaram para a porção central da
13
Bacia. A geometria externa passou a ser ovalada em planta, característica de sinéclise
inferior. Acrescenta-se neste contexto estrutural a presença de blocos falhados de
pequeno rejeito e dobras, resultantes da intrusão de corpos ígneos Mesozóicos.
Dividindo por áreas, o domínio setentrional é caracterizado pela presença de
arcos regionais e abundantes falhas normais, enquanto no domínio central ocorrem
estruturas relacionadas às intrusões ígneas. No domínio meridional interpretam-se
estruturas relacionadas à tectônica transcorrente (Figura 7).
Figura 7 – À esquerda, mapa do arcabouço estrutural dividido em domínios. À direita, área selecionada
para estudo neste trabalho (destacada pelo círculo pontilhado na cor vermelha), note que o Lineamento
Transbasiliano, apesar de expressivo, não afeta a área de estudo. Fonte: ANP website, documento
elaborado para nona rodada de licitações de blocos (PETERSOHN, 2007).
O contexto estrutural sempre é muito importante para o bom entendimento da
história de uma Bacia sedimentar. No caso da Bacia do Parnaíba, a atividade estrutural
do Mesozóico, acompanhada por intenso magmatismo básico, merece destaque em
função do papel desempenhado para composição do sistema petrolífero.
3.3. Registro sedimentar
Há algumas variações na literatura em relação à classificação das formações e
sequências deposicionais da Bacia do Parnaíba. Neste trabalho, são apresentadas as
divisões descritas no boletim de geociências da Petrobras (
EIRAS et al, 1994).
14
Segundo VAZ et al (2000), a sucessão de registros sedimentares pode ser
dividida em cinco Supersequências (Figura 8): Siluriana, Mesodevoniana-
Eocarbonífera, Neocarbonífera-Eotriássica, Jurássica e Cretácea:
Figura 8 – Carta estratigráfica da Bacia do Parnaíba. À direita a divisão das Supersequencias
deposicionais (modificado de VAZ et al, 2000).
Segue a descrição de cada uma das Supersequências deposicionais, com base em
revisão bibliográfica:
• Siluriana: Caracterizada por um ciclo completo de regressão e transgressão do
nível do mar. São bem distribuídas, mas só afloram na porção leste. Sua unidade
mais antiga, a Formação Ipú, designa arenitos com seixos, conglomerados e
matacões de quartzo ou quartzito. A deposição foi em vários ambientes, tais como:
glacial proximal e glacio-fluvial, leques ou frentes deltáicos (CAPUTO, 1984). A
15
Formação Tinguá se formou apenas em plataforma rasa, é composta por folhelhos
cinza-escuros, bioturbados, sideríticos a carbonáticos e por arenitos variando de
fino a médio, feldspáticos e de intercalações de siltitos e folhelhos cinza-escuros,
bioturbados e micáceos (GÓES e FEIJÓ, 1994). A Formação Jaicós é constituída
por arenitos cinza, grossos, contendo seixos angulares a sub-angulares, mal
selecionados, maciços ou com estratificação cruzada ou lenticular (CAPUTO,
1984), depositados em sistemas fluviais entrelaçados (GÓES e FEIJÓ, 1994).
• Mesodevoniana-Eocarbonífera: O contato com a sequência anterior é discordante.
O Grupo Canindé é dividido em quatro Formações, descritas a seguir na ordem de
deposição. A Formação Itaim é composta por arenitos finos a médios, com grãos
sub-arrendodados, bem selecionados com alta esfericidade. Na base observam-se
intercalações de folhelho bioturbados, caracterizando uma granocrescência
ascendente (DELLA FÁVERA, 1990). Foram depositados em ambientes deltaicos e
plataformais, dominados por correntes induzidas por marés e tempestitos (GOÉS e
FEIJÓ, 1994). Na Formação Pimenteiras predominam os folhelhos escuros
radioativos, ricos em matéria orgânica. Esses representam a ingressão marinha mais
importante da Bacia. A sedimentação ocorreu em ambiente e plataforma rasa
dominada por tempestades. Ciclos deposicionais e a passagem gradacional para
ambiente regressivo caracterizam o início da deposição dos sedimentos da
Formação Cabeças (DELLA FÁVERA, 1990), onde predominam os arenitos cinza-
claros granulometricamente variáveis. Tiltitos denotam um ambiente glacial ou
periglacial (CAPUTO, 1984). Na Formação Longá predominam os folhelhos
escuros, homogêneos ou bem laminados, bioturbados. Na sua porção intermediária
encontram-se arenitos e siltitos laminados, sendo interpretados como ambiente
plataformal dominado por tempestades (GOÉS e FEIJÓ, 1994). A Formação Poti
pode ser subdividida em duas porções, sendo a inferior constituída por arenitos
cinza-esbranquiçados, médios, com lâminas dispersas de siltito e a superior, de
arenitos cinza, lâminas de siltitos e folhelhos com eventuais níveis de carvão
(LIMA e LEITE, 1978). A deposição ocorreu em deltas e planícies de maré, às
vezes sob influência de tempestade.
16
• eocarbonífera-Eotriássica: Aflora nas regiões centro-sul e parte das regiões
leste-nordeste e oeste da Bacia. É composta por quatro Formações, descritas a
seguir, da mais antiga para mais recente. A Formação Piauí se apresenta em duas
sucessões distintas (LIMA e LEITE, 1978): inferior, composta por arenitos rosados,
médios, maciços ou com estratificação cruzada de grande porte e intercalações de
folhelho vermelho, e a superior composta por arenitos vermelhos, amarelos, fino a
médios, contendo intercalações de folhelhos vermelhos, calcários e finas camadas
de silex. Siltitos e lentes conglomeráticas também ocorrem no Pensilvaniano
(CAPUTO, 1984). LIMA e LEITE (1978) interpretaram um ambiente fluvial com
contribuições eólicas e breves incursões marinhas, em um clima semi-árido e
desértico. A Formação Pedra de Fogo, de idade permiana (DINO et al, 2002), é
composta por grande variedade de rochas incluindo calcários oolíticos e pisolíticos,
arenitos amarelados, finos a médios, folhelhos e anidrita. GÓES e FEIJÓ (1994)
interpretaram como sendo deposição de ambiente marinho raso a litorânea com
planícies de sabka (amplas áreas de planícies costeiras), sob influência de
tempestades ocasionais. A Formação Motuca é composta predominantemente por
siltitos vermelhos e arenito fino a médio. Esses sedimentos foram depositados em
um sistema desértico, com lagos associados (GOÉS e FEIJÓ, 1994), estendendo-se
do Permiano final ao início do Eotriássico (CAPUTO, 1984). A Formação
Sambaíba é composta por arenitos vermelhos, finos a médios, subangulosos a
subarredondados. São verificadas dunas com estratificação cruzada de grande porte,
contendo diversas feições típicas de ambientes eólicos, em sistema semidesértico,
com contribuição fluvial.
• Jurássica: A Formação Pastos Bons representa esta sequência. Segundo CAPUTO
(1984) o basalto Mosquito intercalado na Formação Sambaíba ajudou a aumentar o
peso da carga sedimentar existente, culminando na subsidência da Bacia, iniciando
assim a deposição Jurássica. O final dessa fase sedimentar teria sido consequência
da abertura do Atlântico Equatorial. Os litotipos podem ser divididos em três partes:
na base predominam os arenitos brancos, esverdeados a amarelados, fino a médio,
grãos subarredondados e com estratificação paralela. Na parte média predominam
siltitos e folhelho cinza a verdes intercalados com arenitos. Na parte superior
ocorrem arenitos vermelhos finos, gradando para siltitos, contendo níveis de
17
folhelhos (CAPUTO, 1984), depositados em ambientes lacustres, com alguma
contribuição fluvial em clima árido e semi-árido.
• Cretácea: Os depocentros deslocaram-se da região central para norte e noroeste da
Bacia, como reflexo da abertura do Atlântico. A Formação Corda é composta por
arenitos vermelhos, finos a médios, bem selecionados. São encontradas
estratificações cruzadas de grande porte, climbings transladantes e ripples, fluxos
de grãos e outras estruturas típicas de dunas eólicas. Deduz-se que os sedimentos
foram depositados em ambiente desértico (CAPUTO, 1984). Nas formações Corda
e Grajaú, são encontrados fragmentos de basaltos. A Formação Grajaú é composta
por arenitos mal selecionados, sendo comum a presença de seixos e de níveis
conglomeráticas (CAPUTO, 1984). Os depósitos das formações Corda, Grajau e
Codó são contemporâneos (REZENDE, 2002), sendo as duas últimas datadas do
Neo-aptiano-Eo-albiano, depositadas em ambiente marinho raso, lacustre e flúvio-
deltaico. Na Formação Codó são encontrados folhelhos, calcários, siltitos,
gipsita/anidrita e arenitos. A Formação Itapecuru, de idade Mesoalbiano-
Neocretáceo (ROSSETTI et al., 2001) corresponde a seis ciclos deposicionais
atribuídos a sistemas de vales estuarinos incisos. Os depósitos transgressivos são
constituídos principalmente por arenitos finos, com estratificações cruzadas,
hummocky, acanalada, tabular, mud couplets e escorregamento de massa.
