Aquisição Sísmica
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Aquisição Sísmica e Microsísmica (ou Microssísmica)
O que é Aquisição Sísmica
O conhecimento de Aquisição Sísmica pressupõe a absorção de um grande número de conceitos de propagação de ondas para que, ao desenharmos, planejarmos e adquirirmos os dados desejados, todas as feições que apareçam num sismograma de campo e posteriormente numa seção sísmica 2D ou 3D, sejam compreendidas ao máximo, seja sinal desejado ou ruído.
O objetivo desta seção é oferecer ao leitor instrumentos para que controle, teoricamente, os principais conceitos envolvidos nesta etapa fundamental da prospecção sísmica. Num fluxo natural de trabalho da prospecção sísmica, este conhecimento é complementado pelas disciplinas de Processamento Sísmico e Interpretação Sísmica.
Fundamentalmente, Aquisição Sísmica é uma ciência originalmente derivada da sismologia e é conceituada para estudos de fenômenos naturais como terremotos. Inicialmente, sismologistas eram motivados pelo desejo de entender a natureza destrutiva de terremotos de grande porte. Eles logo aprenderam, no entanto, que as ondas sísmicas produzidas por um terremoto continham importantes informações, em larga escala, sobre a estrutura do interior da Terra.
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(Texto_AS_002_10/05/2014)
Hoje, muito do nosso entendimento do manto, crosta e núcleo da Terra é baseado na análise das ondas sísmicas produzidas pelos terremotos. Assim, sismologia se tornou um importante ramo da geofísica, a física da Terra.
Sismologistas e geólogos também descobriram que de uma forma similar, as ondas sísmicas geradas pelo homem tinham um uso mais prático: elas poderiam pesquisar a estrutura mais superficial da Terra para ajudar a localizar minerais, água e recursos de hidrocarbonetos. Assim, a indústria de exploração sísmica nasceu, e tais profissionais trabalhando na indústria passaram a ser chamados de geofísicos de exploração. O conceito básico da exploração sísmica é simples: ondas sísmicas são produzidas artificialmente, em geral na superfície da Terra, com freqüências geralmente variando entre 5 Hz e 100 Hz, ou pouco mais, e penetram (ondas de corpo) em seu interior.
Conforme as ondas se afastam da posição da fonte sísmica para o interior da Terra, elas percebem mudanças nas camadas geológicas da Terra, que causam reflexões que devolvem parte da energia de volta à superfície. Transdutores eletromecânicos (acelerômetros, geofones ou hidrofones) posicionados na superfície da Terra, detectam tais reflexões e as convertem em sinais elétricos, que são amplificados, filtrados, digitalizados e gravados.
Os dados sísmicos gravados passam por processos computacionais digitais para produzir imagens de estruturas superficiais da Terra. Um geocientista pode interpretar tais imagens para determinar que tipo de rochas elas representam, e verificar se tais rochas podem conter recursos minerais importantes. Assim, o tema tratado aqui, aquisição de dados sísmicos, é apenas uma das diversas etapas de um processo de múltiplos estágios.
O processo completo é conhecido como levantamento sísmico. Em geral, pode-se dividir um levantamento em quatro fases distintas: desenho e planejamento, aquisição dos dados no campo, processamento e interpretação de dados. Esta divisão serviu de base para concepção deste material.
Introdução ao Método Sísmico
O sucesso (ou fracasso) de um levantamento sísmico, muitas vezes não é estabelecido até que se atinja a fase de interpretação final. Devido ao fato de que um re-levantamento sísmico pode ser proibitivamente caro, é de imensa importância a garantia de que todos os aspectos do primeiro levantamento sejam observados corretamente. Isto significa que os cuidados no planejamento e na aquisição de dados são extremamente importantes.
Em termos de prospecção de petróleo, uma vez que estruturas geológicas em subsuperfície (debaixo de terra ou mar) podem conter hidrocarbonetos, torna-se necessária a definição diferencial de dois métodos de levantamentos sísmicos de superfície: um método de aquisição de dados terrestres e outro método de aquisição de dados marítimos. Esses dois métodos têm um objetivo comum: a imagem em subsuperfície da Terra. Sendo tais ambientes superficiais tão diferentes, cada um requer tecnologia única e terminologia própria.
Neste texto, exemplos simples de ambos os métodos são descritos, com apresentação de conceitos básicos de aquisição de dados sísmicos. Além disso, será descrito também um método de levantamento sísmico híbrido, que mistura ambientes naturais de terra e de mar, chamado de zona de transição.
