- Home
- Conferences
- Conference Proceedings
- Conferences
5th International Congress of the Brazilian Geophysical Society
- Conference date: 28 Sep 1997 - 03 Oct 1997
- Location: São Paulo, Brazil
- Published: 07 November 1997
1 - 20 of 416 results
-
-
Crustal Architecture, Extension, and Tectonostratigraphic Evolution of Rifted Margins in the North Atlantic
By C. KeenIn the last five years new high-quality geophysical data has become available which allows a new look at the relationship between crustal structure, subsidence, and gravity anomalies across rifted continental margins. Seven cross-sections of non-volcanic rifted margins in the North Atlantic are described for which seismic data constrains the crustal structure and sediment thicknesses. Five of these are located on the eastern Canadian margins, and the other two lie on conjugates to these, on the western European margin. These transects illuminate some of the key similarities and differences in rift margin structure. These non-volcanic margins provide the clearest available picture of the extension-related components of margin development.
-
-
-
The Côte d'Ivoire-Ghana Continental Margin (Eastern Equatorial Atlantic): A Reference Model for Transform Margin?
More LessSince the last 20 years numerous marine geological and geophysical data from several margin segments have demonstrated that the continental margins lined up with major oceanic transforms zones yeld sedimentary, subsidence, deformational and crustal characters drastically different from those of standard divergent passive margins. These data and observations have progressively given birth to the concept of a specific type of continental margin, directly issued from transform rifting and subsequent transform motion: the transform (or sheared, or translational) margins.
-
-
-
Integraçăo Sísmica-Poço na Modelagem 3D de Reservatórios Via Técnicas Geoestatísticas
A informaçăo sísmica tern cada vez mais contribuído na geraçăo de modelos de propriedades petrofísicas de reservatórios de hidrocarbonetos. Entretanto, devido ŕ dificuldade de compatibilizaçăo entre os diferentes suportes de medidas das informaçőes sísmicas de superfície e dos dados de poço, a utilizaçăo da sísmica tem, em geral, se restringido a modelos bidimensionais. Neste trabalho apresentamos modelos tridimensionais de porosidade gerados a partir da integraçăo das medidas de porosidade de poço com o campo de impedância acústica obtido por inversăo dos valores de amplitude sísmica. A integraçăo se deu através da utilizaçăo de técnicas geoestatísticas de estimativa (krigagem com deriva extema e cokrigagem colocada) .
-
-
-
Aplicaçăo do Modelo Unificado Biot-Squirt (BISQ) na Caracterizaçăo de Reservatórios
Authors Odilon Keller Filho and Marco A. Barsotelli BotelhoNo presente trabalho é feita uma breve revisăo do modelo unificado para descriçăo dos meios porosos denominada de "squirt-flow" e o mecanismo de Biot, proposto por Divorkin e Nur(1993). Este modelo, também chamado de BISQ, permite relacionar a velocidade e atenuaçăo das ondas P ŕs propriedades da rocha e do fluido, tais como permeabilidade, porosidade, viscosidade e compressibilidade. Exemplos da aplicaçăo do modelo BISQ na caracterizaçăo de um reservatório produtor de óleo serăo mostrados, evidenciando a utilizaçăo do método através das relaçőes de Poiseuille e Kozeny-Carmane na estimativa da permeabilidade.
-
-
-
Amplitude vs. Ângulo (AVA) Influęncia de Parâmetres Petrofísicos em Meios Poroelásticos
Authors Fernando de Roque and Marco A. Barsotelli BotelhoA consideraçăo dos meios em subsuperfície como sendo bifásicos (rocha-fluido) leva ŕ possibilidade de análise de diversos parametres petrofísicos tais como porosidade, permeabilidade, viscosidade, saturaçăo, etc. As condiçőes em que a resposta sísmica pode conter informaçőes sao analisadas para os tręs tipos de ondas (duas compressionais - Prapida e Pienta - e uma cisalhante - S) que, segundo Biot (1956), estăo presentes nos meios bifásicos. As ondas Plentas săo praticamente impossíveis de serem registradas com osarranjos e frequęncies usados na sísmica convencional (Klimentos and McCann, 1988) mas, no presente trabalho, será mostrado que elas săo portadoras de grande quantidade de informaçőes, As ondas S possuem maior quantidade de informaçăo que as Prapidasno que se refere ŕ porosidade, mesmo em freqüęncias baixas. Ambas săo sensíveis ŕ permeabilidade apenas em faixas de freqüęnciasmais altas, da ordem de quilohertz, encontradas apenas em levantamento do tipo crosswell. Salienta-se que alguns resultados foram confmnados por modelagem por diferenças finitas.
