BRPI0814278B1

BRPI0814278B1 - método para medir qualidade de dados sísmicos

Info

Publication number: BRPI0814278B1
Application number: BRPI0814278A
Authority: BR
Inventors: R Magill James; K Washbourne John
Original assignee: Chevron Usa Inc
Priority date: 2007-08-02
Filing date: 2008-07-19
Publication date: 2018-12-26
Also published as: AU2008282547B2; US20090037115A1; CN101999086B; US7660674B2; EA020278B1; EA201070221A1; WO2009017993A3; CN101999086A; CA2693702C; WO2009017993A2; BRPI0814278A2; EP2171499B1; EP2171499A2; CA2693702A1; AU2008282547A1

Abstract

método para medir qualidade de dados sísmicos. a presente invenção determina qualidade de dados sísmicos para uma pluralidade de localizações dentro de uma pesquisa sísmica para uma região geológica ou geofisica de interesse. a presente invenção adicionalmente inclui gerar coeficientes de correlação que relacionam qualidade aos dados sísmicos de modo que a qualidade de dados sísmicos pode ser incorporada em analises geoestatísticas associadas com decisões que são em parte baseadas na pesquisa sísmica.

Description

“MÉTODO PARA MEDIR QUALIDADE DE DADOS SÍSMICOS”

FUNDAMENTO DA INVENÇÃO [0001] Esta invenção é relativa à exploração e processamento sísmicos e, mais especificamente, para determinar a qualidade de dados sísmicos para uma pluralidade de localizações em uma dada pesquisa sísmica.

[0002] Na indústria de petróleo, técnicas de prospecção sísmica são comumente utilizadas para ajudar na busca por, e na avaliação de depósitos subterrâneos de hidrocarbonetos. Em prospecção sísmica uma ou mais fontes de energia sísmica emitem ondas para o interior de uma região de subsuperfície de interesse, tal como uma formação geológica. Estas ondas penetram na formação e podem ser dispersas, por exemplo, por meio de reflexão ou refração, por refletores sísmicos de subsuperfície (isto é, interfaces entre formações subterrâneas que têm diferentes propriedades elásticas). Os sinais refletidos são amostrados ou medidos por um ou mais receptores, e os dados resultantes são registrados. As amostras registradas podem ser referidas como dados sísmicos ou “traço sísmico”. Os dados sísmicos podem ser analisados para extrair detalhes da estrutura e propriedades da região de subsuperfície da terra que está sendo explorada.

[0003] Prospecção sísmica consiste de três estágios separados: aquisição de dados, processamento de dados e interpretação de dados. O sucesso de uma operação de prospecção sísmica depende de completação satisfatória de todos os três estágios.

[0004] Em geral, a finalidade de exploração sísmica é mapear ou fazer a imagem de uma porção da subsuperfície da terra (uma formação) transmitindo energia para baixo, para o interior do terreno, e registrando as reflexões ou ecos que retornam a partir das camadas de rocha abaixo. A energia transmitida para o interior da formação é tipicamente energia sonora. A energia sonora que propaga para baixo pode se originar de diversas fontes, tais como explosões ou vibrações sísmicas em terra, ou canhões de ar em ambientes marinhos. Exploração sísmica tipicamente utiliza uma ou mais fontes de energia e, tipicamente, um grande número de sensores u/ou detectores. Os sensores que podem ser utilizados para detectar a energia

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2/14 sísmica de retorno são, usualmente, geofones (pesquisas em terra) ou um hidrofones (pesquisas marinhas).

[0005] Um exemplo de uma pesquisa sísmica que é utilizada na técnica é uma exploração sísmica tridimensional (3D). Em exploração sísmica em 3D, linhas de sistemas sísmicos são espaçadas de maneira próxima, para fornecer cobertura detalhada da subsuperfície. Com esta cobertura de alta densidade, volumes extremamente grandes de dados digitais precisam ser registrados, armazenados e processados, antes que interpretações finais possam ser feitas. Processamento requer recursos de computador extensivos e software complexo para aprimorar o sinal recebido a partir da subsuperfície e para silenciar ruído que acompanha, o qual mascara o sinal.