3.4. Registro magmático
As intrusões magmáticas tiveram papel fundamental na história da Bacia do
Parnaíba, principalmente no que diz respeito ao fornecimento de calor para maturação
da matéria orgânica presente nos folhelhos devonianos. A Figura 9 ilustra a influência
térmica dos basaltos nos folhelhos da Fm. Pimenteiras. Observe que quanto mais
próximo às intrusões, maior o efeito térmico e porcentagem de RO.
18
Figura 9 – Influência térmica das intrusões magmáticas para maturação da matéria orgânica na Bacia do
Parnaíba. Fonte: ANP website, documento elaborado para nona rodada de licitações de blocos
(PETERSOHN, 2007).
O mesmo aconteceu nas Bacias do Solimões e Amazonas, sendo que o tipo de
fluido presente nos reservatórios dessas, isto é, se óleo ou gás, depende da espessura e
da distância do corpo intrusivo com relação às rochas geradoras (EIRAS, 1998). Para
essas duas Bacias, a modelagem geoquímica confirmou que a transformação da matéria
orgânica em óleo e gás, ocorreu devido ao efeito térmico do diabásio Triássico
Penatecaua (BENDER et al., 2001).
O magmatismo na Bacia do Parnaíba foi intensificado durante o Mesozóico,
marcado por eventos distencionais de grande porte. Ocorre em formas de diques,
soleiras e derrames de composição básica. As intrusões cortam todos os pacotes até a
sequência Neocarbonífera-Eotriássica. Na superfície, na Formação Sardinha
predominam grandes diques e pequenas soleiras, enquanto que na Formação Mosquito
predominam grandes derrames e soleiras. MIZUSAKI e THOMAZ FILHO (2004) e
ZALÁN (2004) defendem que a Formação Mosquito é correlacionável com as soleiras
de diabásio, de magmatismo Penatecaua, das Bacias do Solimões e Amazonas (~210
Ma). Da mesma forma acredita-se que as básicas da Formação Sardinha seriam
correlatas aos derrames da Formação Serra Geral (~137-127 Ma) da Bacia do Paraná.
Além disso, o magmatismo Mosquito e Sardinha estariam relacionados,
respectivamente, ao rifteamento do Atlântico Central e Atlântico Sul (MILANI e
THOMAZ FILHO, 2000).
19
Tanto para as Bacias do Amazonas e Solimões, quanto para a Bacia do Parnaíba,
além da importância efeito térmico para o processo de maturação, os diques podem
ainda ter auxiliado no processo de migração do óleo e as soleiras representam
potenciais selos. A indiscutível importância dessas intrusões no contexto de sistemas
petrolíferos contrasta com seu “papel de vilã” quando o tema abordado é exploração
geofísica. A razão para isso é que essas rochas têm alta densidade e a velocidade de
propagação de ondas sísmicas nesses meios é muito alta em função de suas
características. Esse tema será abordado com mais detalhes no capítulo 5.
3.5.
Sistema petrolífero
A Bacia do Parnaíba não possui status de produtora de hidrocarbonetos, porém,
foram encontrados indícios de óleo e gás. Todos os eventos necessários para geração,
migração e preservação de hidrocarbonetos estão presentes. O sincronismo entre os
eventos também sugere sua potencialidade para exploração de hidrocarbonetos (Tabela
1).
Tabela 1 – Escala de eventos por tempo geológico da Bacia do Parnaíba. Fonte: ANP website,
modificado do documento elaborado para nona rodada de licitações de blocos (PETERSOHN, 2007).
A evolução do sistema petrolífero da Bacia do Parnaíba teve grande
contribuição dos lineamentos Transbrasilianos e Picos–Santa Inês, no que diz respeito à
20
estruturação de trapas, favorecimento de ambiente de geração de hidrocarbonetos
(soterramento) e espessamento do pacote sedimentar no Devoniano.
O principal potencial gerador da Bacia é representado pelos folhelhos da
Formação Pimenteira, que datam do Devoniano e apresentam COT médio entre 2 e
2.5%, chegando a 6% em alguns casos. Os principais reservatórios potenciais são
representados pelos arenitos da Formação Cabeças. Sugere-se que a geração tenha se
iniciado no Jurássico, tendo posteriormente o óleo migrado pelas falhas, ou ao longo de
diques ou mesmo por contato direto gerador-reservatório. As Figuras 10 e 11 ilustram
as principais rochas geradoras e reservatório potenciais da Bacia do Parnaíba:
• Rochas geradoras:
1. Folhelhos Devonianos da Fm. Pimenteira;
2. Folhelhos Silurianos da Fm. Tinguá;
3. Folhelho Devonianos (Fameniano) da Fm. Longá.
Figura 10 – Seção estratigráfica esquemática destacando as principais rochas geradoras potenciais da
Bacia do Parnaíba. Fonte: ANP website, documento elaborado para nona rodada de licitações de blocos
(PETERSOHN, 2007).
• Rochas reservatório:
1. Arenito Cabeças;
2. Arenito Silurianos da Fm. Ipú;
3. Arenitos Devonianos da Fm. Itaim.
Figura 11 – Seção estratigráfica esquemática destacando as principais rochas reservatório potenciais da
Bacia do Parnaíba. Fonte: ANP website, documento elaborado para nona rodada de licitações de blocos
(PETERSOHN, 2007).
1
3
2
3
1
2
21
Os principais selos considerados são representados pelas soleiras de diabásio
além dos folhelhos representados abaixo (Figura 12):
1. Folhelhos Fm. Longá para arenitos da Fm. Cabeças;
2. Folhelhos Fm. Pimenteiras para arenitos Fm. Itaim;
3. Folhelhos Fm. Tinguá para clásticos grosseiros Fm. Ipú.
Figura 12 – Seção estratigráfica esquemática destacando os principais selos (folhelhos) da Bacia do
Parnaíba. Fonte: ANP web site, documento elaborado para nona rodada de licitações de blocos
(PETERSOHN, 2007).
Complementando o sistema petrolífero estão as trapas representadas por falhas
normais e reversas relacionadas às intrusões ígneas.
Uma das especificidades da cadeia de exploração de hidrocarbonetos é que
“busca-se a exceção”. Para se encontrar óleo e gás existem muitas condicionantes. A
existência na Bacia do Parnaíba de todas as etapas que compõem um sistema
petrolífero, assim como suas corretas correlações temporais, sugere o bom potencial
petrolífero dessa Bacia.
1
2
3
22
Capítulo 4
Fundamentos básicos (sísmica)
Existem diversos métodos geofísicos que podem ser utilizados para
investigação do solo e subsolo, auxiliando no melhor conhecimento dos seus aspectos
geológicos. Dentre os principais métodos de investigação geofísica utilizados na
indústria do petróleo podemos destacar: gravitacional, magnético, radiométrico,
eletromagnético, georadar, sensoriamento remoto, perfilagem de poços e sísmico. Estes
dois últimos merecem destaque na história de exploração de hidrocarbonetos, sendo
que o método sísmico é o foco deste trabalho.
O método sísmico se baseia na emissão de ondas sísmicas a partir de uma fonte
artificial. Essas ondas percorrem o subsolo onde são transmitidas, refletidas e
refratadas, nas suas “descontinuidades”. Após retornar à superfície, são registradas
pelos receptores (hidrofones, para ambientes aquáticos e geofones, para ambientes
terrestres).
O método sísmico representa a principal ferramenta de investigação indireta
utilizada para prospecção de hidrocarbonetos pela indústria do petróleo. Uma boa
noção dos princípios e conceitos que envolvem essa técnica é fundamental para o
entendimento das discussões que serão apresentadas no capítulo 5, que aborda o tema
processamento sísmico. Por essa razão, o capítulo 4 se dedica a descrever, de forma
sucinta e simplificada, as principais leis físicas e processos que envolvem esse método
de exploração.
4.1. Refração e reflexão
A refração é um fenômeno que ocorre com a onda quando esta migra para outro
meio com propriedades diferentes. Ao comportamento de refração das ondas sísmicas
pode ser aplicado o princípio semelhante ao utilizado para propagação da luz, que é
regido pela lei de Snell. De maneira simplificada teremos (Figura 13):
23
Figura 13 – Ilustração do desvio da onda para diferentes ângulos de incidência.
Outra característica da refração em onda sísmica é que a frequência da onda
permanece constante, enquanto o comprimento de onda e a velocidade variam nas
mesmas proporções:
A refração total ocorre quando se atinge o ângulo crítico de incidência (Figura
14). Uma vez ultrapassado esse ângulo, toda propagação passa a ser paralela à interface
entre esses dois meios, até que encontre um ponto difrator, como por exemplo, uma
falha geológica.