-
-
-
Use of Seismic Stacking Velocities as an External Drift in the Estimation of the Velocity Field for Time-Depth Conversion
Authors Zilander Camolese and Marcos Fetter LopesKriging with an external drift of seismic velocities was used for time-depth conversion with satisfactory results. Direct time-depth external drift estimation and correction factor grids for seismic velocities estimated with minimum curvature showed significant problems, specially for reservoir development purposes.
-
-
-
Utilizaçăo de Atributos Sísmicos no Mapeamento de Propriedades de Reservatório em Campos Terrestres da Bacia Potiguar
More LessNos campos da Fm. Pendęncia, dados sísmicos tridimensionais tęm sido utilizados para caracterizaçăo de reservatórios, desde 1995(Gomes et aI., 1996). Neste senti do, apresentamos os resultados obtidos em quatro zonas de dois campos da citada unidade.
-
-
-
Inversăo Sismoestratigráfica na Caracterizaçăo de Reservatórios
By Paulo JohannA integraçăo do modelo estratigráfico conceitual, das medidas dos perfis de impedáncia acústica e das medidas sísmicas 3D de superfície tern como finalidade a reconstruçăo de imagens em impedâncias acústicas e em coeficientes de reflexăo. Estas imagens săo utilizadas para a delimitaçăo otimizada da arquitetura extema e intema de reservatórios, bem como seu zoneamento em tridimensional e para prediçőes de propriedades dos reservatórios no suporte sísmico. Neste trabalho propőem-se uma metodologia de integraçăosísmoestratigráfica (modelo estratigráfico conceitual, sísmica 3D e perfis) baseada na inversăo de dados sísmicos e uma detalhada interpretaçăo das imagens após a inversăo sísmoestratigráfica,
-
-
-
Utilizaçăo da Krigagem Fatorial na Calibraçăo Rocha-Perfil-Sísmica
A informaçăo sísmica tem, cada vez mais, participado do processo de caracterizaçăo de reservatórios de hidrocarbonetos. O sucesso da utilizaçăo da sísmica esta diretamente relacionado com o perfeito entendimento das relaçőes entre as propriedades petrofísicas e acústicas do reservatório. Além disto, depende também de uma compatibilizaçăo, em termos de suporte de medida, entre a informaçăo sísmica de superfície e os dados de perfis de poços. Neste estudo constatamos, através de mediçőes de ondas compressionais em plugues, a existęncia de uma forte correlaçăo entre porosidade e velocidade em um reservatório turbidítico da costa brasileira. De modo a compatibilizar as escalas de medidas das informaçőes de porosidade obtidas em perfis com a sísmica, filtramos os dados de porosidade utilizando a técnica de krigagem fatorial.
-
-
-
Avaliaçăo da Sensibilidade do Método Sísmico ao Tipo de Óleo: Ensaios de Modelagem
Reservatórios de óleos pesados ou parafínicos em terra podem apresentar relaçőes custo/benefício satisfatórias a explotaçăo, apesar das dificuldades de produçăo. A extraçăo deste tipo de óleo em aguas profundas envolve dificuldades e custos muito superiores aos de operaçőes em terra, tomando desejavel a obtençăo de informaçőes a priori sobre o tipo de óleo no intuito de otimizar investimentos. Avaliou-se a sensibilidade do métoda sísmico a previsao do tipo de óleo tomando-se tręs casos de reservatórios distintos: areia limpa, arenito pouco consolidado e arenito bem consolidado e analisando-se seus comportamentos sísmicos para diferentes tipos de óleos através de modelagens petrofísicas e sísmicas, Observa-se que a influęncia do fluido sobre as propriedades sísmicas do reservatório depende mais do grau de consolidaçăo da rocha do que da porosidade, de forma que a determinaçăo do tipo de óleo pelo metoda sísmico e facilitada no caso de areias e arenitos pouco consolidados. A aplicaçăo da técnica de AVO acrescenta rnais informaçőes ao processo, embora a parte rnais relevante das informaçőes esteja contida nos coeficientes de reflexăo para incidęncia normal. Com dados reais, tal deterrninaçăo é dificultada limitando-se a previsőes qualitativas que devem ser acompanhadas de esforços de calibraçăo dos atributos sísmicos, petrofísicos e litológicosó
-
-
-
Análise da Resposta Sísmica em Reservatórios Argilosos
Authors Luúcia Duarte Dillon and Sylvia M. Couto AnjosBoas acumulaçőes de óleo em reservatórios brasileiros tém sua produçăo inviabilizada pela presença de clorita, sobretudo na forma de coating nos grăos. A pesquisa de um método preditivo exploratório, no sentido de detectar esta ocorręncia argilosa, tem claramente um grande interesse economico. Este trabalho procurou através de uma correlaçăo cuidadosa entre análises petrográficas e velocidades elásticas ( Vp e Vs ) em plugues, avaliar uma possível sensibilidade do método sísmico, em especial do dado antes do empilhamento, através da análise de AVO, como urn indicador da matriz argilosa em arenitos reservatórios, năo só em termos quantitativos, mas também de sua forma de ocorręncia. Como será apresentado, os resultados obtidos foram bastante positivos, comprovando a maior sensibilidade da velocidade de onda S it presença de coating de cloritas autigęnicas em tomo dos grăos, Estes primeiros resultados encorajam ao prosseguimento de pesquisas mais aprofundadas, procurando-se urn adensamento da base de dados experimental, assim como, em termos teóricos, através da geraçăo de modelos físicos, que estabeleçam a conexăo entre as velocidades elásticas e a ocorręncia do coating argiloso.