[0006] Depois que os dados são processados, os cientistas e engenheiros juntam e interpretam a informação sísmica em 3D na forma de um cubo de dados em 3D, que representa uma apresentação de aspectos de subsuperfície. Utilizando este cubo de dados, informação pode ser apresentada em diversas formas. Mapas de fatias de tempo horizontais podem ser feitos em profundidades selecionadas. Utilizando uma estação de trabalho de computador, um intérprete também pode ver fatiar através do cubo de dados, para investigar aspectos do reservatório em diferentes horizontes sísmicos. Fatias verticais, ou seções transversais, também podem ser feitas em qualquer direção, utilizando dados sísmicos ou de poço. Picos sísmicos de refletores podem ser perfilados, com isto gerando um mapa de horizonte de tempo. Mapas de horizonte de tempo podem ser convertidos para profundidade, para fornecer uma interpretação estrutural em escala real em um nível específico.

[0007] Dados sísmicos são genericamente adquiridos e processados para a finalidade de formar imagem de reflexões sísmicas para interpretação estrutural estratigráfica. A qualidade dos dados sísmicos que são finalmente utilizados na interpretação estrutural e estratigráfica depende de diversos fatores diferentes, e varia de pesquisa para pesquisa. Etapas que são omitidas, ou não completadas de maneira correta nos estágios de aquisição de dados, processamento de dados e interpretação de dados, podem afetar enormemente a qualidade das imagens finais

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3/14 ou representação numérica dos aspectos de subsuperfície. A qualidade dos dados sísmicos afeta diretamente a confiabilidade de observações e medições numéricas feitas a partir dos dados sísmicos, e afeta as decisões que podem ou que deveríam ser baseadas nos dados sísmicos.

[0008] Construir imagens sísmicas acuradas e modelos de terreno correspondentes é importante ao fazer decisões de negócio ou operacionais relacionadas a gerenciamento de exploração de petróleo e gás e gerenciamento de reservatório. Por exemplo, cientistas de terra utilizam imagens sísmicas para determinar onde colocar poços em regiões subterrâneas que contém reservatórios de hidrocarbonetos. Eles também constroem modelos da subsuperfície para criar modelos de reservatório adequados para modelagem de escoamento de fluido no reservatório. A qualidade das decisões de negócio e operacionais é altamente dependente da qualidade das imagens sísmicas e modelos de terreno. Como descrito acima, determinar a qualidade dos dados sísmicos utilizados em imagens sísmicas e modelos de terreno é importante. Metodologias de técnica precedente para determinar qualidade de dados sísmicos geram somente um valor único para qualidade de dados para toda uma pesquisa sísmica. Qualidade de dados sísmicos não é medida, e a variabilidade espacial da qualidade sísmica dentro de uma pesquisa particular é ignorada. Metodologias de técnica precedente não levam em consideração que a qualidade dos dados sísmicos pode variar em pontos diferentes em uma única pesquisa sísmica. Assim, uma localização particular em uma pesquisa sísmica pode ter dados de qualidade pobre de dados sísmicos enquanto em outra localização na mesma pesquisa pode haver dados sísmicos de qualidade relativamente boa. A técnica precedente não diferencia entre localizações dentro de uma pesquisa sísmica com base em qualidade de dados sísmicos. Assim, quando avaliações de propriedades sísmicas são combinadas com dados de poço, um coeficiente de correlação global é utilizado, e não é dada nenhuma consideração à variabilidade espacial da qualidade dos dados sísmicos.

[0009] Determinar onde a qualidade elevada ou baixa de dados sísmicos reside dentro de uma dada pesquisa sísmica é importante quando decisões relacionadas à

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4/14 exploração de petróleo e gás, e gerenciamento de reservatório são baseadas em grande parte em dados sísmicos.

[0010] Existe uma necessidade por um método que determine a qualidade de dados sísmicos para uma pluralidade de localizações em uma dada pesquisa sísmica.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO [0011] A presente invenção supera as desvantagens descritas acima e outras da técnica precedente, fornecendo um método de determinar qualidade de dados sísmicos para uma pluralidade de localizações dentro de uma dada pesquisa sísmica.

