Produção Científica
Dissertação de Mestrado
| MODELAGEM 3D DE POROSIDADE EM RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS DO PRÉ-SAL NA FORMAÇÃO BARRA VELHA, BACIA DE SANTOS, USANDO ATRIBUTOS SÍSMICOS E O MÉTODO RANDOM FOREST Devido à importância econômica dos reservatórios carbonáticos da seção Pré-sal da Bacia de Santos (Fm. Barra Velha), bastante esforço vem sendo empregado no desenvolvimento de metodologias para a caracterização destas rochas. Diversos trabalhos têm confirmado a efetividade do uso de atributos sísmicos para a estimativa propriedades de reservatório de tais rochas, como a porosidade. Além disso, técnicas de aprendizagem de máquina vêm ganhando notoriedade no setor de E&P, sendo ótimas ferramentas para estimar propriedades de rochas heterogêneas, como os carbonatos. O presente trabalho propõe uma metodologia de integração de dados sísmicos e de poços, através da modelagem 3D de porosidade na Fm. Barra Velha pelo método random forest. O objetivo foi analisar como diferentes combinações dos atributos de amplitude sísmica e impedância acústica impactam os resultados. Os resultados foram considerados robustos, em consonância com as métricas de validação do modelo — correlação de Pearson, desvio padrão, Q-Q plots e crossplots. A área de estudo consiste em uma extensa plataforma carbonática e duas regiões de mounds carbonáticos. Ao longo da plataforma, a parte basal concentra porosidades altas, chegando a 15%. Os mounds apresentam porosidade de moderada a alta, chegando a 18%. A heterogeneidade da porosidade foi interpretada como resultado de variações relativas do nível do paleolago da Fm. Barra Velha, indicando uma tendência geral de afogamento da plataforma. As intrusões ígneas atuaram de forma geral como um fator redutor de porosidade nos carbonatos circundantes às mesmas. Por outro lado, as falhas associadas às intrusões podem ter atuado como conduto para fluidos hidrotermais, que teriam contribuído para a geração de porosidade nos carbonatos da porção basal desta formação. Foi construído um catálogo de sismofácies da região de estudo na qual foram identificados mounds carbonáticos, plataformas carbonáticas, fácies debris e rochas ígneas. Portanto, a metodologia proposta para a modelagem 3D de porosidade, utilizando atributos sísmicos através do método random forest, foi efetiva em caracterizar potenciais reservatórios carbonáticos da Fm. Barra Velha na área de estudo, e esta metodologia pode ser aplicada em outras áreas, com características geológicas semelhantes. |
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Apresentação
| Seismic attributes and machine learning techniques for identification and characterization of carbonate seismic facies of the Barra Velha Formation, in the Wildcat Prospect, Santos Basin. Seismic data provides important information for prospect identification and reservoir characterization. For an effective seismic characterization, first we need to compute seismic attributes and combine them in a skillful way, to obtain as much information as possible to identify the different seismic patterns. Machine learning techniques applied to seismic interpretation have been successful in this regard and very useful in assisting with limitations involving data classification. This work aims to apply a methodology for identification and characterization of carbonates facies from Barra Velha Formation, on the Wildcat Prospect in Santos Basin, using seismic attributes and a non-supervised facies classification that uses a machine learning method called Self-Growing Neural Network (SGNN). For the workflow, we performed the following steps: (i) Carbonate seismic patterns identification through seismic amplitude, where was possible to identify the build-up, characterized by chaotic seismic textures with a conical external geometry and internal fracturing; debris facies, exhibit prograde geometry with chaotic internal texture; carbonate platform facies showing a well defined flat parallel reflectors; and the bottom lake facies, that does not have specific geometry and internally the reflectors are chaotic (Neves et al., 2019). (ii) seismic attributes generation and analysis to characterize the carbonate seismic patterns, where the eigen coherence, dip steered enhancement, relief and relative acoustic impedance assisted the seismic characterization. (iii) Principal component analysis (PCA), with amplitude filtered with DSE, eigen coherence and relief as inputs, and (iv) non-supervised seismic classification with attribute clustering, using the seismic attributes and PCA results as input. In the results, we could associate the seismic facies with the carbonate seismic patterns of Barra Velha Formation, previously identified. We obtained a clear differentiation between the carbonate platform and more fractured areas related to the build-ups. Similarly, the chaotic behavior of debris was well captured. However, the bottom lake patterns didn’t appear very evident. The PCA before the seismic classification brought better results. The attribute clustering method, has been an effective approach to differentiate the fractured zones mainly associated to build-ups and the facies layering of the carbonate platform in the Wildcat Prospect. |
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Artigo em Revista