-
-
-
Formation Evaluation with Nuclear Magnetic Resonance - World Wide Applications
More LessUndoubtedly the most significant advance in Formation Evaluation of the 1990' s has been the introduction of reliable, laboratory quality downhole Nuclear Magnetic Resonance (NMR) technology. The most advanced NMR logging system is based on the unique gradient field technology introduced by Numar'. The gradient field offers significant advantages over conventional homogeneous field tools and permits both rapid and flexible NMR data acquisition. When the Magnetic Resonance Imaging Log, MRIL", is run in combination with conventional porosity and induction tools, heretofore difficult formation evaluation problems are easily solved. The fundamentals of NMR logging and interpretation are illustrated with examples from many petroleum provinces around the world.
-
-
-
Exploring the Timing, Amplitudes, and Causes of Neogene Global Sea-Level Fluctuations: the Ocean Drilling Program's Inaugural Expedition to the New Jersey Continental Shelf
Authors J.A. Austin, N. Christie-Blick and M. MaloneSea-level changes have direct consequences for mankind; they profoundly affect shallow-water deposition and erosion, nearshore ecosystems, particle and nutrient transfer to the deep-sea, and, at time scales of decades to centuries, the evolution of coastal civilization. One of the long-term goals of the Ocean Drilling Program (ODP) is to decipher the timing, amplitudes and causal mechanisms of sea-level change by conducting continental margin transects worldwide. By "stacking" multiple transects from diverse margin environments, the influences of tectonism, sediment supply and other local effects can be eliminated to decipher the eustatic signal.
-
-
-
Measurement of Total NMR Porosity Adds New Value to NMR Logging
Authors R. Freedman, A. Boyd, G. Gubelin, D. McKeon, C.E. Moriss and C. FlaumThe CMR* Combinable Magnetic Resonance logging tool has been upgraded to provide a robust measurement of clay bound water and microporosity. The upgraded measurement is now possible because of a 50% increase in the signal-to-noise (SIN) ratio, a decrease in the minimum echo spacing from 0.32 ms to 0.2 ms and improved signal processing software that has maximum sensitivity to fast decays. The new CMR hardware and signal processing software reduce the transverse relaxation time (T2) sensmvity limit (minimum detectable T2) of the measurement for depth logging from 3 ms to 0.3 ms.
-
-
-
A Case Study ofNMR Interpretation in Complex Reservoirs Using Variable T2 Cutoff
More LessA complete formation evaluation requires determination of irreducible fluids, movable fluids, and formation permeability. Analysis of NMR measurements to determine these parameters is strongly dependent on formation lithology and mineralogy, especially in complex and heterogeneous reservoirs. Therefore, NMR measurements must be combined with measurements from conventional logs for comprehensive formation evaluation. In this paper, an interpretation method that combines these data is discussed and is applied to complex formations An important advantage of the method presented in this paper is its capability to generate a variable T2 cutoff for NMR interpretation that depends on the volumetrics of the calculated formation lithology. In NMR analysis, the T2 cutoff is required to divide effective porosity into irreducible and movable porosity. In traditional T2 interpretation, the T2 cutoff is usually a constant value throughout a formation; however, the methodology proposed in this paper uses a variable T2 cutoff calculated on a foot-by-foot basis from log-derived lithology. Comparisons between the constant and variable T2 cutoffs and their effect on formation evaluation are included, and recommendations are discussed. An error minimization technique is used to solve a system of equations derived from the log data. In this system of equations, the NMR effective porosity is used as the formation effective porosity. To evaluate the goodness of the fit between the original logs and the reconstructed logs, the chi-square of the difference between logs is calculated. In this methodology, weighting factors can be applied to the log data, and geological and petrophysical constraints can be imposed.