[0012] Uma modalidade da presente invenção inclui um método para medir qualidade de dados sísmicos, que inclui adquirir dados sísmicos pré-empilhados para uma pesquisa sísmica para uma área de interesse que computa atributos medidos, atributos relacionados associados com os dados sísmicos pré-empilhados, para gerar medições de qualidade de dados para cada uma de uma pluralidade de localizações dentro da pesquisa sísmica. Os atributos preditos são restringidos de maneira geofísica, de modo que eles possam ser antecipados de maneira acurada. O método ainda inclui apresentar as medições de qualidade de dados para um usuário, para ilustrar diferenças em qualidade de dados sísmicos para a pluralidade de localizações dentro da pesquisa sísmica.

[0013] Deveria ser apreciado que as medições de qualidade de dados geradas pela presente invenção podem ser utilizadas em uma variedade de maneiras. Por exemplo, uma modalidade da presente invenção inclui adicionalmente adquirir registros de poço relacionados à área de interesse e computar medições amarradas ao poço para os registros de poço para os dados sísmicos pré-empilhados. As medições de qualidade de dados são comparadas com medições amarradas ao poço para gerar uma pluralidade de coeficientes de correlação utilizados em modelos geoestatísticos. Uma utilização dos modelos geoestatísticos é determinar valores P90, P50 e P10 que são associados com a análise realizada nos dados sísmicos.

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5/14 [0014] Outra modalidade da presente invenção ainda inclui decompor (degradar) os dados de registro de poço e computar medições amarradas ao poço para os dados de registro de poço decompostos e comparar as medições de qualidade de dados com as medições amarradas ao poço para os dados de registro de poço decompostos, para gerar uma pluralidade de coeficientes de correlação a serem utilizados em modelos geoestatísticos.

[0015] Deveria ser apreciado que os atributos geofísicos medidos e os atributos geofísicos associados com os dados sísmicos pré-empilhados que são utilizados para determinar qualidade de dados sísmicos, incluem a amplitude sísmica e ângulo de incidência ou amplitude sísmica e deslocamento (distância entre fonte e receptor).

[0016] Também deveria ser apreciado que determinando a área na qual a qualidade de dados sísmicos é baixa análise adicional pode ser realizada para determinar a causa ou causas da baixa qualidade de dados sísmicos. Exemplos de tais causas que são bem conhecidas na técnica são diversas, atraso residual (moveout), anisotropia, ruído randômico e ruído coerente.

[0017] Planos de exploração de petróleo e gás e gerenciamento de reservatório também se beneficiam da presente invenção. Planos podem ser ajustados ou baseados em áreas de dados sísmicos de alta qualidade. Por exemplo, poços de delineamento e de produção podem ser perfurados em localizações com os dados sísmicos de melhor qualidade disponível. Os poços serão então perfurados com alto grau de certeza que a estratigrafia predita será acurada. Isto pode ser especialmente verdadeiro para os poços iniciais que estão sendo perfurados em áreas onde existem poucos dados ou nenhum dado de registro de poço.

[0018] Uma fração significativa do valor de um poço é que ele fornece dados firmes sobre a geologia da subsuperfície e, em particular, o reservatório na região localizado do poço. Se poços são perfurados em áreas de dados pobres ou de qualidade marginal, haverá amarrações pobres de poço para sísmica, isto é, amarrar propriedades de poço à sísmica depois que o poço tenha sido perfurado.

Amarrações pobres de poço à sísmica são uma limitação severa na avaliação de

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6/14 propriedades do reservatório a partir de dados sísmicos. Amarrações de poço à sísmica são uma entrada primária direta para fluxos de trabalho de propriedades de reservatório. Amarrações pobres de poço à sísmica são fatores significativos em avaliação sísmica pobre em sísmica de mudanças laterais em litologia e/ou porosidade.