| Probabilistic Estimation of Seismically Thin‑Layer Thicknesses with Application to Evaporite Formations The identifcation of potassium (K) and magnesium (Mg) salts prior to the well drilling is a key factor to avoid washouts, closing pipes, fuid loss damage, and borehole collapse. The Bayesian classifcation combines the outcomes from statistical rock physics and seismic inversion, providing the spatial occurrence of the most-probable salt types. It serves as a facies identifer of Mg–K-rich salts (bittern salts) before drilling. Nevertheless, the most-probable classifcation is limited to the seismic resolution which may underestimate seismically thin-layer thicknesses. Along with the most-probable facies, the Bayesian classifcation renders the facies probability volume. We demonstrate that the facies probability and facies-specifc total thickness highly correlate to each other even under the threshold of seismic resolution. Thus, we employ the bittern-salts probability volume to predict thinbed bittern-salts thickness in undrilled locations. To capture the variability of the seismic estimation, we resort to Monte Carlo-assisted simulations of wells that emulate the layering patterns of a site-specifc deposition environment. These simulations are crucial to assist the estimation of the joint probability density function between the facies volume and the total thickness. Therefore, given the facies probability, the joint probability density function enables us to derive the conditional expectation and percentiles of thin-bed thicknesses. Furthermore, this paper proposes a method to quantify the negative infuence of seismic noise in the estimation of thin-bed thicknesses. The blind well confrms the consistency of this technique to unfold the uncertainty in the seismic predictability of thin layers. We argue that this procedure is extendable to other facies. |
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Trabalho de Graduação
| Processamento pós-estaqueamento e interpretação de dados sísmicos de reflexão aplicados na exploração de hidrocarbonetos Os dados sísmicos de reflexão são os produtos dos métodos geofísicos mais amplamente empregados na exploração de hidrocarbonetos. Isso se dá, fundamentalmente, em função da sua boa relação custo-benefício no que diz respeito à profundidade de investigação do alvo a ser prospectado e das resoluções horizontal e espacial associadas ao método. Para tanto, é necessário que o dado sísmico seja confiável quanto à imagem final, a qual, não basta ter feito uma boa aquisição e um processamento adequado, pois ainda apresenta um certo nível de ruído embutido, bem como, em diversos casos, ainda não enfatiza de forma específica o alvo. Neste contexto, o presente trabalho aborda o pós-processamento, que normalmente melhora o caráter sísmico, e a utilização de atributos sísmicos, que tem como principal objetivo enfatizar/realçar feições importantes para a interpretação. Os atributos utilizados foram: Similaridade, decomposição espectral, amplitude instantânea e frequência instantânea. Os resultados obtidos confirmam a aplicabilidade de atributos sísmicos como uma poderosa ferramenta no auxílio à interpretação sísmica. |
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Dissertação de Mestrado
| Plataforma interativa de análise de velocidade em dados sísmicos usando GPUs Com o avanço da exploração de hidrocarbonetos, a indústria vem buscando continuamente meios de minimizar os riscos exploratórios, onde um desses meios é o aprimoramento das ferramentas utilizadas. Existem três etapas nessa exploração: a aquisição de dados sísmicos, o processamento sísmico e a interpretação sísmica. O presente trabalho se situa no processamento sísmico, mais especificamente em uma de suas etapas, a análise de velocidade sísmica, que tem como objetivo encontrar o campo de velocidade mais fidedigno da subsuperfície da terra através de algoritmos conhecidos de análise. Um dos objetivos desse trabalho é a criação de meios para facilitar essa análise de velocidade, através da implementação desses algoritmos de forma que eles funcionem integrados em uma única plataforma. Outro ponto que o avanço da exploração sísmica trouxe foi o aumento considerável do volume de dados sísmicos adquiridos e das tecnologias utilizadas, que elevaram consideravelmente a necessidade de computadores mais poderosos e também à busca de soluções de alto poder computacional. Com base nessa necessidade, será apresentada uma nova metodologia de análise de dados sísmicos usando GPUs e os resultados obtidos da sua utilização, mostrando sua viabilidade para acelerar algoritmos geofísicos, em especial algoritmos voltados para à análise de velocidade. Ao final serão discutidos os resultados e feita a comparação de desempenho dos algoritmos paralelos e sequenciais. |
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Material Didático
| MÉTODOS ESTATÍSTICOS APLICADOS A TEMPERATURA AMBIENTE E UMIDADE RELATIVA DO AR NA CIDADE DE PORTO SEGURO (BA) |
Material Didático
| Automatic Minimization of Execution Budgets of SPITS Programs in AWS. |
Material Didático
| Carvões e a estratigrafia de sequências |
Material Didático
| Dynamics of Underground Rocks Containing Fluids: Application to Exploration Geophysics with Emphasis to Oil and Gas. |
Dissertação de Mestrado
| Modelagem Física da Resposta Sísmica de um Complexo de Canais Turbidíticos Um modelo físico de complexo de canal turbidítico foi produzido por impressão 3-D, utilizando um plástico chamado PLA (ácido polilático), com canais ocos, em escala 1:10,000, e submetido a uma aquisição ultrassônica em um tanque de água (a qual preencheu os canais). O dado resultante foi tratado como um sismograma 3D de reflexão acústica zero-offset, recebendo uma deconvolução determinística e uma migração post-stack. A interpretação foi realizada, alguns atributos extraídos e os resultados foram comparados com imagens de microtomografia obtidas do modelo físico. Baseado na teoria desenvolvida por Partyka et al (1999), um algoritmo foi implementado para gerar volumes de estimativas de espessura em tempo duplo de camadas a partir de múltiplos volumes de frequências obtidos por decomposição espectral. Assumiu-se que todas as camadas possuiam topo e base como refletores de polaridades opostas (que é o caso dos canais). Diferentes parâmetros foram testados e as feições que puderam ser associadas aos canais tiveram suas espessuras estimadas e comparadas com as espessuras reais do modelo físico medidas pela microtomografia. Apesar das dificuldades técnicas enfrentadas, especialmente devido à forte atenuação do sinal e limitações na aquisição, os resultados foram satisfatórios, aumentando a confiança na utilização da decomposição espectral para análises quantitativas. Uma nova maneira de visualizar resultados de decomposição espectral como volumes de espessuras temporais estimadas é sugerida e parâmetros são testados visando melhorar a eficiência da técnica, especialmente no problema da escolha apropriada da janela temporal para a decomposição espectral. |
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