↓↓⇒
↑↑⇒
⇒
⇒⋅=
λ
λλ
V
V
teconsf
fV
tan
Onde,
V = velocidade;
λ
λλ
λ
= comprimento de onda;
f
= frequência.
Onde:
i = ângulo de incidência (ângulo formado pelo
raio incidente e a normal);
r = ângulo de refração (ângulo formado pelo raio
refratado e a normal);
Vi e
λ
λλ
λ
i = velocidade e comprimento de onda da
onda incidente;
Vr e
λ
λλ
λ
r = velocidade e comprimento de onda da
onda refratada;
= Desvio angular da onda;
I e R= índice de refração do meio de
incidência e índice de refração do meio de
refração.
I
R
R
I
R
I
V
V
rsen
isen
===
λ
λ
ˆ
ˆ
Normal
i
r ∆
∆∆
∆
Normal
i
r ∆
∆∆
∆
n
N
n
N
Normal
ii
rr ∆
∆∆
∆∆
∆∆
∆
Normal
i
r ∆
∆∆
∆
n
N
Normal
i
r ∆
∆∆
∆
n
N
n
N
ir
ˆ
ˆ
−=∆
ri
ˆ
ˆ
−=∆
24
Figura 14 – Ilustração simulando o ângulo crítico (L) com o ângulo de refração igual a 90
o
.
“A refração” geralmente traz informações pouco detalhadas das regiões abaixo
da superfície, situadas entre o ponto de detonação e o ponto de registro (Figura 15).
Em alguns casos em que há camadas de rochas duras próximas à superfície, como por
exemplo, na Bacia do Paraná, a refração pode ser tão forte a ponto de prejudicar o
imageamento.
Figura 15 – Método sísmico de refração.
O fenômeno da refração sempre vem acompanhado da reflexão. Na prática, a lei
de Snell também pode ser aplicada, por analogia, ao raio refletido. A sísmica de
reflexão consiste no método geofísico mais bem sucedido na história exploratória da
indústria do petróleo. O princípio é simples, o sinal penetra na terra, sendo
parcialmente refletido ao encontrar camadas com propriedades físicas distintas entre si.
O sinal refletido retorna à superfície, sendo então detectado pelos geofones (Figura 16).
n
N
Normal
i= L
r=
90º
Raio
incidente
Raio
refratado
n
N
n
N
Normal
i= Li= L
r=
90º
r=
90º
Raio
incidente
Raio
refratado
n
Lsen =
ˆ
Geofones
V
2
>> V
1
Fonte
Onda direta
Onda refratada
Geofones
V
2
>> V
1
Fonte
Onda direta
Onda refratada
25
Figura 16 – Método sísmico de reflexão.
Durante a aquisição de dados sísmicos os geofones podem potencialmente
registrar as ondas diretas, assim como as refletidas e refratadas. Além dessas, quaisquer
ruídos também podem ser detectados, assim como reflexões internas (múltiplas), ruídos
externos, etc. Na prática, os geofones registram muito mais informações do que
realmente gostaríamos. Na fase de processamento sísmico grande parte desses ruídos
será discriminada e retirada do sinal, que por sua vez será reforçado, tratado e
corrigido, de modo a gerar seções sísmicas que representam o subsolo e sua geologia.
4.2. Ondas P e S
Para facilitar todas as discussões do sub-capítulo 4.1, não foram discriminados
os tipos de onda, porém, a detonação da fonte sísmica produz basicamente ondas
compressionais (ondas P), que vibram paralelamente à propagação. As ondas
cisalhantes (ondas S), cujo sentido de vibração é perpendicular à propagação não serão
abordadas neste trabalho (Figura 17).
Geofones
Fonte
Onda direta
Onda refletida
Geofones
Fonte
Onda direta
Onda refletida
26
Figura 17 – Comportamento das partículas pela passagem das ondas P (a) e S (b) por um meio
(SHERIFF e GELDART, 1995).
Quando uma onda P incide obliquamente sobre uma interface com propriedades
físicas distintas da anterior, os raios P refletidos e transmitidos são gerados e parte da
energia compressiva é convertida em raios da onda S. Embora as ondas S tenham bom
potencial para auxiliar na discriminação das propriedades físicas dos meios, elas são
difíceis de adquirir.
Para todas as discussões sobre reflexão e transmissão de energia sísmica
realizadas até aqui, considerou-se que as interfaces são contínuas e aproximadamente
planas. Obviamente, quase sempre essas considerações não correspondem à realidade
encontrada nas nossas Bacias terrestres. Camadas falhadas e matacões são alguns
exemplos de descontinuidades abruptas, que podem gerar uma difusão radial da energia
sísmica incidente, denominada difração. Ondas difratadas são comumente observadas
em registros sísmicos, sendo que, em alguns casos é difícil diferenciá-las de ondas
refletidas e refratadas. A Figura 18 ilustra a complexidade de uma aquisição terrestre e
alguns dos diferentes tipos de sinais que podem ser registrados.
27
Figura 18 – Propagação de ondas sísmicas. Ondas refratas, refletidas, superficiais e múltiplas podem ser
observadas (modificado de REYNOLDS, 1998).
O principal objetivo do processamento sísmico aplicado neste trabalho foi
preservar e intensificar os registros obtidos, destacando e retirando, na medida do
possível, todos os ruídos, principalmente abaixo de um segundo. O conhecimento
geológico foi “incorporado” a fim de representar da maneira mais próxima da realidade
quanto possível, o subsolo da Bacia. Para entender a representação do registro sísmico
de onda P, obtidos pelos geofones, é fundamental entender o que representa um
sismograma de reflexão.
4.3. Sismograma de reflexão
Durante o processo de aquisição de dados sísmicos, as ondas que percorrem o
subsolo e retornam à superfície são registradas pelos geofones. Esses receptores captam
as vibrações do solo, tranformando-as em sinais elétricos. Esses sinais são dispostos em
uma matriz em que o eixo “X” representa a linha de receptores e o eixo “Y” representa
os tempos de recepção. Esta matriz define um sismograma de reflexão, conforme
ilustrado na Tabela 2.
28
Tabela 2 – Exemplo de um sismograma sintético, contendo amplitudes lidas nos receptores a
cada instante de tempo.
> Afastamento >
Geofone 1
Geofone 2
Geofone 3
Geofone 4
TT 1 0.06 0 0 0
TT 2 0.08 0.05 0 0
TT 3 0.07 0.07 0.04 0
TT 4 0 0.04 0.06 0.04
TT 5 0 0 0.04 0.05
Tempo
de
Trânsito
(TT)
TT 6 0 0 0 0.03
Obviamente, a tabela apresentada acima pode ser visualizada “graficamente”,
sendo que cada linha vertical corresponderia a uma coluna da matriz, ou seja, ao tempo
de leitura dos receptores enquanto que a distância representaria o afastamento entre os
mesmos. Esse conjunto de dados pode ser definido como traço sísmico (Figura 19). No
traço sísmico, além de serem representados os afastamentos e os tempos de reflexão,
também são representadas amplitudes e fase do sinal recebido, que nada mais é do que
uma informação da rocha por onde essa onda se propagou.
Figura 19 – Representação gráfica de um sismograma composto por quatro traços sísmicos.
29
Na prática, cada camada geológica possui suas propriedades físicas e elásticas,
sendo que, quanto maior o contraste entre as camadas imediatamente sotopostas, maior
será o coeficiente de reflexão. Em outras palavras, os coeficientes de reflexão são
proporcionais à diferença da impedância acústica entre as camadas geológicas
adjacentes. O traço sísmico consiste em um modelo matemático criado para representar
os registros sísmicos. A melhor representação desse modelo é dada pela convolução do
mesmo (Figura 20).
Figura 20 – Modelo de convolução.
4.4. Aquisição de dados sísmicos 2d terrestres
Para se adquirir dados sísmicos em Bacias terrestres existem diversas etapas a
serem seguidas, que incluem a elaboração da malha e parâmetros de aquisição,
requisição das licenças ambientais, permissões dos proprietários das terras (incluindo
indenizações), contratação de equipes especializadas, etc. É um processo complexo,
impactante e que envolve grande quantidade de mão de obra, reforçando a idéia da
importância dada ao reprocessamento de dados sísmicos já adquiridos.
Uma das fases que demanda maiores cuidados é a operação de manuseio da
fonte. As fontes sísmicas utilizadas em terra são basicamente de dois tipos: explosivas e
30
caminhões vibradores. No Brasil, esses caminhões não são muito utilizados em função
da presença vasta de vegetação e topografia acidentada. Atualmente, se utiliza fonte
gel, em que o detonador (espoleta) é transportado separadamente dos explosivos.