[0019] Também deveria ser apreciado que a presente invenção tem a intenção de ser utilizada com um sistema que inclui, em geral, uma configuração eletrônica que inclui no mínimo um processador, no mínimo um dispositivo de memória para armazenar códigos de programa e outros dados, um monitor de vídeo ou outro dispositivo mostrador, isto é, um mostrador de cristal líquido e, no mínimo, um dispositivo de entrada. O processador é preferivelmente um microprocessador ou plataforma baseada em microcontrolador que é capaz de apresentar imagens e processar algoritmos matemáticos complexos. O dispositivo de memória pode incluir memória de acesso randômico (RAM) para armazenar eventos ou outros dados gerados ou utilizados durante um processo particular associado com a presente invenção. O dispositivo de memória pode também incluir memória apenas de leitura (ROM) para armazenar o código de programa para os controles de processos da presente invenção.

[0020] Aspectos e vantagens adicionais da presente invenção estão descritos em, e serão evidentes a partir da descrição detalhada a seguir da invenção e das figuras, onde:

A figura 1 ilustra um fluxograma para uma modalidade da presente invenção;

A figura 2 ilustra uma modalidade da presente invenção utilizada em um fluxo de trabalho para gerenciamento de reservatório;

A figura 3 ilustra uma modalidade da presente invenção utilizada em um fluxo de trabalho para exploração/avaliação;

A figura 4 ilustra um gráfico de amplitude sísmica e ângulo de incidência que é utilizado por uma modalidade da presente invenção para determinar qualidade de dados de sísmica;

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7/14

A figura 5 ilustra uma imagem de uma pesquisa sísmica;

A figura 6 ilustra a pesquisa sísmica mostrada na figura 5, na qual uma modalidade da presente invenção determinou a qualidade de dados sísmicos para uma pluralidade de localizações através de toda a pesquisa sísmica;

A figura 7 ilustra a pesquisa sísmica mostrada na figura 6 com pilhas inclinadas completas incluídas na imagem;

A figura 8 ilustra uma reunião (gather) de entrada, reunião predita e residual (subtração da reunião predita da reunião de entrada) gerada por uma modalidade da presente invenção para uma localização selecionada na pesquisa sísmica mostrada na figura 7.

A figura 9 ilustra pesquisa sísmica mostrada na figura 7 com duas localizações selecionadas.

A figura 10 ilustra uma reunião de entrada, entrada predita e residual geradas por uma modalidade da presente invenção para as duas localizações selecionadas incluídas na pesquisa sísmica mostrada na figura 9,

A figura 11 ilustra um fluxo de trabalho de uma modalidade da presente invenção na qual a qualidade de dados sísmicos é utilizada para realizar interpolação geoestatística de dados de poço e propriedades de reservatório avaliadas a partir da sísmica;

A figura 12 ilustra um gráfico que é utilizado por uma modalidade da presente invenção para determinar coeficientes de correlação; e

A figura 13 ilustra uma vista em mapa de uma região geológica de interesse na qual uma modalidade da presente invenção determinou a qualidade de dados sísmicos para uma pluralidade de localizações incluídas no horizonte. DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO [0021] Embora esta invenção seja suscetível de modalidades em diversas formas diferentes, aqui são mostradas nos desenhos e serão aqui descritas em detalhe modalidades preferidas da invenção, com o entendimento que a presente divulgação deve ser considerada como uma exemplificação dos princípios da invenção e não tem a intenção de limitar o amplo aspecto da invenção às

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8/14 modalidades ilustradas.

[0022] A presente invenção possibilita a um usuário fazer uma determinação inovadora das diferenças na qualidade sísmica de uma pluralidade de localizações dentro de uma pesquisa sísmica. Uma modalidade da presente invenção está ilustrada na figura 1. Esta modalidade inclui um método para medir qualidade de dados sísmicos, que inclui adquirir dados pré- empilhados para uma pesquisa sísmica para uma área de interêsse 2. A modalidade ainda inclui comparar atributos medidos a atributos relacionados que são associados com os dados pré-empilhados para gerar medições de qualidade de dados para cada uma de uma pluralidade de localizações dentro da pesquisa sísmica 4. Nesta modalidade, os atributos medidos que são utilizados são atributos que são restringidos de maneira geofísica. Com estas restrições predições acuradas quanto a que relações entre atributos para uma localização de subsuperfície particular podem ser feitas. As modalidades também incluem apresentar as medições de qualidade de dados a um usuário para ilustrar as diferenças em qualidade de dados sísmicos para a pluralidade de localizações dentro da pesquisa 6.