-
-
-
Aplicaçăo de Perfis de Ressonância Magnetica Nuclear na Bacia de Campos (Brasil)
A Petrobrás concluiu recentemente a avaliaçăo da utilizaçăo da ferramenta Combined Magnetic Resonance (CMR) - ferramenta de ressonancia magnética nuclear, da Schlumberger, em algumas situaçőes de reservatórios, tanto em terra quanta no mar. A situaçăo descrita neste trabalho, além de reportar-se 11avaliaçăo deste tipo de perfilagem nos arenitos portadores de óleo do Eoceno e Santoniano/Turoniano, em um poço do campo de Marimbá, na Bacia de Campos, apresenta também uma rapida revisăo do principio de ressonância magnética nuclear aplicado a perfilagem de poços de petróleo.
-
-
-
Detection and Characterization of Permeable Formations Using Borehole Stoneley Waves
Authors Arthur C.H. Cheng, Xiaoming Tang, Raghu K. Chundru and Stephan GelinksyFormation permeability and its variations are very important parameters in estimating the recovery potential of a reservoir. Conventional calculations of formation permeability from wireline logs are based on theoretical models of porous rock and resistivity and porosity measurements (e.g. the Carman-Kozeny relati.onship). We present a more direct measurement of formation permeability from Stoneley wave data in full waveform acoustic using a new and robust algorithm.
-
-
-
Analysis of Formation Shear Wave Anisotropy from Cross-Dipole Acoustic Logs
Authors Arthur C.H. Cheng, Xiaoming Tang, Raghu K. Chundru and Doug PattersonDipole acoustic logs allows for the direct measurement of shear wave velocities in a "slow" formation, where conventional (monopole) logs fail. Cross-dipole measurements have the potential of providing information about the direction and magnitude of azimuthal variations in shear wave velocity in a formation, from which one could infer parameters such as the principal stress direction, in situ stress state and fracture density.
-
-
-
Métodos para Geraçăo de Perfis de onda S: Urna Análise Crítica a partir da Correlaçăo Rocha - Perfil
O conhecimento da resposta das rochas, em subsuperfície, a propagaçăo da onda cisalhante (VS), além da sístematica obtençăo do registro de velocidades das ondas compressionais (VP), tém adquirido importância cada vez maior na indústria do petróleo. Partindo-se do conhecimento de VP, VS e da densidade(p), toma-se possível a determinaçăo das características do comportamento mecânico das rochas, necessárias ŕ área de engenharia, no que se refere a estabilidade de poços e fraturamento hidráulico, assim como, ao processo de interpretaçăo exploratória para a analise de DHI (Direct Hydrocarbon Indicators) que aparece associada ao estudo de AVO (Amplitude Versus Offset).
-
-
-
Comparison of Loop and Magnetic Dipole Antenna Models for MWD Resistivity Tool Responses
More LessThe magnetic dipole approximation is commonly used for induction and MWD (measurement while drilling) resistivity models. This approximation is valid when the magnetic flux is does not vary appreciably over the cross-sectional area of the measurement sonde transmitter and receiver loops. There are several logging situations where this condition may not be satisfied. Short spacing coil pairs or highly conductive borehole fluid environments are perhaps the most common situations where the dipole approximation is not adequate. MWD measurements are commonly made with an operating frequency of I or 2 MHz. The higher operating frequency causes the electromagnetic fields to have a more rapid variation than in induction logging tools.that typically operate at 10 or 20 kHz. In addition, wireline resistivity tools are usually run with centralizers, keeping the tool near the center of the borehole. In this case the borehole signal usually behaves in a predictable manner and is not difficult to compensate. MWD resistivity measurement tools are increasingly run in highly deviated or horizontal well completions. Drill pipe rotation can produce continuous lateral as well as axial motion of the resistivity tool. The measured apparent resistivity is a function of the tool standoff distance x, from the borehole wall. When x, is small, the tool surface is near the borehole wall. In this case, and when the ratio of formation to borehole conductivity departs significantly from unity, the effect can be large. In this regime, the magnetic dipole mathematical model, particularly for short array spacings, is not adequate. This paper formulates and computes the finite-size loop electromagnetic response near an idealized interface. Graphical results compare the proximity effect predicted by loop and dipole theories.
-