Na sísmica de reflexão convencional, a onda é gerada artificialmente por uma fonte de energia que é inicializada perto da superfície, ou em profundidade, causando uma onda de choque que viaja na direção de camadas de rochas geológicas subjacentes. Parte da energia da onda é refletida nas camadas rochosas e retorna à uma superfície, onde pode ser gravada. Com a chegada das ondas nos receptores (que aqui serão tratados genericamente como geofones, na superfície da Terra ou a maiores profundidades), eles possuem bobinas que vibram e geram sinais elétricos. Tais sinais são transmitidos por meio de cabos ou pelo ar (satélite), para uma gravação num sismógrafo, que pode ser acoplado a um caminhão ou a um navio, onde são digitalizados e gravados em fita magnética, disco ou em memória RAM. A informação registrada é enviada para um centro de computação para processamento dos dados.
A técnica de gravação sísmica é, muitas vezes, referida como levantamento sísmico, de modo que palavras como "gravação" e "levantamento" podem ser usadas para tal. As posições em que as fontes de energia são detonadas são chamadas de pontos de tiro (shotpoints).
(Texto_AS_002_14/05/2014)
Um outro tipo de aquisição sísmica pode ser operacionalizada a partir de fenomenos naturais que ocorrem durante a produção de reservatórios de hidrocarbonetos (sísmica passiva) e outra forma é conhecida mundialmente como micro sísmica.
Microsísmica e Reservatórios Não-Convencionais*
(* - reservatórios formados por lamitos e/ou folhelhos com gás ou óleo - shale gas e shale oil)
Reservatórios convencionais são aqueles em que o hidrocarboneto, após a migração a partir de rochas geradoras, fica acumulado em rochas tipicamente bastante permeáveis e podem ser produzidos a partir de processos convencionais de engenharia, de baixo custo relativo.
As melhores rochas geradoras de hidrocarbonetos são, tipicamente, oriundas de processos sedimentares cujo produto são rochas de granulometria de argilas, dominantemente material orgânico muito fino, que geram, maturam, acumulam e, de alguma forma, expulsam o hidrocarboneto para ser possivelmente acumulado em reservatórios convencionais. Esse processo leva dezenas de milhões de anos para ocorrer em sua cadeia completa, construindo os tradicionais sistemas petrolíferos.
Reservatórios de hidrocarbonetos não-convencionais são considerados na indústria de petróleo como rochas que não respondem naturalmente a processos convencionais de produção (estimulações para produção a partir de processos típicos de injeção, pressurização, aquecimento, etc..) e violam os conceitos tradicionais de sistemas petrolíferos, uma vez que não existem os papéis convencionais da migração, da trapa e do selo.
Ou seja, seria um sistema simples de geração, carga e acúmulo (estoque) numa mesma camada ou em camadas muito próximas, dependendo de conceitos e escalas de observação.
Exemplo de um reservatório não-convencional em potencial. Folhelhos intercalados com carbonatos (muitas vezes como bifes): observem o padrão de acamamento sedimentar paralelo aos leitos e intercalações de litologias que devem ser mais dúcteis (as escuras com maior conteúdo relativo de matéria orgânica e com exsudações de óleo) e com litologias mais rúpteis (as mais claras) com padrões de fraturas verticais (fibras nos bifes) entre elas.
Reservatórios não-convencionais são constituídos por rochas que possuem baixíssima permeabilidade e precisam de estímulos para produzir, como por exemplo fraturamento hidráulico e injeção de propantes para manter fraturas abertas, que possam aumentar a permeabilidade e drenagem dos líquidos internos.
Em geral, tais fraturamentos ocorrem em rochas que conciliem características petrofísicas de boa qualidade de geração e maturação de hidrocarbonetos e boas condições geomecâncias para fraturamento (fragilidade - brittleness).
Tal conciliação deve propiciar efetivas respostas aos fraturamentos hidráulicos em zonas que permitam construir uma rede espacial de fraturas (DFNs efetivos) que seja eficaz para produção, e que permeie toda zona enriquecida de hidrocarbonetos - os sweet spots.
Mundialmente, existem reservas gigantescas de hidrocarbonetos em reservatórios não-convencionais.
Com a indústria indo explorar mundialmente hidrocarbonetos em geradores que ainda não expulsaram totalmente seus produtos, gás ou óleo, pode-se deduzir que ela estaria indo buscar as últimas reservas economicamente possíveis que ainda seriam convencionalmente migradas. Ou seja, ela estará antecipando o processo geológico que duraria dezenas de milhões de anos para ocorrer.
Supondo sucesso da indústria de não-convencionais (a recuperação média mundial desse tipo de reservatório é de 20% - Há notícias que o Folhelho Barnett atinge a 50% de recuperação - enquanto os convencionais pode se chegar a 95%, segundo a American Association of Petroleum Geologists Explorer, Abril 2008), restaria ao mundo apenas as reservas convencionais ainda não encontradas. Seria a última fronteira tecnológica de reservatórios de combustíveis fósseis não renováveis.