[0023] Na modalidade acima descrita, um cientista e engenheiro serão capazes de confirmar áreas dentro de uma pesquisa sísmica com qualidade relativamente boa de dados sísmicos e qualidade relativamente pobre de dados sísmicos. A presente invenção permite que diferenças de qualidade de dados sísmicos sejam utilizadas no processo de gerenciamento de reservatório e exploração/avaliação, para avaliar a confiança dos resultados gerados por estes processos. Por exemplo, a figura 2 ilustra um fluxo de trabalho e um processo de gerenciamento de reservatório no qual dados sísmicos 8 sofrem inversão sísmica 10 e propriedades de reservatório são avaliadas, tais como porosidade, fácies, e/ou litologia 12. As propriedades de reservatório estimadas são então utilizadas para gerar um modelo ou modelos de reservatório 14. A presente invenção permite que a qualidade de dados sísmicos 14 nesta modalidade seja utilizada durante a geração de modelo de reservatório, para determinar as áreas com qualidade de dados sísmicos relativamente boa e pobre. Com este conhecimento, cientistas e engenheiros podem ter um maior ou menor

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9/14 grau de confiança em suas observações e medições, dependendo de uma localização particular dentro dos modelos onde a decisão está sendo feita sobre a qualidade de dados sísmicos associados com esta localização.

[0024] A figura 3 ilustra outra modalidade da presente invenção que é utilizada no processo de exploração/avaliação. Nesta modalidade atributos sísmicos 20 são derivados de dados sísmicos 18 adquiridos a partir de uma região geológica de interesse. Exemplos de atributos sísmicos 20 incluem amplitude de envoltória, fase instantânea, frequência instantânea, polaridade, velocidade mergulho, azimute de mergulho, etc. Os atributos sísmicos 20 são comparados aos atributos geofísicos que foram determinados a partir de modelos anteriores da região geológica de interesse 24. Utilizando as comparações dos atributos a partir dos dados sísmicos e atributos a partir dos modelos adiante, avaliações finais dos atributos são determinadas e estes atributos são utilizados para determinar características da região geológica de interesse e quaisquer reservatórios que residam nesta região de interesse 26. Uma característica importante que resulta deste tipo de análise é inferir o tipo de fluido presente na região de interesse, isto é, salmoura, óleo ou gás 26.

[0025] Metodologias da técnica precedente calculavam a incerteza global com o resultado ou resultados de tais análises. Esta modalidade da presente invenção incorpora a qualidade de dados sísmicos 22 depois que os atributos sísmicos tenham sido determinados. Desta maneira, as incertezas podem ser medidas de maneira mais acurada e esta incerteza pode ser amarrada às localizações específicas dentro da pesquisa sísmica.

[0026] A presente invenção permite que inconsistências e causas da baixa qualidade de dados sísmicos sejam identificadas e solucionadas em estágios mais cedo do processo, o que economiza tempo e recursos valiosos.

[0027] A modalidade ilustrada na figura 1 inclui comparar atributos medidos a atributos relacionados que são associados com os dados sísmicos pré-empilhados para gerar medições de qualidade de dados para uma pluralidade de localizações dentro da pesquisa sísmica 4. Os atributos comparados nesta modalidade são restringidos de maneira geofísica, de modo que os atributos podem ser preditos de

