Sismologia de reflexão
Sismologia de reflexão é amplamente utilizada em vários campos e suas aplicações podem ser categorizadas em três grupos, cada um definido por sua profundidade de investigação:
- Aplicações de superfície posterior – uma aplicação que visa entender a geologia em profundidades de até aproximadamente 1 km, tipicamente utilizada para levantamentos de engenharia e ambientais, bem como exploração de carvão e minerais. Uma aplicação mais recentemente desenvolvida para a reflexão sísmica é para levantamentos de energia geotérmica, embora a profundidade de investigação possa ser de até 2 km de profundidade, neste caso.
- Exploração de hidrocarbonetos – usado pela indústria de hidrocarbonetos para fornecer um mapa de alta resolução de contrastes de impedância acústica em profundidades de até 10 km dentro da subsuperfície. Isto pode ser combinado com análise de atributos sísmicos e outras ferramentas de geofísica de exploração e utilizado para ajudar os geólogos a construir um modelo geológico da área de interesse.
- Exploração mineral – A abordagem tradicional da exploração mineral próxima à superfície (<300 m) tem sido a utilização de mapeamento geológico, análise geoquímica e o uso de métodos de campo aéreos e terrestres potenciais, em particular para a exploração de campos verdes, nas últimas décadas a sísmica de reflexão tornou-se um método válido para a exploração em ambientes de rocha dura.
- Estudos crustrais – investigação da estrutura e origem da crosta terrestre, até à descontinuidade Moho e mais além, a profundidades até 100 km.
Um método semelhante à sismologia de reflexão que utiliza ondas electromagnéticas em vez de elásticas, e tem uma menor profundidade de penetração, é conhecido como radar de penetração terrestre ou GPR.
Exploração de hidrocarbonetosEditar
Sismologia de reflexão, mais comumente referida como “reflexão sísmica” ou abreviada como “sísmica” dentro da indústria de hidrocarbonetos, é usada por geólogos e geofísicos do petróleo para mapear e interpretar potenciais reservatórios de petróleo. O tamanho e a escala dos levantamentos sísmicos tem aumentado juntamente com os aumentos significativos na potência dos computadores desde o final do século 20. Isto levou a indústria sísmica de laboriosamente – e portanto raramente – a adquirir pequenos levantamentos 3D nos anos 80 para rotineiramente adquirir levantamentos 3D de alta resolução em larga escala. Os objectivos e princípios básicos permaneceram os mesmos, mas os métodos mudaram ligeiramente ao longo dos anos.
Os ambientes primários para a exploração sísmica de hidrocarbonetos são a terra, a zona de transição e o mar:
Terra – O ambiente terrestre cobre quase todos os tipos de terreno que existem na Terra, cada um trazendo os seus próprios problemas logísticos. Exemplos deste ambiente são a selva, o deserto, a tundra árctica, a floresta, os cenários urbanos, as regiões montanhosas e a savana.
Zona de transição (TZ) – A zona de transição é considerada a zona onde a terra se encontra com o mar, apresentando desafios únicos porque a água é demasiado rasa para grandes embarcações sísmicas mas demasiado profunda para o uso de métodos tradicionais de aquisição em terra. Exemplos deste ambiente são os deltas dos rios, pântanos e pântanos, recifes de coral, zonas de marés de praia e a zona de surf. As tripulações sísmicas da zona de transição trabalham frequentemente em terra, na zona de transição e no ambiente marinho de águas rasas num único projecto, a fim de obterem um mapa completo do subsolo.
Diagrama do equipamento utilizado nos levantamentos sísmicos marinhos
Marinho – A zona marinha está quer em áreas de águas rasas (profundidades inferiores a 30 a 40 metros seriam normalmente consideradas áreas de águas rasas para operações sísmicas marinhas 3D) ou nas áreas de águas profundas normalmente associadas aos mares e oceanos (como o Golfo do México).