Um reservatório não-convencional de gás (Fm. Montney do Triassico - Canadá). Lamitos ricos em areias ou siltes, que então possuem maior permeabilidade relativa e maior suscetibilidade ao fraturamento hidráulico.
Sendo o fraturamento hidráulico o mecanismo mais comum de induzir permeabilidades artificiais em reservatórios não-convencionais, a técnica geofísica mais usada para o monitoramento da eficiência desse fraturamento é a microsísmica
Microssísmica é uma ferramenta geofísica de recente impulso tecnológico na indústria de petróleo, que pode ser conceitualmente definida a partir de um conjunto de teorias e métodos originários da Sismologia (terremotos), para auxiliar o monitoramento de atividades de estimulação de reservatórios de HC com baixa permeabilidade, tal como a executada por fraturamento hidráulico.
Geometrias básicas de fraturamento - Resultados que podem ser monitorados pela microsísmica
Configurações típicas de operações de fraturamento hidráulico em 5 estágios (diferentes faixas de profundidade) diferenciados por cores. Observe que a geometria dos estágios de fraturamento depende do tipo de poço usado (vertical ou horizontal). Usar um o outro tipo de poço depende da produtividade desejada para cada formação e a área a ser varrida por cada estágio. Uma equação de planejamento em função da economia para cada produção e período de explotação desejados.
Dentre os parâmetros mais importantes que a microsísmica pode monitorar, estão características da estimulação em relação a seus alcances e suas direções de propagação de fraturamento no espaço do volume rochoso e também suas magnitudes.
Tudo isto é obtido a partir de leituras de microssismos correlacionáveis a deslocamentos de rochas que seriam induzidos pelas forças de fraturamento e associados a movimentos cisalhantes gerados a partir de alívios de esforços pré-existentes (reativação de falhas pré-existentes) ou, desejavelmente, a fraturas induzidas pela própria estimulação. Tais microssismos podem retratar a distribuição geométrica e a densidade de heterogeneidades estruturais dos reservatórios estimulados.
Aquisição Microsísmica
Há duas geometrias básicas de microsísmica preferenciais da indústria de petróleo.
Dois tipos principais de microsísmica: a de superfície (em geral com geofones espalhados numa forma estelar em superfície) e a de poços (com geofones distribuídos ao longo de poços de observação tal como um VSP)
http://www.tnw.tudelft.nl/en/about-faculty/departments/imaging-physics/research/researchgroups/acoustical-wavefield-imaging/education/bsc-msc-project
Características dos sinais e ruídos de um levantamento microsísmico
Dados brutos (direita) e ruídos filtrados (equerda) de microsísmica.Modif. Thornton, Microseismic Inc.SEG Annual Meeting 20111
Segundo Eisner et al (2010), cada método possui suas incertezas:
No arranjo vertical (microsísmcia de poço) num único poço, a maior incerteza está na definição do azimute do evento, decorrentas das incertezas na posição vertical e distância radial dos receptores.
No arranjo de superfície a maior incerteza recai sobre a posição vertical do evento microsismico, devido a se usar uma fase única (onda P) em tal estimativa, tendo como vantagem operacional a posição lateral de cada evento, que é robustamente calculada, não sendo sensível ao campo de velocidade.
Já Diller e Gardner (2011) - SEG Annual Meeting) mostram que o monitoramento por arranjos de poços é muito mais sensível do que o de superfície, detectando-se mais do que a 4 a 5 vezes eventos do que o de superfície, apesar de perder essa vanatgem caso o poço de observação esteja a mais de 3000 pés de distancia.
Um dos grandes problemas citados pelos autores com relação à microsísmica de superfície seria a de agrupar muitos eventos apenas próximos ao poço, que pode representar uma importante perda de informação com relação ao volume de rocha estimulado pelo fraturamento.
1 - A microsismica de superfície
Em geral os receptores são dispostos numa geometria estelar, multiazimutal (veja figura abaixo).
Este tipo de aquisição permite que, além de mostrar a posição XYZ de cada evento microsísmico e sua dimensão, seja interpretado o tipo de mecanismo focal (e sua direção dominante ) gerador dos principais microsismos
Exemplo de uma geometria típica de microsísmica de superfície. Cada ramo de geofones possui 3300m e cada geofone está afastado do outro em 35m (modif. de Duncan e Lakings, Microseismic Monitoring with surface Array, in Passive Seismic: Exploration and Monitoring Applications - EAGE Dubai , United Arab Emirates, 2006, lido da internet em 10/05/2014)
Sv>SH>Sh SH>Sv>Sh SH>Sh>Sv
Diferentes regimes de esforços (stress) numa rocha (parte de cima), associados a deformações (no centro), e microseismicidade resultante (parte debaixo). Os pequenos balões sob os diagramas (no topo) representam os mecanismos focais para cada regime de esforço. P e T designam o eixo de pressão (direção do máximo esforço compressivo) e o eixo de tensão (direção do mínimo esforço tensil - extensivo),respectivamente.