Alguns anos atrás se utilizavam a dinamite, que muitas vezes não explodia e
simplesmente era abandonada no local, gerando grande risco. No Brasil não se utiliza
mais a dinamite como fonte e adota-se a política de abandono zero, ou seja, se uma
fonte “falhar”, será acionada logo em seguida. Se por qualquer razão esse material for
abandonado sem que o responsável perceba, a fonte em gel utilizada é biodegradável.
Todas essas mudanças minimizam bastante o risco de acidentes com explosivos, ainda
assim, os riscos não devem ser subestimados.
A tarefa de aquisição de dados sísmicos terrestres 2d é dividida por equipes,
cada uma responsável por uma etapa: a equipe de topografia segue na frente,
georeferenciando os pontos onde serão dados os tiros e para onde deverão ser alocados
os geofones. São seguidos pela equipe que abrirá as picadas na vegetação (caso
necessário). Com o caminho aberto, inicia-se o trabalho da equipe de sondagem,
responsável por fazer os furos onde serão enterradas as cargas. Em seguida, vêm as
equipes de espalhamento de material (geofones) e carregamento. Essa última, além de
enterrar a carga, prepara todo o cabeamento. Por último, vem à equipe de detonação,
responsável por conectar os fios ao aparelho de detonação, que tem ligação via rádio
com o sismógrafo. Todas as detonações são comandadas por uma central de controle,
em que um geofísico autoriza os disparos e controla os computadores que recebem,
tratam e armazenam os dados.
Para aquisição da linha sísmica 2d da Bacia do Parnaíba reprocessada no
presente trabalho, utilizou-se como fonte a dinamite. Foram espalhados 96 geofones,
com a fonte no meio do conjunto, ou seja, para cada tiro eram registrados 48 canais de
cada lado da fonte. O espaço entre os receptores era de 40 metros e o tiro dado a cada
duas estações. Maiores detalhes sobre a geometria de aquisição destas linhas serão
encontrados no próximo capítulo.
Para um melhor entendimento sobre o processamento sísmico sugere-se leitura
mais aprofundada sobre propriedades elásticas, além dos princípios básicos que regem
a propagação de ondas acústicas em um meio, tais como: princípio de Huygens e
Fermat (ROBIN e CLARK, 2006), além dos princípios da Superposição e
Reciprocidade.
31
Ressalta-se que o objetivo desse trabalho é ilustrar a importância do
reprocessamento sísmico, para isso, o próximo capítulo aborda todas as suas fases;
porém, foge ao escopo desse projeto discussões mais aprofundadas, uma vez que cada
etapa do processamento, por si só, contemplaria matéria suficiente para o
desenvolvimento de uma dissertação de mestrado. Entende-se assim que o custo de
uma abordagem menos aprofundada sobre cada tópico é bem recompensado por
permitir uma visão mais ampla de todo processo, pelos bons resultados obtidos e,
principalmente, pelo valor que o presente projeto agrega, corroborando a teoria de que
o reprocessamento sísmico é capaz de melhorar o imageamento do subsolo, mesmo em
dados adquiridos há muito tempo.
32
Capítulo 5
Processamento sísmico – Metodologia e
fluxograma
A metodologia de processamento foi dividida em quatro etapas, iniciando pela
organização do banco de dados (1), seguido pelo tratamento simples dos dados
sísmicos (2) e pelo processamento propriamente dito (3), por fim, na quarta etapa,
foram comparados os resultados do reprocessamento atual com o processamento antigo
(4). Segue um resumo de cada uma dessas etapas que serão detalhadas nos próximos
sub-capítulos:
1.
Organização dos dados: Os registros sísmicos brutos de campo da Bacia do
Parnaíba utilizados neste projeto nos foram disponibilizados em formato Seg-y
(padrão ANP). O relatório do observador (RO), contendo informações
importantes sobre a rotina da operação de aquisição, foi disponibilizado em
formato “.pdf ”, escaneado diretamente da planilha de campo. O arquivo de
navegação contendo informações geográficas foi armazenado em formato
“.ascii”. Nessa etapa, todos esses dados foram inseridos em um banco de dados
digital, alocados e interligados de modo a refletir a geometria de aquisição.
2.
Pré-processamento: Nessa fase foram definidos alguns intervalos, que limitam
zona de aplicação de alguns fluxos, tais como deconvolução do traço sísmico e
pick de primeiras quebras. Também fez parte do pré-processamento sísmico a
edição de ruídos e correções estáticas.
3.
Processamento: Uma das fases mais importantes do processamento sísmico é a
análise de velocidades e neste trabalho foram realizadas duas análises. O
processamento inclui ainda os empilhamentos dos traços com suas respectivas
velocidades, correções estáticas residuais e finalmente, migração
33
pré- empilhamento no domínio do tempo (PSTM). Ao dado final migrado foram
aplicados ainda alguns filtros específicos.
4.
Comparação dos resultados: Sendo objetivo principal deste trabalho o
reprocessamento um dado sísmico, torna-se obrigatória a comparação entre o
produto atual e a versão antiga, para verificação dos resultados.
Este capítulo dedica-se à apresentação e discussão de cada uma das quatro
etapas resumidas acima, abordando desde definições básicas, passando pelos resultados
parciais e ilustrando os produtos obtidos. Na Figura 21 apresenta-se um fluxograma
para auxiliar o entendimento da sequência de processamento adotada.
Figura 21 – Fluxograma do processamento sísmico aplicado.
34
5.1. Organização dos dados
O objeto final desta etapa é a construção da geometria em formato digital, sendo
necessários basicamente três tipos de informações: Registro sísmico, relatório do
observador e arquivo de navegação. Cada um desses três itens será detalhado a seguir.
5.1.1 Registro sísmico
Consiste no sinal registrado pelos receptores na fase de aquisição de dados.
Após adequadamente processado ilustra o subsolo e sua geologia. Resumidamente,
funciona da seguinte forma: uma vez que a fonte controlada dispara, gerando um pulso
sísmico, cria-se uma onda que se propaga nas camadas em subsuperfície, parte dessas
ondas refletidas e refratadas nas interfaces geológicas é captada pelos geofones,
devidamente posicionados. Esses receptores detectam o movimento do terreno e
medem os tempos de chegada do sinal, nos diferentes afastamentos em relação à fonte.
Os registros desse movimento no tempo constituem um sismograma, que são
armazenados digitalmente em fitas magnéticas. Esses sismogramas representam o
registro sísmico.
Para um bom entendimento de como dado sísmico é registrado é importante o
conceito do método CDP (common depth point), que consiste no registro de diversas
reflexões originadas num mesmo ponto em subsuperfície, obtidas através de diferentes
afastamentos. O termo CDP pode ser utilizado em casos de refletores planos sem
variação lateral de velocidade. Para refletores inclinados os pontos comuns de reflexão
situam-se ao longo de uma faixa da interface, sendo neste caso, mais adequada à
denominação CMP (commom midpoint).
Para este trabalho, os registros sísmicos foram disponibilizados em formato
Seg-y, adotado como oficial pela ANP e desenvolvido em 1973 pela Society
Exploration Geophysics. Basicamente, divide o dado em cabeçalho dos traços, que
permite alocação dos dados em 240 bytes, enquanto 400 bytes são alocados para o
cabeçalho binário e a 3200 bytes reservados para o EBCDIC (extended Binary Code
Decimal Interchange Code).
O software utilizado para o processamento do dado possui formato interno,
porém importa e exporta facilmente os registros sísmicos em formato Seg-y. A
35
operação de leitura desses dados é bastante simples, porém, para leitura da fita (IBM
3590 B11) é necessário um equipamento especial. Essa leitura foi realizada nas
instalações da Halliburton e o dado foi disponibilizado em mídia simples de DVD,
facilitando o manuseio. Todo o processamento dos registros foi realizado em um
Laptop HP Compaq nw9440, plataforma Linux (Red Had, versão 5.0), com apenas três
Gb de memória RAM. Por esta razão, foi excluído do escopo deste trabalho o
processamento de outras linhas, o que exigiria maior disponibilidade de tempo ou
melhores recursos de hardware.
5.1.2 Relatório do observador (RO)
Consiste em um relatório preenchido “no campo”, em que são descritas as
rotinas de aquisição. Deve conter todas as informações sobre os parâmetros do
programa de aquisição, necessários para construção da geometria. Em um RO
preenchido adequadamente, devem estar presentes informações sobre a rotina de
trabalho, assim como os problemas ocorridos com equipamentos, chuvas intensas,
presença de estradas movimentadas, ou qualquer condição ou fato desfavorável, que
potencialmente poderia influenciar de alguma maneira nos registros sísmicos; gerando
ruídos, traços duros, baixa cobertura, má qualidade do dado, etc.