Aquisição de dados sísmicosEditar
A aquisição de dados sísmicos é a primeira das três fases distintas da exploração sísmica, sendo as outras duas fases o processamento de dados sísmicos e a interpretação sísmica.
Os levantamentos sísmicos são tipicamente concebidos por companhias petrolíferas nacionais e internacionais que contratam empresas de serviços como a CGG, a Petroleum Geo-Services e a WesternGeco para adquiri-los. Outra empresa é então contratada para processar os dados, embora esta possa muitas vezes ser a mesma empresa que adquiriu o levantamento. Finalmente o volume sísmico acabado é entregue à companhia petrolífera para que possa ser geologicamente interpretado.
Aquisição do levantamento do terrenoEditar
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Acampamento sísmico no deserto
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Linha de recepção numa tripulação de terra do deserto com camião registador
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Sondagens sísmicas de terra tendem a ser grandes entidades, que requerem centenas de toneladas de equipamento e empregam entre algumas centenas e alguns milhares de pessoas, distribuídas por vastas áreas durante muitos meses. Há uma série de opções disponíveis para uma fonte sísmica controlada em um levantamento de terra e as escolhas mais comuns são Vibroseis e dinamite. Vibroseis é uma fonte nãoimpulsiva que é barata e eficiente, mas requer terreno plano para operar, tornando o seu uso mais difícil em áreas não desenvolvidas. O método compreende um ou mais veículos pesados, todo-o-terreno, baixando uma placa de aço sobre o solo, que depois é vibrado com uma distribuição de frequência e amplitude específicas. Produz uma baixa densidade energética, permitindo a sua utilização em cidades e outras áreas construídas onde a dinamite causaria danos significativos, embora o grande peso ligado a um camião Vibroseis possa causar os seus próprios danos ambientais. A dinamite é uma fonte impulsiva que é considerada como a fonte geofísica ideal, pois produz uma função de impulso quase perfeita, mas tem óbvios inconvenientes ambientais. Durante muito tempo, foi a única fonte sísmica disponível até que a queda de peso foi introduzida por volta de 1954, permitindo aos geofísicos fazer um trade-off entre qualidade de imagem e danos ambientais. Comparada à Vibroseis, a dinamite também é operacionalmente ineficiente porque cada ponto da fonte precisa ser perfurado e a dinamite colocada no buraco.
Um levantamento sísmico terrestre requer apoio logístico substancial. Além da operação sísmica diária em si, também deve haver apoio para o campo principal (para catering, gestão de resíduos e lavandaria, etc.), campos menores (por exemplo, onde a distância é demasiado longa para conduzir de volta ao campo principal com camiões vibradores), manutenção de veículos e equipamentos, pessoal médico e segurança.
Não é como nos levantamentos sísmicos marítimos, as geometrias de terra não se limitam a caminhos estreitos de aquisição, o que significa que uma vasta gama de offsets e azimutes é normalmente adquirida e o maior desafio é aumentar a taxa de aquisição. A taxa de produção é obviamente controlada pela rapidez com que a fonte (Vibroseis, neste caso) pode ser disparada e depois passar para a próxima localização da fonte. Tentativas foram feitas para usar múltiplas fontes sísmicas ao mesmo tempo para aumentar a eficiência do levantamento e um exemplo bem sucedido desta técnica é o Independent Simultaneous Sweeping (ISS).