A coluna da esquerda descreve o regime extensivo com suas falhas normais associadas, abertura de fraturas, e grande quantidade de eventos de pequena magnitude (b>1), que são uniformemente distribuídos espacialmente. O regime transcorrente (coluna central ) cria fraturas planares que produzem uma proporção de eventos de pequeno a grande porte (b~1) durante o escorregamento, orientada ao longo de um plano. As figuras da coluna à direita mostram o regime de esforços de compressão, que implica em falhamento reverso e abertura de fraturas, com muitos eventos de grande magnitude uniformemente distribuídos no espaço (b<1).
Na linha central, Sh e SH representam, respectivamente, mínimo e máximo esforço horizontal, e Sv indica esforço vertical. As espessuras das setas indicam a magnitude dos esforços. Na linha de inferior, cada evento é representado por um círculo cujo tamanho é proporcional à magnitude de cada evento.
Esta figura foi modificada de Grob e Baan, da Univ de Alberta, ilustrada no dia 10/05/2014 em:
Tais autores mostram que b (magnitude do evento microsísmico) e D (locação do hipocentro do microsismo) são dimensões fractais definidos por Gutenberg e Richter (1944) para dimensionar os terremotos e localizar seus hipocentros, segundo a equação;
log (N(m>M)) = a-bM
sendo N o numero de ocorrências de microsismos com magnitudes maiores do que M.
Grandes valores de b indicam uma grande proporção de pequencos sismos, enquanto pequenos valores de b indicariam que ocorreriam maiores eventos sismicos com maior frequencia. Uma vez que a dimensão de um evento geralmente depende da quantidade de deslocamento numa falha ou numa fratura, valores de b podem dar também uma idéia da distribuição das magnitudes dos deslocamentos (slips). Veja a figura de Schorlemmer et al (2005)
Esta figura foi modificada de Grob e Baan, da Univ de Alberta, ilustrada no dia 10/05/2014 em:
Exemplo de uma interpretação típica de microsísmica de superfície (cuja geometria aplicada é mostrada pela aquisição em estrela um figura anterior), realçando a interpretação de um padrão de fraturamento capturado de um estágio de operação. O topo do cubo está a 3800m, com 800m de largura e 650m de altura. Cada ponto vermelho é interpretado como um evento microsísmico, que pode ser gerado pela reativação de falhas ou por fraturas induzidas durante ou após a operação de fraturamento hidráulico. Cada ponto é localizado espacialmente por suas coordenadas XYZ e sua dimensão corresponde à intensidade do evento microsísmico, normalizado pelos demais pontos observados. Aqui, a linha branca é interpretada pelos autores como uma falha que teria sido reativada pelo operação de fraturamento hidráulico. (modif. de Duncan e Lakings, Microseismic Monitoring with surface Array, in Passive Seismic: Exploration and Monitoring Applications - EAGE Dubai , United Arab Emirates, 2006, lido da internet em 10/05/2014).
Distribuição dos Eventos Microsismicos em Estágios de Fraturamento
Configuração típica de um levantamento de microsísmica a partir de fontes geradas por um fraturamento hidráulico em 7 estágios (diferentes faixas de profundidade) diferenciados por cores. Observem que o estágio mais distante da boca do poço (eventos em verde-claro) teve o menor numero de ventos e ficaram restritos às proximidades da broca.
2 - A microsísmica de poço
Segunda forma geral de se registrar eventos microsísmicos. Os receptores são arranjados (arrays) ao longo da extensão do poço, chamado de poço de observação, de forma a obter a melhor resposta de cada microsismo gerado pela estimulação hidráulica ao longo de um poço vertical ou direcional (chamado de poço de tratamento). Conforme descrito em bibliografias especializadas, há vantagens e desvantagens técnicas ao usar esses arranjos em poços, em relação ao arranjo de geofones na superfície. A qualidade será função do meio geológico por onde a onda sísmica se propague; a distância entre os eventos microsísmicos e os receptores (não funcionaria bem para distâncias maiores 1 km), e as incertezas de mecanismos focais, seriam algumas das decisões qualitativas. A grande vantagem, hoje, de operação de geofones em poços, seria a de possibilitar uma resposta em tempo real das posições (XYZ) dos eventos microsísmicos e suas dimensões. Isso anteciparia o controle de qualidade e influenciaria as decisões durante a própria operação de fraturamento (monitorando o seu alcance) para estimulação da produção nos não-convencionais.