Um problema recorrente observado durante o reprocessamento de linhas
sísmicas 2d antigas é a falta de informações, consequência do armazenamento
inadequado desses dados. Por vezes observa-se no RO a falta de algumas páginas ou,
em casos mais extremos, esse documento sequer encontra-se disponível. Em malhas
muito densas, em que não há variação dos parâmetros e descreveram-se poucos
problemas durante a aquisição, é possível, por correlação, utilizar os relatórios das
linhas da mesma equipe, desde que adquiridas na mesma época. No caso específico da
linha processada neste trabalho, o RO foi bem elaborado e encontra-se legível, em
formato “pdf”.
São algumas das informações contidas no RO: lanço, espaçamento entre
geofones, intervalo de tiros, número de canais vivos e auxiliares, profundidade de
carga, assim como todos os problemas ocorridos. Abaixo um resumo das informações
extraídas do RO, para a linha escolhida:
36
Ponto de tiro inicial (PT
0
): 1 / Ponto de tiro final (PT
f
): 1501
Número de registro inicial (FFID
0
): 1 / Número de registro inicial (FFID
0
): 1501
N° de canais: 96 Início: metade dos canais ligados
Fim : metade dos canais ligados
Intervalo entre estações: 40 m / Intervalo entre tiros: 80 m
Tiro dado entre estações (skid): Não
Profundidade de carga: 2 metros | Amostragem: 4 ms
Arranjo(m): 2000 -120 - 0 - 120 – 2000.
Esse conjunto de informações, somado às informações do arquivo de
navegação, são utilizados para construção da geometria.
5.1.3 Arquivo de navegação
Todos os traços sísmicos têm três fatores geométricos primários, que são a
posição de tiro, a posição dos receptores e a posição do ponto de reflexão em
subsuperfície. Os dois primeiros estão presentes no arquivo de navegação. No caso das
linhas sísmicas da Bacia do Parnaíba, a localização dos pontos de tiro e receptor foi
disponibilizada em coordenadas métricas (U.T.M). Também estavam disponíveis nesse
arquivo de navegação informações sobre a elevação do terreno. O identificador de cada
registro é denominado F.F.I.D, sendo ele o responsável pela correlação do arquivo de
navegação e o dado sísmico bruto.
5.1.4 Construção da geometria
Esta etapa consiste basicamente na junção das três informações descritas
anteriormente, com o objetivo de representar a geometria de aquisição.
37
A disposição inicial de dados de um perfil sísmico apresenta grupos de traços
registrados a partir de um tiro comum (família de tiro). No caso da aquisição de linhas
sísmicas 2d terrestres, os geofones podem ser distribuídos tanto em ambos os lados do
tiro como em apenas um lado, formando respectivamente lanços simétricos e
assimétricos. O lanço da linha utilizadas neste projeto é simétrico, mas há zonas de
baixa cobertura no início e final da linha, em que os geofones foram “desligados”,
passando localmente para “lanços assimétricos”.
No aplicativo SeisSpace, a ferramenta utilizada para construção da geometria é
denominada spreadsheet (Figura 22).
Figura 22 – Janela de spreadsheet do aplicativo SeisSpace.
O correto preenchimento dessas tabelas é fundamental para construção da
geometria. Um único erro nessa fase poderia comprometer todos os processos
subsequentes. Em função da relevância dessa etapa, cada tabela do spreadsheet será
descrita, como segue:
•
Geometry Setup
Nesta janela (Figura 23) as principais informações a serem preenchidas são os
intervalos entre estações e intervalos entre tiros. Também devem ser preenchidos os
campos relativos à primeira e última estações “vivas”. Caso houvesse fontes de tiro
alocadas entre as estações (skid), deveria ter sido informado, mas não é o caso da linha
0059-RL-0048.
38
Figura 23 – Janela Geometry Setup.
•
Tabela SRF
Contém informações dos receptores, como o número da estação, coordenadas e
elevação do terreno (Figura 24).
39
Figura 24 – Tabela com informações dos receptores.
•
Tabela SI
Contém informações dos pontos de tiro, tais como o número da estação,
coordenadas U.T.M, elevação do terreno e profundidade de carga. Após a definição dos
parâmetros de aquisição na próxima janela (pattern) e o bin das células, os demais
campos são preenchidos automaticamente, uma vez que essas informações necessárias
estão contidas nas tabelas anteriores. Os campos que dependem do bin para serem
preenchidos são: número de canais, ponto de tiro, primeira estação viva e número de
estações vivas (Figura 25).
Figura 25 – Tabela com informações dos pontos de tiros e outras informações correlacionadas pela tabela
de pattern.
40
•
Tabela Pattern
Responsável pela correta correlação entre as duas anteriores (SFR e SI), essa
tabela reflete o arranjo. Observe abaixo um esboço para a da linha 0059-RL-0048 que
representa as relações entre lanço, número de canais e intervalos entre estações. Essas
informações são utilizadas para a construção do pattern (Figura 26).
Lanço (m): 2000 ... 120 120 ... 2000
N
o
canal: 48 ... 1 1 ... 48
▲_
40m
_▲ _..._ ▲_
40m
_ ▲__
120m___
▲
__
120m___
▲ _
40m
_ ▲_ ... _▲_
40m
_▲
Essa relação deve ser preenchida na tabela de pattern, como segue:
Figura 26 – Tabela de pattern.
•
Binning
Uma vez preenchidas as tabelas anteriores, basta executar o “binning”,
responsável pela definição das células do grid. O tamanho das células será mais
importante para dados 3d ou linhas 2d muito sinuosas, o que não é o caso, porém é
necessária sua execução para preenchimento de todos os campos. Após aplicação do
binning são preenchidos o afastamento real fonte x receptor e posição dos CDP’s
(common depth point), que representam o principal arranjo de campo empregado na
sísmica. O que de fato acontece é a distribuição dos traços em diversas células em
função dos CDP’s; nesta malha, cada célula deve contemplar apenas um ponto médio.
Por fim, se todos os dados tiverem sido preenchidos corretamente, a geometria de
41
campo estará bem representada. Existem diversos controles que podem ajudar a
certificar a qualidade da geometria. No caso do aplicativo utilizado, a última janela
“TRC_QC” serve exatamente para isso.
•
TRC_QC (Controle de Qualidade)
Enfatizando a afirmação feita anteriormente, um pequeno erro na construção da
geometria poderia comprometer todo o processamento, por isso, é fundamental
assegurar que esta etapa seja bem realizada. Na janela TRC_QC, podem ser observados
todos os parâmetros da geometria importados, preenchidos manualmente ou
automaticamente após o binning (Figura 27). Dentre os campos que indicam mais
diretamente a qualidade da geometria podemos destacar: afastamentos, azimute e
número de canais vivos para cada ponto de tiro. Na mesma janela os dados podem ser
visualizados em forma de gráficos X, Y, Z, o que facilita o processo de controle de
qualidade. Um dos plots utilizados incluiu: estações de recepção e pontos de tiro
georeferenciados, com a “cobertura” representada por escala de cor no eixo Z (Figura
28).
Figura 27 – Tabela com todas as informações do dado “gridado”, é automaticamente preenchida após o
binning.
42
Figura 28 – Plot da linha sísmica georeferenciada. No início e final da linha há uma redução gradual da
cobertura (fora da área de interesse), ilustrada na pela gradação de tonalidade, sendo que o tom azul
escuro representa a cobertura máxima e o esverdeado a cobertura mínima, respectivamente 96 e 48
canais.
Observe que nas bordas do gráfico acima há uma tonalidade mais clara de azul,
gradando para verde, indicando as zonas de baixa cobertura. Isso ocorre porque as
linhas utilizadas neste projeto são do tipo split spread, em que a fonte fica no meio,
com metade dos receptores para cada lado. No início e fim das linhas, os geofones
foram “desligados” enquanto o conjunto era deslocado, reduzindo gradativamente o
número de receptores vivos. De qualquer forma, o intervalo de interesse possui
“máxima” cobertura.
Concluída a etapa da construção da geometria e efetuados controles que atestam
a qualidade dos resultados, a linha sísmica está pronta e disponível para a próxima
etapa, o pré-processamento dos dados.
5.2. Pré-processamento
Esta etapa dedica-se principalmente à redução de ruídos e correções estáticas.
As duas tarefas são extremamente importantes para dados sísmicos terrestres em função
43
da quantidade de fontes ruidosas possíveis e das variações topográficas. Cada etapa do
pré-processamento dos dados será descrita nos próximos subcapitulos.
5.2.1 Definição de janelas
Comumente, durante os fluxos de processamento sísmico, são definidas janelas
que limitam, em tempo, a influência de um determinado processo (Figura 29). Neste
fluxo foram definidas três janelas denominadas: Pq, Dc e Estatística. A primeira (Pq)
limita uma zona de 100 ms, centrada nos primeiros refletores do sismograma, com
objetivo de auxiliar o software durante o mapeamento automático das primeiras
quebras, facilitando o processo de correção estática. A segunda janela (Dc) limita o
intervalo em que serão calculados os parâmetros para aplicação do processo de
deconvolução. A terceira janela é utilizada para processos de controle de qualidade do
dado, através da aplicação de ferramentas estatísticas, que indicam variações muito
anômalas de amplitude e/ou frequência, por desvio padrão.