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Aquisição de levantamento marítimo (streamer)Editar
Levantamento sísmico marinho usando um streamer rebocado
Vista plana de levantamentos NATS e MAZ
Vista plana de um levantamento WATS/WAZ
Dados sísmicos recolhidos pelo USGS no Golfo do México
Navio de apoio sísmico
Os levantamentos sísmicos marinhos tradicionais são realizados utilizando especialmente…vasos equipados que rebocam um ou mais cabos contendo uma série de hidrofones a intervalos constantes (ver diagrama). Os cabos são conhecidos como streamers, com levantamentos 2D usando apenas 1 streamer e levantamentos 3D empregando até 12 ou mais (embora 6 ou 8 seja mais comum). As serpentinas são instaladas logo abaixo da superfície da água e estão a uma distância definida do navio. A fonte sísmica, geralmente uma pistola de ar ou um conjunto de pistolas de ar, mas outras fontes estão disponíveis, também é implantada sob a superfície da água e está localizada entre a embarcação e o primeiro receptor. Duas fontes idênticas são frequentemente utilizadas para alcançar uma taxa de disparo mais rápida. Levantamentos sísmicos marítimos geram uma quantidade significativa de dados, cada streamer pode ter até 6 ou mesmo 8 km de comprimento, contendo centenas de canais e a fonte sísmica é normalmente disparada a cada 15 ou 20 segundos.
Um navio sísmico com 2 fontes e rebocando um único streamer é conhecido como um Streamer Rebocado de Zimute Estreito (ou NAZ ou NATS). No início dos anos 2000, foi aceite que este tipo de aquisição era útil para a exploração inicial, mas inadequado para o desenvolvimento e produção, em que os poços tinham de ser posicionados com precisão. Isto levou ao desenvolvimento do Multi-Azimuth Towed Streamer (MAZ) que tentou quebrar as limitações do padrão de aquisição linear de um levantamento NATS, adquirindo uma combinação de levantamentos NATS em diferentes azimutes (ver diagrama). Isto forneceu com sucesso um aumento da iluminação do subsolo e uma melhor relação sinal/ruído.
As propriedades sísmicas do sal representam um problema adicional para os levantamentos sísmicos marinhos, atenua as ondas sísmicas e a sua estrutura contém sobrecargas que são difíceis de imaginar. Isto levou a uma outra variação no tipo de levantamento NATS, o streamer rebocado de grande porte (ou WAZ ou WATS) e foi testado pela primeira vez no campo do Mad Dog em 2004. Este tipo de levantamento envolveu 1 embarcação apenas rebocando um conjunto de 8 serpentinas e 2 embarcações separadas rebocando fontes sísmicas que estavam localizadas no início e no final da última linha receptora (ver diagrama). Esta configuração foi “telhada” 4 vezes, com o navio receptor se afastando cada vez mais das embarcações da fonte e eventualmente criando o efeito de um levantamento com 4 vezes o número de serpentinas. O resultado final foi um conjunto de dados sísmicos com uma gama maior de azimutes mais largos, proporcionando um avanço nas imagens sísmicas. Estes são agora os três tipos comuns de levantamentos sísmicos sísmicos de serpentina rebocada marinha.
Aquisição de levantamento marinho (sísmica do fundo do mar (OBS))Editar
A aquisição de levantamento marinho não se limita apenas às embarcações sísmicas; também é possível colocar cabos de geofones e hidrofones no fundo do mar de forma semelhante à forma como os cabos são usados em um levantamento sísmico terrestre, e usar uma embarcação fonte separada. Este método foi originalmente desenvolvido por necessidade operacional, a fim de permitir a realização de levantamentos sísmicos em áreas com obstruções, tais como plataformas de produção, sem comprometer a qualidade da imagem resultante. Os cabos de fundo oceânico (OBC) também são amplamente utilizados em outras áreas que um navio sísmico não pode ser utilizado, por exemplo, em ambientes marinhos rasos (profundidade da água <300m) e ambientes de zona de transição, e podem ser implantados por veículos submarinos (ROVs) operados remotamente em águas profundas quando a repetibilidade é valorizada (ver 4D, abaixo). Os levantamentos convencionais OBC usam receptores de dois componentes, combinando um sensor de pressão (hidrofone) e um sensor de velocidade de partículas verticais (geofone vertical), mas desenvolvimentos mais recentes expandiram o método para usar sensores de quatro componentes, ou seja, um hidrofone e três geofones ortogonais. Os sensores de quatro componentes têm a vantagem de poder também registrar ondas de cisalhamento, que não viajam através da água, mas ainda podem conter informações valiosas.
