Engenharia de reservatorio

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tecnologia sísmica

pré-sal e pós-sal
A tecnologia sísmica moderna e as descobertas de petróleo em águas profundas do litoral brasileiro

Reservatórios no

O

Roberto Fainstein é Ph.D. em Geofísica, professor e gerente consultor da WesternGeco - INM

Brasil está com um acervo de linhas sísmicas de 2D e 3D sem paralelo no resto do mundo, ultrapassando a marca de 250 mil quilômetros delinhas sísmicas regionais 2D adquiridas na última década. A livraria de dados sísmicos especulativos constitui uma grande base para o processamento geofísico em tempo e profundidade. Considerando que estamos entrando nesta nova era, com tecnologias contemporâneas de aquisição e processamento sísmico com resolução profunda, o delineamento de reservas em águas profundas será beneficiado pelasexperiências anteriores do imageamento sísmico e nos levará a uma maior compreensão dos controles tectônicos e sedimentares dos nossos reservatórios, assim como a descobertas de outras fronteiras exploratórias, tanto nas camadas pós-sal como no pré-sal. Mas para chegar a esta posição, um longo caminho foi percorrido. A implementação da tecnologia sísmica moderna na margem continental brasileira se deu emdecorrência da Portaria 188 (de 18/ 12/1998), emanada pela atual Agência Nacional do Petróleo, Gás

92 TN Petróleo nº 58

Natural e Biocombustíveis (ANP). Desde 1998, os estudos de projetos para a aquisição sísmica especulativa vêm sendo efetuados por meio de companhias de serviço, como a WesternGeco, entre outras. Tais estudos apontaram para uma aquisição massiva de dados regionais desísmica 2D ao longo das bacias de Santos, Campos, Espírito Santo e Bahia-Sul. O projeto consistiu em um grid consistente de linhas regionais de mais de 300 km de extensão na direção do mergulho geológico (Figura 1). Estas linhas foram espaçadas a cada 4 km e amarradas por abrangentes linhas regionais de direção paralelas ao litoral, passando pelo sopé, talude e plataforma continental. As grandes linhasregionais cobriram desde a batimetria rasa, na cota de 50 m, até águas ultraprofundas, alcançando profundidades de mais de 3.500 m, ultrapassando a fronteira entre crosta continental e crosta oceânica.

Figura 1

Figura 2

Projetos de 2D
Assim que os projetos foram definidos, a ANP os aprovou, praticamente de imediato, em março de 1999. Assim, uma nova era de tecnologia sísmica se iniciou noBrasil. Nos levantamentos regionais de linhas sísmicas 2D houve também uma associação da WesternGeco (Geco-Prakla) com outra companhia geofísica (TGS-Nopec), encarregada da parte de marketing do projeto (Figura 2). Os levantamentos regionais massivos de sísmica 2D introduziram novas tecnologias, como a aquisição de dados com cabos mais longos, atingindo até 8 km de extensão. Em processamentosísmico, a migração após o empilhamento, assim como a migração pré-empilhamento, tanto em tempo (PSTM) como em profundidade (PSDM), foram definidos desde o início como norma. Com os dados obtidos, foram realizados projetos internos de interpretação preliminar dos dados. Estes esforços modernos de aquisição, processamento e interpretação de dados sísmicos no Brasil possibilitaram um imageamento sísmicode alta qualidade de resolução dos principais reservatórios de petróleo na costa leste brasileira. Desta forma, houve uma melhoria relevante no mapeamento geofísico dos principais reservatórios petrolíferos, incluindo os turbiditos, que se encontram acima da camada de sal Aptiano nas seqüências do Terciário e do Cretáceo Superior em águas profundas. Estes estudos possibilitaram também avisualização, em detalhes, de estruturas abaixo do sal na seqüência sin-rifte. O mapeamento regional

revelou estruturas halocinéticas e grandes espessuras de camadas pré-sal que ainda não tinham sido imageadas adequadamente em levantamentos sísmicos anteriores. A aquisição massiva de dados de 2D foi iniciada por meio de quatro navios da Geco-Prakla (Fainstein, 1999), hoje denominada WesternGeco,...
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