Figura 29– Sismograma com as janelas Pq, Dc e Estatística.
44
5.2.2 Edição de traços ruidosos
Outra etapa importante do processamento sísmico é a edição de traços ruidosos,
que pode ter origens diversas, tais como a fixação incorreta de alguns geofones,
problemas mecânicos, obstáculos físicos ou mesmo pela interferência da passagem de
veículos em uma estrada próxima, dentre outras. Independentemente da causa, esses
traços problemáticos podem ser retirados do dado, por inteiro ou parcialmente (Figuras
30 e 31).
Figura 30 – Sismograma antes da edição de ruídos.
Figura 31 – Sismograma com traços que serão eliminados em vermelho. Já os ruídos destacados pelos
círculos azuis podem ser retirados por filtros de frequência.
45
Neste fluxo, por se tratar do processamento de apenas uma linha sísmica, a
edição dos traços ruidosos foi realizada manualmente, enquanto que ferramentas
estatísticas foram utilizadas apenas para controle de qualidade. No caso do
processamento de muitas linhas, a estatística poderia ser muito eficiente diminuir o
tempo de processamento. Para retirar os traços ruidosos, primeiramente, o dado foi
sortado por estações receptoras, agrupando assim em um único display, todos os traços
ruins originados por problemas com um ou mais geofones. Em uma segunda etapa, os
dados foram sortados por estações de tiro, para que cada traço problemático restante
fosse retirado um a um. A estatística, parametrizada antes da edição, foi utilizada no
fim do processo de edição manual para atestar a qualidade, uma vez que é possível
realizar uma análise interativa, visualizando os traços com amplitudes muito anômalas.
5.2.3 Pick de primeiras quebras
Primeiramente, utilizando a janela Pq descrita no item 5.2.1, o aplicativo faz
uma análise estatística automática que busca traço a traço as primeiras quebras. Os
resultados obtidos com a ferramenta First Break Picking foram muito satisfatórios para
maior parte do dado, ainda assim é importante que seja feita uma intervenção manual,
para correção dos pontos em que se julga que o módulo automático não buscou a
melhor solução para o track do primeiro refletor (Figura 32).
Figura 32 – Sismograma com o “mapeamento de primeiras quebras”. A Figura central mostra o resultado
obtido automaticamente pelo aplicativo, superior esquerda um traço em que o resultado não foi
satisfatório, tendo sido feita uma intervenção manual, com o resultado ilustrado na Figura superior
direita.
46
5.2.4 Correções estáticas
As primeiras quebras mapeadas na etapa anterior são utilizadas para calcular as
correções estáticas através da ferramenta Refraction Statics Calculation (Figura 33),
baseadas em correções temporais aplicadas aos traços inteiros. Esse tipo de correção é
muito importante para dados sísmicos terrestres, que pode conter nas primeiras
camadas, mais ou menos água dependendo do nível do lençol freático. Essa camada
pode apresentar-se ainda mais ou menos consolidada, além de estar sujeita às ações
intempéricas. Por essas razões, a primeira camada pode introduzir erros na leitura do
dado. Correções estáticas mal realizadas poderiam refletir em falsas estruturas após a
migração.
Figura 33 – Ferramenta Refraction Statics Calculation. Em vermelho está destacado o campo em que são
selecionados os picks
de primeiras quebras realizados na etapa anterior. Destacado em verde, a
velocidade de reposição para camada intemperizada ou camada de baixa velocidade.
47
As correções estáticas têm como objetivo alinhar sinais que representam um
mesmo horizonte em profundidade, mas que ao serem empilhados encontram-se em
posições temporais diferentes, em virtude principalmente de topografia, espessura e
velocidade da camada intemperizada (weathering zone). A Figura 34 ilustra como
funciona a correção estática.
Figura 34 – Na cor azul estão representadas as elevações das estações fixadas (elevação do terreno em
relação ao nível do mar). Na cor vermelha estão representadas as correções que devem ser aplicadas a
cada estação, segundo a interpretação feita na etapa de pick de primeiras quebras. Espera-se que o
resultado da correção fique dentro da área pontilhada, na cor verde. Ou seja, somando a correção ao
dado, espera-se que o resultado seja próximo de zero.
5.2.5 Deconvolução do traço sísmico
A deconvolução ou filtragem inversa objetiva melhorar a resolução do traço
sísmico. Como qualquer filtro, deve-se sempre ter em mente que há grande
possibilidade de haver efeitos colaterais, ou seja, perda de informação. No caso de
filtros normais de frequência, geralmente melhora-se a razão sinal x ruído, como
contrapartida pode haver perdas de resolução vertical. Na deconvolução, em geral
ocorre o contrário, melhora-se a resolução vertical, porém deve-se tomar cuidado para
que não haja uma piora na razão sinal x ruído.
Para aplicar o processo de deconvolução foi utilizado o intervalo definido no
subitem 5.2.1, janela “Dc”. Foi utilizada a ferramenta Spinking/Predictive
48
Deconvolution, que se baseia no operador de Winer-Levinson, algoritmo dos mínimos
quadrados. A janela do operador utilizada foi de 120 ms e o tipo, com deconvolução
baseada em spiking de fase mínima, sem aplicação de filtro passa banda.
5.3. Processamento
O objetivo principal do processamento de dados sísmicos é recuperar a série de
reflexões armazenas como traços, removendo os ruídos. O traço sísmico (s) pode ser
representado como a convolução dos coeficientes de reflexão (cr) com uma wavlet (w),
somando-se os ruídos (n), assim: s = cr
x
w
+
n. Este capítulo dedica-se a descrever
cada etapa do fluxograma de processamento sísmico, assim como os resultados obtidos.
Ao contrário dos processos de correção estática, que aplica um ajuste fixo ao
traço inteiro, as correções dinâmicas consideram as variações que ocorrem em função
dos tempos de reflexão, sendo assim, a análise de velocidade representa uma das etapas
mais importantes do processamento sísmico. Nessa fase, o conhecimento da geologia
da Bacia faz uma grande diferença, visto que, a interpretação de um campo de
velocidades não deve ser tratada única e exclusivamente por métodos matemáticos,
deve se ter em mente, a cada pick efetuado, qual o tipo de litologia esperada naquele
intervalo de tempo. No caso da Bacia do Parnaíba, por exemplo, é importante lembrar
que ocorrem soleiras de diabásio cortando os pacotes sedimentares e que essas rochas
possuem alta densidade, consequentemente, altas velocidades de propagação das ondas.
Ressaltamos que o conhecimento da geologia da Bacia deve ser incorporado ao
processamento sísmico.
As análises de velocidade, assim como empilhamento dos traços, correções
residuais de estática, redução de múltiplas e principalmente a migração do dado em
tempo, serão abordadas neste capítulo.
5.3.1 Primeira análise de velocidades
Na etapa anterior foram realizadas as correções estáticas, aplicadas a cada traço
individualmente; com objetivo de remover os efeitos das camadas mais superficiais, de
baixa velocidade, reduzindo o tempo de percurso e ajustando os traços para um datum
comum (datum zero). Concluída essa etapa, o dado precisa passar por uma fase de
49
correções dinâmicas, em que são calculados valores de velocidade e os traços
empilhados por intervalos de tempo. A velocidade de empilhamento pode ser definida
como o valor que produz, no empilhamento dos traços, a máxima amplitude dos
eventos de reflexão, ou seja, representa a melhor remoção do efeito de NMO (ormal
Move Out). A velocidade de empilhamento (Vemp) pode ser dada pela fórmula:
t
2
= t
2
0
+ x
2
/V
emp
, onde t = tempo de trânsito;
x = distância percorrida;
V
emp
= velocidade de empilhamento.
Na realidade, a curva de tempo do percurso para raios refletidos em um terreno
geológico não é uma hipérbole, porém, para afastamentos pequenos, a velocidade de
empilhamento é similar à velocidade de quadrática média (V
rms
), sendo assim, valores
de V
emp
podem ser utilizados para obter as velocidades intervalares pela fórmula de
Dix:
V
n
2
= V
2
n,emp
t
0,n
- V
2
n-1,emp
t
0, n-1
/ t
0, n
-
t
0, n-1
, onde t = tempo de trânsito;
x = distância percorrida;
V
emp
= vel. de empilhamento.
Com essa aproximação (V
rms =
V
emp
), podemos calcular as correções de ormal
Move Out (NMO) para janelas de tempo ao longo de cada traço. Para análise de
velocidades foram utilizados três painéis interativos em um único display, como
descritos abaixo:
•
Painel de semblance: no eixo “X” são representados valores de
velocidade em m/s e no eixo “Y”os tempos. Trata-se de uma correlação
do espectro cruzado de velocidades, calculadas sobre intervalos de
tempo ao longo do traço sísmico. Para cada intervalo são gerados
valores de contornos que, em grandes concentrações no semblance,
indicam as melhores velocidades para aquele tempo de trânsito.