Além das vantagens operacionais, o OBC também tem vantagens geofísicas sobre um levantamento NATS convencional que surgem do aumento da dobra e da maior gama de azimutes associados com a geometria do levantamento. No entanto, muito parecido com um levantamento em terra, os azimutes mais largos e a maior gama de dobras têm um custo e a capacidade para levantamentos OBC em larga escala é severamente limitada.
Em 2005, os nós do fundo do oceano (OBN) – uma extensão do método OBC que utiliza receptores sem cabos alimentados por baterias colocados em águas profundas – foi testado pela primeira vez sobre o Campo Petrolífero de Atlantis em uma parceria entre a BP e a Fairfield Geotechnologies. A colocação desses nós pode ser mais flexível do que os cabos no OBC e eles são mais fáceis de armazenar e implantar devido ao seu menor tamanho e peso.
Aquisição de lapso de tempo (4D)Editar
Levantamentos de lapso de tempo ou levantamentos 4D são levantamentos sísmicos 3D repetidos após um período de tempo. O 4D refere-se à quarta dimensão que, neste caso, é o tempo. Os levantamentos por lapso de tempo são adquiridos a fim de observar mudanças no reservatório durante a produção e identificar áreas onde existem barreiras ao fluxo que podem não ser detectáveis na sísmica convencional. As pesquisas de lapso de tempo consistem de um levantamento de linha de base e um monitoramento ou levantamento repetido, adquirido após o campo estar em produção. A maioria dessas pesquisas tem sido repetidas, pois são mais baratas de adquirir e a maioria dos campos historicamente já tinha uma pesquisa de linha de base NATS. Alguns desses levantamentos são coletados usando cabos oceano-bottom porque os cabos podem ser colocados com precisão em sua localização anterior após serem removidos. Uma melhor repetição da localização exata da fonte e do receptor leva a uma melhor repetibilidade e melhores rácios de sinal e ruído. Uma série de levantamentos 4D também foram estabelecidos em campos nos quais os cabos de fundo oceânico foram comprados e permanentemente instalados. Este método pode ser conhecido como vida sísmica de campo (LoFS) ou monitoramento permanente do reservatório (PRM).
OBN provou ser outra maneira muito boa de repetir com precisão uma aquisição sísmica. O primeiro levantamento 4D do mundo usando nós foi adquirido sobre o Campo de Petróleo de Atlantis em 2009, com os nós sendo colocados por um ROV em uma profundidade de água de 1300-2200 m a poucos metros de onde foram colocados anteriormente em 2005.
Processamento de dados sísmicosEditar
Existem três processos principais no processamento de dados sísmicos: deconvolução, empilhamento de pontos médios comuns (CMP) e migração.
Deconvolução é um processo que tenta extrair a série de reflexividade da Terra, sob a suposição de que um traço sísmico é apenas a série de reflexividade da Terra envolvida com filtros distorcedores. Este processo melhora a resolução temporal através do colapso da onda sísmica, mas não é único, a menos que se disponha de mais informação, como também de logs, ou que se assumam mais pressupostos. As operações de desconvolução podem ser em cascata, com cada desconvolução individual projetada para remover um tipo particular de distorção.
CMP empilhamento é um processo robusto que usa o fato de que um determinado local no subsolo terá sido amostrado inúmeras vezes e em diferentes offsets. Isto permite que um geofísico construa um grupo de traços com uma gama de compensações que todos amostram o mesmo local de subsuperfície, conhecido como um Conjunto de Pontos Médios Comuns. A amplitude média é então calculada ao longo de uma amostra de tempo, resultando em uma redução significativa do ruído aleatório, mas também perdendo todas as informações valiosas sobre a relação entre a amplitude sísmica e o offset. Processos menos significativos que são aplicados pouco antes da pilha de CMP são a correção do deslocamento normal e a correção estática. Ao contrário dos dados sísmicos marinhos, os dados sísmicos terrestres têm de ser corrigidos para as diferenças de elevação entre a localização do tiro e do receptor. Esta correcção tem a forma de uma mudança de tempo vertical para um dado plano e é conhecida como correcção estática, mas necessitará de ser corrigida mais tarde na sequência de processamento porque a velocidade da superfície próxima não é conhecida com precisão. Esta correção adicional é conhecida como uma correção estática residual.