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10/14 maneira precisa. A figura 4 ilustra uma modalidade da presente invenção que utiliza amplitude sísmica 28 contra o ângulo de incidência 30 para medir a qualidade de dados sísmicos de uma localização particular em uma pesquisa sísmica. A relação 32 entre a amplitude sísmica 28 e o ângulo de incidência 30 é restringida de maneira geofísica. Quando o ângulo de incidência 30 aumenta, a amplitude sísmica deve mudar em uma maneira que varia suavemente 32. Assim, esta modalidade da presente invenção utiliza a relação 32 para determinar qualidade de dados sísmicos. [0028] A relação predita entre os dois atributos 32 é comparada à relação entre os atributos obtida a partir dos dados sísmicos 34. A diferença entre as duas relações 32, 34 é indicativa da qualidade de dados sísmicos que é relativamente alta ou baixa. Um meio de quantificar esta diferença é computar o comprimento total dos segmentos de linha que compreendem os dados medidos 34 e comparar este ao comprimento total dos segmentos de linha que compreendem os dados preditos 32. Assim, o comprimento da relação predita 32 e o comprimento da relação medida 34 dos dois atributos pode ser utilizada para determinar um valor para qualidade de dados sísmicos. Uma modalidade da presente invenção utiliza a expressão matemática a seguir para gerar um valor de qualidade de dados sísmicos.

Qualidade =

Medida Predita onde

Qualidade = qualidade de dados sísmicos

Medida = relação de atributos medidos (um exemplo é o comprimento dos segmentos de linha 34 ilustrados na figura 4)

Predita = relação de atributos preditos (um exemplo é o comprimento da linha do segmento de linha 32 ilustrado na figura 4) e

P = expoente matemático.

[0029] Uma modalidade alternativa da presente invenção utiliza a expressão matemática a seguir para gerar um valor de qualidade de sísmica:

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11/14 „ , , ( Medida \^Ρ

Qualidade _predita } onde Qualidade, Medida, Predita e P estão definidos acima. Utilizando a relação entre os atributos que podem ser medidos e preditos, qualidade de dados sísmicos pode ser determinada.

[0030] A presente invenção determina a qualidade de dados sísmicos para uma pluralidade de localizações com uma pesquisa sísmica. A presente invenção possibilita que imagem de qualidade de dados sísmicos seja vista, de modo que um usuário pode determinar áreas de dados sísmicos de qualidade alta e baixa dentro da pesquisa sísmica. Por exemplo, uma imagem de pilha de seção transversal de pós-pilha 40 de uma pesquisa sísmica está ilustrada na figura 5. A imagem de póspilha 40 inclui pilhas de inclinação total 42 e um reservatório 44 foi identificado dentro desta região geológica. A presente invenção possibilita que a qualidade de dados sísmicos seja incorporada à imagem para análise adicional como ilustrado na figura 6. As áreas que têm qualidade de dados sísmicos relativamente elevada 52 são distinguidas de áreas que têm qualidade de dados sísmicos baixa 50. A figura 7 é uma imagem 54 da mesma área de interesse geológico como as figuras 5 e 6, porém as pilhas de inclinação total 42 foram incluídas para delineamento adicional dentro da imagem 54.

[0031] As modalidades da presente invenção ilustradas nas figuras 5, 6 e 7 incluem adicionalmente a capacidade de identificar uma localização particular 46 e analisar a reunião de entrada 56 e uma reunião modelada (ou predita 58) para esta localização particular 46. Esta modalidade é capaz de comparar a reunião de entrada 56 com a reunião modelada (ou predita 58) e apresentar um resíduo 60 como ilustrado na figura 8. Focalizando na localização escolhida 46, pode-se ver que existe uma quantidade relativamente elevada de resíduos 60 o que indica qualidade pobre de dados sísmicos.

[0032] A figura 9 ilustra a mesma região geológica de interesse 54 como a figura 7, contudo duas localizações diferentes foram escolhidas. Uma localização está em uma região de dados sísmicos de qualidade pobre 62 e a outra localização é

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12/14 escolhida em uma região de dados sísmicos de boa qualidade 64. Uma vez que as duas localizações 62, 64 estão no mesmo eixo vertical, as localizações podem ser apresentadas em uma reunião de entrada 66, reunião modelada 68, e resíduo 70, como ilustrado na figura 10. Comparando a localização com dados sísmicos de qualidade pobre 62 e a localização com dados sísmicos de qualidade elevada 64, a localização com dados sísmicos de qualidade pobre 62 tem mais resíduos 70 do que a localização com dados sísmicos de qualidade elevada 64.