50
•
Painel de correções NMO: cada “pick de semblance” calculado no
painel anterior corresponde às velocidades que melhor representam as
ondas refletidas empilhadas, em outras palavras, uma correta
interpretação acarretará no melhor empilhamento dos traços. Os painéis
dispostos lado a lado são interativos, assim, conforme é realizada a
interpretação do semblance, pode se verificar os resultados no painel de
correções de NMO.
•
Painel de repetição de CMP’s (commom midpoint): tem a mesma função
do primeiro painel, porém, utiliza a repetição de um mesmo CMP, com
alguns traços bem espaçados, em que são aplicados valores fixos de
velocidade. Por exemplo, repete-se um CMP com nove traços bem
espaçados, por quinze vezes, para cada repetição aplica-se um acréscimo
de 200 m/s na velocidade, obtendo-se assim: CMP1
1
=1500m/s,
CMP1
2
=1700m/s,..., CMP1
15
=4300m/s. Verificam-se então, para cada
repetição, os tempos em que há a melhor representação da refletividade.
Esse modo de interpretação é interativo com os dois painéis anteriores, o
que facilita muito o controle de qualidade.
A Figura 35 ilustra os três painéis descritos acima, dispostos lado a lado. A
primeira análise de velocidade foi interpretada com um intervalo de 1 km.
51
Figura 35 – Painéis dispostos para análise de velcidades: à esquerda, semblance, ao centro, traços
empilhados por NMO e à direita, CMP’s repetidos com seus respectivos valores empíricos de
velocidades.
5.3.2 Primeiro empilhamento
O próprio empilhamento representa um filtro extremamente eficiente, uma vez
que nos traços empilhados, grande parte dos ruídos aleatórios é eliminada. A Figura 36
ilustra como funciona o empilhamento dos traços.
Figura 36 – Esquema ilustrativo para auxiliar o entendimento do processo de empilhamento dos traços.
3 s
52
Observe na Figura 36 que, à esquerda, estão ilustrados uma fonte e três
receptores que representam o arranjo de aquisição (1), imediatamente abaixo (2) e (3) o
arranjo todo é deslocado, representado o segundo e o terceiro tiros, respectivamente. Os
sismogramas discriminados pelas cores verde, amarelo e azul, representam os traços de
um mesmo tiro, recebido por diferentes receptores, por isso há uma defasagem real de
tempo entre eles, representada por uma parábola. Pegando agora apenas o traço verde
como exemplo, ou seja, representando o mesmo ponto de amostragem coletado por três
disparos distintos subsequentes, observamos também uma representação em parábola, o
que não é correto, já que o traço representa o mesmo ponto de amostragem. Nesse caso,
para o empilhamento dos traços, é necessária uma correção de NMO.
A recuperação das amplitudes dos traços sísmicos depende da combinação de
inúmeros fatores, dentre os quais podemos destacar: a energia dos tiros, o arranjo
escolhido, o contraste de impedância entre as interfaces geológicas, a complexidade
geológica, a quantidade de ruídos, etc. Durante o processamento, todos esses fatores
devem ser considerados e contemplados no fluxograma de trabalho. O primeiro
empilhamento permite uma primeira análise da qualidade dos processos aplicados
anteriormente, em outras palavras, possibilita a verificação de quão ruidoso o dado está
e quanto de sinal conseguimos recuperar. Essa avaliação é importante para
identificação das porções do dado, em que as análises de velocidade não refletiram em
uma boa recuperação do sinal; além disso, pode-se ainda verificar a presença de
múltiplas, problemas com falsas estruturas, etc.
Outra vantagem do empilhamento bruto (Figura 37) é que possibilita a
aplicação de correção de estática residual, tema do próximo sub-capítulo.
5.3.3 Primeira correção de estática residual
Conforme explicitado anteriormente, as correções estáticas são fundamentais
para que os eventos não sofram distorções em tempo, causando erros em profundidade
ou mesmo criando falsas “estruturas geológicas”. Esses cuidados são muito
importantes, principalmente em zonas muito estruturadas, como é o caso da Bacia do
Parnaíba.
Neste trabalho, para correção de estática residual foi feito um mapeamento de
um horizonte bem definido (soleira de diabásio) no dado recém empilhado (Figura 37).
53
Este horizonte serviu como guia para correções em tempo, que visam aperfeiçoar o
empilhamento. A ferramenta utilizada é denominada 2d / 3d Autstatics Maximum
Power. A correção foi realizada no domínio do CDP, com influência parametrizada. O
número de interações foi limitado para 4 CDP’s, com correção máxima de 24 ms,
centrada no horizonte, ou seja, três amostras para cima ou para baixo, uma vez que a
amostragem do dado é de 4 ms.
Figura 37 – Horizonte mapeado no dado empilhado para auxiliar no cálculo de correções estáticas
residuais.
5.3.4 Redução das múltiplas
Reflexões múltiplas são muito comuns em aquisições de dados sísmicos, tanto
terrestres quanto marinhos, sendo que para este último, sua influência é mais acentuada.
Existem dezenas de tipos de reflexões múltiplas e trata-se um tema bastante abrangente,
que por si só, já constituiu objeto de estudo de várias teses de mestrado. Foge, portanto,
ao escopo deste trabalho, discussões aprofundadas sobre o tema.
Quando uma onda se propaga entre as camadas, sofre uma série de
interferências que podem ter diversas origens. Camadas adjacentes com grande
54
contraste de propriedades físicas, tais como as soleiras de diabásio “intercaladas” com
arenitos que podem aprisionar parte da energia por algum tempo retardando o sinal,
fazendo com que uma mesma camada seja registrada repetidas vezes. Na seção sísmica,
essa reflexão repetida representaria uma “camada de rocha idêntica” de onde a energia
refletiu. Essas reflexões são chamadas de reflexões múltiplas.
As reflexões múltiplas podem mascarar informações ou mesmo tornar o registro
menos confiável, dificultando, por exemplo, as análises de velocidades. Por esta razão,
a segunda análise de velocidades foi realizada após a atenuação das mesmas.
Para atenuação das múltiplas foi utilizada a ferramenta Radon Transform, que
realiza a filtragem das múltiplas. Esse método basea-se na diferença do comportamento
espacial das ondas primárias e das múltiplas. Considerando a transformada de radon
hiperbólica, representada pela integral descrita abaixo:
M (v,
τ) =
d
(
x,t =
√
t
2
+ x
2
/ v
2
)
dx,
Onde:
τ
= tempo vertical,
t = tempo de entrada,
v = velocidade
Esta opção é bem adequada quando se dispõe de recursos limitados de
hardware, uma vez que o custo computacional do cálculo da transformada radon
hiperbólica no domínio do afastamento-tempo é menor do que no domínio da
frequência.
5.3.5 Segunda análise de velocidades, empilhamento e correção de
estática residual
Não há nenhuma diferença nas metodologias ou conceitos aplicados quando
comparamos a primeira e a segunda análise de velocidades, no entanto, nesta última, o
55
espaçamento diminuiu de 1 kilometro para 250 metros. Além de maior detalhamento,
esta segunda análise é mais precisa uma vez que as múltiplas já foram atenuadas
(Figura 38). Também é possível extrair informações importantes do primeiro dado
empilhado, como, por exemplo, em que porções os sinais não foram bem recuperados,
sendo uma das possíveis causas, problemas com o primeiro campo de velocidades.
Figura 38 – Segunda interpretação do campo de velocidades. O terceiro painel foi retirado da Figura
apenas para facilitar a visualização do painel do semblance.
Da mesma forma que para análise de velocidades, o segundo empilhamento e a
segunda de remoção de estática residual, não trazem diferenças metodológicas ou
conceituais, o que ocorre é uma repetição dos fluxos, com melhor qualidade no controle
dos parâmetros. Além disso, os resultados preliminares obtidos nos fluxos anteriores
fornecem informações importantes que auxiliam na “calibração desta segunda rodada”.
56
Observe na Figura 39 que o segundo empilhamento apresenta uma melhor recuperação
das amplitudes quando comparado o empilhamento anterior, representado na Figura 37.
Figura 39 – Segundo empilhamento.
5.3.6 Migração do dado (PSTM)
Em função dos avanços dos recursos de hardware, atualmente o dado pode ser
migrado pré-empilhamento. Neste trabalho a migração utilizada foi com o dado pré-
empilhamento no domínio do tempo (PSTM).
Após as fases de construção da geometria, edição de traços ruidosos, atenuação
das múltiplas, realização de correções estáticas, interpretação de campos de velocidade
e empilhamentos “brutos”, o dado está finalmente pronto para ser migrado. Para esta
tarefa foi escolhido o algoritmo Kirchhoff, que além de não exigir muitos dos recursos
de hardware, é bastante conhecido na indústria. Existem diversos outros métodos e
algoritmos capazes de efetuar a migração de um dado sísmico, como por exemplo, a
migração reversa no tempo (RTM) e a migração por mudanças de fase mais
interpolação (PSPI). No entanto, os resultados obtidos pela migração com algoritmo
Kirchhoff, realizada no domínio do tempo com os dados pré-empilhados (PSTM),
atenderam plenamente as premissas e objetivos deste projeto. Ressaltamos ainda que, o
tema “migração de dados sísmicos”, constantemente figura como objeto principal de
57
estudos em teses de doutorado. Em função das razões apresentadas, está fora do escopo
deste projeto realizar ou mesmo descrever com maiores detalhes outros tipos de
migrações.
A migração Kirchhoff basea-se na solução da equação da onda, utilizando os
tempos de trânsito e as amplitudes dos eventos sísmicos, calculados a partir da teoria do
raio. Detalhes do tratamento matemático que descreve esta migração podem ser
facilmente encontrados nas publicações de SCHNEIDER (1978) e BERRYHIL (1979).
O imageamento do subsolo obtido através da migração pré-empilhamento
(PSTM) consiste na “soma” dos traços, com uma abertura controlada. Esse somatório
utiliza-se do campo de velocidades interpretado, para calcular variações laterais e
verticais em tempo Vrms ou Vemp (x, y, t), resultando em uma correção “NMO” mais
robusta se comparada à migração pós-empilhamento, que utiliza uma correção “mais
pobre” de NMO.
Na migração PSTM, cada camada é tratada como um ponto difrator de
amplitude desconhecida. Aplicando pequenas “perturbações”, os refletores tendem a se
linearizar, formando camadas mais contínuas que se aproximam de uma sequência de
pontos difratores. A migração Kirchhoff estima essas amplitudes difratadas a partir do
dado de entrada. A melhor estimativa ocorre quando a maior parte da energia difratada
ou refletida em um determinado ponto pode ser capturada de modo à imagear mais
adequadamente uma camada.
A aplicação deste algoritmo vem trazendo bons resultados para algumas Bacias
terrestres brasileiras, tal como à Bacia do Solimões (ÁVILA R. e NASCIMENTO, L,
2001). Para casos em que a geologia é extremamente complexa, como zonas
mascaradas por domos de sal, recomendam-se métodos mais apropriados. Em função
do altíssimo custo computacional de alguns métodos de migração, (ALDUNATE e
PESTANA, 2002) implementaram métodos híbridos, em que se utiliza um algoritmo
mais simples nos tempos superiores ao corpo de sal, tal como Kirchhoff e nas zonas
mais complexas, se utiliza algoritmos mais abrangentes. Na Bacia do Parnaíba a
complexidade geológica fica por conta das falhas e intrusões ígneas do Mesozóico
descritas no capítulo 3, portanto, a escolha do algoritmo de Kirchhoff mostra-se
adequada.
A ferramenta utilizada para migração PSTM no aplicativo SeisSpace é
denominada “Presstack Kirchhoff 2d Time Migration”. Com relação à parametrização,
58
um dos pontos mais críticos relacionado à capacidade de hardware é a “abertura”, em
que os afastamentos são integrados no operador de extrapolação. Em geral, pequenas
aberturas são capazes de reduzir os ruídos e promover uma melhor recuperação das
amplitudes, no entanto, parte do sinal pode ser descartada, prejudicando a qualidade da
imagem. Os parâmetros utilizados para migração da linha sísmica 0059-RL-0048
foram:
- Intervalo de velocidade: 1500 m/s a 6000 m/s;
- Tempo máximo do dado de entrada: 2500 ms;
- Espaçamento para aplicação de anti-alias: Intervalo de CDP da linha;
- Abertura mínima: Intervalo de CDP da linha. Abertura máxima: 500 m;
- Tamanho do grid: Igual ao intervalo de CDP, afastamento máximo: Todos os offsets;
- Margem porcentual para aplicação de correções “stretch” (stretch mute): 10%.
Após a migração são aplicados alguns filtros finais, a fim de se melhorar o
imageamento e reduzir ainda mais os ruídos residuais. Os principais filtros aplicados ao
dado migrado foram: Automatic Gain Control e Band Pass Filter. É importante
ressaltar que a aplicação destes filtros finais compromete outras análises, por exemplo,
AVO (Amplitude Versus Offset), estas análises, no entanto, não fazem parte do escopo
deste trabalho.
5.3.7 Comparação dos resultados
Se comparados os resultados obtidos pelo novo processamento com migração
pré-empilhamento com os resultados obtido pelo dado antigo com migração pós-
empilhamento (Figuras 40, 41 e 42), podemos observar claramente que o
reprocessamento do dado foi capaz de:
- Recuperar melhor as amplitudes;
- Obter melhor relação sinal x ruído;
- Melhorar a continuação dos eventos, facilitando o mapeamento dos horizontes;
- Preservar melhor as estruturas (falhas);
- Recuperar sinais abaixo de 1.0 segundo.
59
As imagens do processamento antigo (interpretado) utilizadas nas Figuras 40,
41 e 42, foram retiradas do documento elaborado para nona rodada de licitações de
blocos (PETERSOHN, 2007).
Figura 40 – Dado sísmico cortado próximo a um segundo. Acima processamento antigo (interpretado) e
abaixo processamento novo, mostrando na área destacada pela elipse em vermelho a melhor definição
dos eventos e maior preservação das estruturas geológicas.
Figura 41 – Dado sísmico cortado próximo a um segundo e meio. Acima processamento antigo
(interpretado) e abaixo processamento novo, mostrando na área destacada pelas elipses em vermelho a
maior recuperação das amplitudes e a melhoria na razão sinal x ruído.
As Figuras 40 e 41 foram cortadas em tempo para facilitar a visualização das
melhorias obtidas pelo reprocessamento nas áreas de maior interesse, ou seja, abaixo de
um segundo. Esses intervalos foram escolhidos em função da presença de rochas
potenciais para selo, reservatório e geração de hidrocarbonetos. A Figura 42 ilustra a
comparação do dado completo. Observe que para todo o dado há uma maior
recuperação das amplitudes.
60
Figura 42 – Visão geral do dado sísmico. Acima processamento antigo interpretado (Fonte: ANP
website, documento elaborado para nona rodada de licitações de blocos (PETERSOHN, 2007).
Abaixo processamento novo (reprocessamento), mostrando nas áreas destacadas pelas elipses em
vermelho as maiores melhorias no dado.
61
Capítulo 6
Conclusões e trabalhos futuros
Partindo do princípio que maior desafio deste projeto foi melhorar o
imageamento abaixo de um segundo, uma vez que neste intervalo encontram-se os
pacotes litoestratigráficos de maior interesse para indústria do petróleo, concluímos que
o reprocessamento aplicado foi capaz de cumprir suas premissas. O dado sísmico
obtido apresenta melhor razão sinal x ruído e maior recuperação das amplitudes,
representando assim, de maneira mais fidedigna o subsolo.
Outra constatação que se torna latente é que, durante a fase de levantamento
bibliográfico, ficou clara a falta de informações e dados exploratórios da Bacia do
Paranaíba, que devido a sua história geológica e imensidão geográfica, merecem
maiores investimentos exploratórios, sobretudo por parte da Agência Nacional do
Petróleo (ANP). Deve-se ressaltar, no entanto, que há algumas iniciativas recentes por
parte da ANP nesse sentido, visando tornar esta Bacia mais atrativa às empresas
operadoras.
Outra constatação importante é que há uma participação muito tímida do meio
acadêmico no que diz respeito ao auxílio para o entendimento da história geológica
dessas Bacias menos conhecidas, principalmente nas bacias Paleozóicas do Parnaíba,
Amazonas e Paraná. Existem pouquíssimas dissertações que tratam do tema.
Os resultados obtidos pelo reprocessamento da linha sísmica 0059-RL-0048
corroboram a teoria de que aplicação de técnicas, ferramentas e conceitos modernos a
dados adquiridos há muito anos, podem gerar seções sísmicas mais ricas em
informações, capazes de representar de maneira mais fidedigna a subsuperficie das
Bacias sedimentares terrestres. A melhoria desse imageamento pode, sem dúvida,
agregar grande valor aos intérpretes e contribuir para o entendimento da geologia da
Bacia, assim como seu sistema petrolífero.
Em função das conclusões apresentadas, da grande quantidade de dados
sísmicos adquiridos há décadas atrás e, da grande quantidade de Bacias terrestres
62
brasileiras carentes de informações exploratórias, sugere-se como trabalhos futuros o
reprocessamento de dados sísmicos para as Bacias menos conhecidas, assim com a
aplicação de novos fluxogramas de processamento, sobretudo no que diz respeito às
técnicas e algoritmos de migração.
63
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