Migração sísmica é o processo pelo qual eventos sísmicos são geometricamente re-localizados no espaço ou no tempo para o local onde o evento ocorreu no subsolo e não para o local onde foi gravado na superfície, criando assim uma imagem mais precisa do subsolo.
Interpretação sísmicaEditar
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O objetivo da interpretação sísmica é obter uma história geológica coerente a partir do mapa de reflexões sísmicas processadas. No seu nível mais simples, a interpretação sísmica envolve o rastreio e a correlação ao longo de reflectores contínuos ao longo do conjunto de dados 2D ou 3D e a utilização destes como base para a interpretação geológica. O objetivo disto é produzir mapas estruturais que reflitam a variação espacial em profundidade de certas camadas geológicas. Usando estes mapas é possível identificar armadilhas de hidrocarbonetos e criar modelos de subsuperfície que permitem fazer cálculos de volume. No entanto, um conjunto de dados sísmicos raramente dá uma imagem suficientemente clara para o fazer. Isto deve-se principalmente à resolução sísmica vertical e horizontal, mas muitas vezes o ruído e as dificuldades de processamento também resultam em uma imagem de menor qualidade. Devido a isto, há sempre um grau de incerteza numa interpretação sísmica e um conjunto de dados específico pode ter mais do que uma solução que se ajuste aos dados. Nesse caso, serão necessários mais dados para restringir a solução, por exemplo, sob a forma de aquisição sísmica adicional, registro de furos ou dados de levantamento gravitacional e magnético. De forma semelhante à mentalidade de um processador sísmico, um intérprete sísmico é geralmente encorajado a ser otimista, a fim de incentivar mais trabalho em vez do abandono da área de levantamento. A interpretação sísmica é completada tanto por geólogos como geofísicos, com a maioria dos intérpretes sísmicos tendo um entendimento de ambos os campos.
Na exploração de hidrocarbonetos, as características que o intérprete está particularmente tentando delinear são as partes que compõem um reservatório de petróleo – a rocha fonte, a rocha do reservatório, o selo e a armadilha.
Análise de atributos sísmicosEditar
Análise de atributos sísmicos envolve extrair ou derivar uma quantidade de dados sísmicos que podem ser analisados a fim de melhorar as informações que podem ser mais sutis em uma imagem sísmica tradicional, levando a uma melhor interpretação geológica ou geofísica dos dados. Exemplos de atributos que podem ser analisados incluem a amplitude média, que pode levar à delimitação de pontos brilhantes e pontos com pouca luminosidade, coerência e amplitude versus offset. Atributos que podem mostrar a presença de hidrocarbonetos são chamados indicadores diretos de hidrocarbonetos.
Estudos da CrustaEditar
O uso da sismologia da reflexão em estudos da tectônica e da crosta terrestre foi pioneiro nos anos 70 por grupos como o Consortium for Continental Reflection Profiling (COCORP), que inspirou a exploração sísmica profunda em outros países, como BIRPS na Grã-Bretanha e ECORS na França. O Sindicato Britânico de Perfil de Reflexão das Instituições (BIRPS) foi criado como resultado da exploração de hidrocarbonetos petrolíferos no Mar do Norte. Ficou claro que havia uma falta de compreensão dos processos tectônicos que tinham formado as estruturas geológicas e as bacias sedimentares que estavam sendo exploradas. O esforço produziu alguns resultados significativos e mostrou que é possível traçar o perfil de características como falhas de empuxo que penetram através da crosta até o manto superior com levantamentos sísmicos marinhos.