[0033] A presente invenção permite uma variedade de metodologias de determinar a qualidade de dados sísmicos para uma pesquisa sísmica, e estas metodologias são projetadas para estarem dentro do escopo da presente invenção. Por exemplo, uma modalidade da presente invenção utiliza um programa interativo para permitir a seleção e observação de reuniões. Esta modalidade permite ao usuário selecionar uma fatia vertical de qualidade sísmica a partir de uma pesquisa sísmica, e apresentar a reunião de entrada, reunião modelada, e o resíduo para aquela fatia. Outra modalidade da presente invenção processa toda ou uma porção dos dados adquiridos a partir de toda uma pesquisa sísmica em 3D.

[0034] A qualidade de dados sísmicos pode também ser utilizada em modelos geoestatísticos que são utilizados para calcular valores de P90, P50 e P10 associados com decisões que são baseadas na pesquisa sísmica. Uma modalidade da presente invenção determina qualidade de dados sísmicos para uma pluralidade de localizações dentro de uma pesquisa sísmica e ainda inclui transformar as medições de qualidade de dados sísmicos em coeficientes de correlação. Esta transformação numérica é conseguida derivando uma relação matemática entre qualidade sísmica e coeficiente de correlação de amarração a poço. Amarrações a poço se referem a uma comparação de traços sísmicos reais para traços sísmicos sintéticos, computados utilizando dados de registro de poço. A relação funcional entre qualidade sísmica e coeficiente de correlação é encontrada plotando valores de qualidade sísmica e coeficiente de correlação em localizações de poço. A relação funcional é utilizada para converter as medições de qualidade sísmica em coeficientes de correlação. Medições de qualidade sísmica convertidas para

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13/14 medições de coeficientes de correlação são utilizadas para controlar como avaliações sísmicas de propriedades de reservatório são combinadas com dados de poço na construção de modelos de reservatório.

[0035] Uma modalidade da presente invenção inclui adquirir dados sísmicos préempilhados 72, computar a qualidade de dados sísmicos 74, e converter os valores de qualidade de dados sísmicos para coeficientes de correlação para gerar um cubo de qualidade calibrado 76, como ilustrado na figura 11. O cubo de qualidade calibrado 76 é então utilizado em interpolações geoestatísticas 80. Métodos da técnica precedente eram limitados a gerar um único coeficiente de correlação para toda uma pesquisa sísmica. O coeficiente de correlação controla como as avaliações sísmicas de propriedades do reservatório são combinadas de maneira espacial (interpoladas) com dados de poço. A presente invenção possibilita determinações geoestatísticas mais detalhadas e acuradas utilizando qualidade de dados sísmicos associada com uma localização particular dentro de uma pesquisa sísmica.

[0036] A modalidade da presente invenção ilustrada na figura 11 utiliza amarrações a poço para gerar coeficientes de correlação que são então utilizados em uma análise geoestatística. Esta modalidade adicionalmente decompõe os dados sísmicos de modo que medições adicionais de amarração a poço podem ser geradas para aumentar dados existentes de amarração a poço. Dados sísmicos préempilhados 72 em localizações onde existem também dados de poço são coletados. Estes dados sísmicos pré-empilhados 72 são então decompostos adicionando um atraso residual, ruído randômico e múltiplos 82 nesta modalidade. Pilhas inclinadas são formadas utilizando os dados pré-empilhados decompostos e originais obtidos a partir das localizações de poço 84. Medições de amarração de pilha são computadas 82 e coeficientes de correlação para as medições de amarração de pilha são determinadas. As medições de amarração de pilha são utilizadas para estabelecer uma relação 88 entre coeficientes de correlação de qualidade de dados sísmicos como mostrado no gráfico ilustrado na figura 12. Uma vez que a relação 88 entre os coeficientes de correlação e a qualidade dos dados sísmicos tenha sido estabelecida, coeficientes de correlação podem ser determinados para localizações

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14/14 que não têm medições de amarração a poço disponíveis. Tudo o que é necessário para localizações onde não há dados de poço, são valores de qualidade de dados sísmicos. Com os valores de qualidade de dados sísmicos, coeficientes de correlação podem ser determinados a despeito de se dados de poço são disponíveis. Desta maneira, interpolação geoestatística pode ser realizada em diversas localizações através de toda uma pesquisa sísmica.

[0037] Como descrito acima, a presente invenção fornece informação valiosa que pode ser utilizada durante gerenciamento de reservatório e tomada de decisão quanto à exploração/avaliação. A figura 13 ilustra uma vista em mapa 90 de um horizonte dentro de uma região geológica de interesse, gerada pela presente invenção. Decisões devem ser feitas sobre onde perfurar poços de delineamento e de produção. Neste exemplo particular foi determinado que uma certa área 92 dentro desta região de interesse 90 inclui uma camada de areia que potencialmente encerra gás natural. A área 92 é então ainda mais estreitada, quanto ao local ótimo 94 para perfurar um poço. Como com a maior parte dos planos, existe flexibilidade espacial quanto à localização exata da colocação do poço. Dentro do local 94 mostrado na figura 3 existem áreas que têm dados sísmicos de boa qualidade e dados sísmicos de má qualidade. Neste exemplo a decisão pode ser feita de colocar o poço em uma área com dados sísmicos de boa qualidade 96. Colocando o poço na área com dados sísmicos de boa qualidade, aumenta a certeza que predições estratigráficas serão acuradas e interpolação espacial de resultados será possível.

[0038] Embora na especificação precedente esta invenção tenha sido descrita em relação a certas suas modalidades preferidas e diversos detalhes tenham sido descritos para a finalidade de ilustração, será evidente àqueles versados na técnica que a invenção é suscetível de alteração e que certos outros detalhes descritos aqui podem variar de maneira considerável, sem se afastar dos princípios básicos da invenção.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para medir qualidade de dados sísmicos implementado por computador, caracterizado pelo fato de compreender:

adquirir (2, 72) dados sísmicos pré-empilhados (18) para uma pesquisa sísmica para uma área de interesse;

comparar (4, 24) atributos preditos (32, 58, 68) a atributos relacionados (20, 34, 56, 66) associados com dados sísmicos pré-empilhados para gerar medições de qualidade de dados para cada uma de uma pluralidade de localizações (46, 62, 64) dentro da pesquisa sísmica, no qual os atributos preditos (32, 58) são restringidos geofisicamente ou geologicamente; e apresentar (6) as medições de qualidade de dados para um usuário, para ilustrar diferenças em qualidade de dados sísmicos para a pluralidade de localizações (46, 62, 64) dentro da pesquisa sísmica, em que:

ao atributos relacionados (34) são obtidos a partir dos dados sísmicos pré-empilhados (18); e/ou os atributos preditos (32) e os atributos relacionados (34) são atributos de amplitude sísmica e ângulo de incidência, ou amplitude sísmica e deslocamento.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda incluir:

adquirir registros de poço relacionados à área de interesse, e computar medições de amarração a poço para os registros de poço para os dados sísmicos pré-empilhados; e comparar as medições de qualidade de dados com as medições de amarração a poço para transformar as medições de qualidade de dados em uma pluralidade de coeficientes de correlação a serem utilizados na construção de modelos geoestatísticos.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de ainda incluir:

decompor os dados de registro de poço e computar medições de

Petição 870180142895, de 22/10/2018, pág. 22/24

2/2 amarração a poço para os dados de registro de poço decompostos; e comparar as medições de qualidade de dados com as medições de amarração a poço para os dados de registro de poço decompostos para gerar uma pluralidade de coeficientes de correlação a serem utilizados em modelos geoestatísticos.
4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda incluir:

selecionar uma localização a partir da pluralidade de localizações dentro da pesquisa sísmica;

apresentar uma reunião de entrada para a localização e uma reunião modelada para a localização; e comparar a reunião de entrada à reunião modelada para determinar um resíduo e apresentar o resíduo para o usuário.
5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que a comparação de atributos preditos com atributos relacionados compreende comparar uma relação predita entre atributos (32) a uma relação medida entre atributos relacionados (34) obtida dos dados sísmicos.
6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que as medições de qualidade de dados para cada uma de uma pluralidade de localizações são obtidas usando a expressão matemática: