Atributos DHI (Indicadores Diretos de Hidrocarboneto) obtidos a partir do dado sísmico pré-empilhamento: uma análise integrada da rocha à sísmica

Resumo

Foram avaliados diversos atributos elásticos indi-cadores diretos de hidrocarbonetos (DHI) nas diferen-tes escalas envolvidas na interpretação geofísica: rocha, perfil e sísmica. No enfoque da rocha, foram utilizadas medições das velocidades compressional e cisalhante (Vp, Vs) em laboratório, referentes a algumas centenas de amostras de reservatórios (offshore) brasileiros sili-ciclásticos terciários e cretáceos. Foco especial foi dado à proposta de Russell et al. (2003), que define o atributo DHI dado por (Ip2 – C.Is2), função das impedâncias compressionais e cisalhantes, Ip e Is, e de um fator C obtido por calibração local. A análise realizada no enfoque rocha mostrou que: (1) em reservatórios pouco consolidados, como a sensibilidade a fluidos é muito boa, mesmo os atributos simplesmente acústicos são suficientes para a correta discriminação de fluidos, e (2) em reservatórios bem consolidados, comuns em seqüências mais antigas, a combinação de atributos elásticos, e não apenas acústicos, associada a um processo de calibração local, torna-se imprescindível à detecção de fluidos. Nesta escala, observa-se que o indicador sugerido por Russell, quando utilizado com o valor de C corretamente calibrado, pode ser significativamente mais eficaz do que os demais atributos. No entanto, na escala sísmica, este mesmo atributo não apresenta bom desempenho devido à deterioração da relação sinal/ruído inerente às operações envolvidas na sua computação. Neste contexto, foi analisado o atributo DHI definido pela diferença Ip – Is sugerido por Thedy et al. (2003), que pode ser considerado um caso especial (C = 1) do atributo definido por Ip – C.Is e constitui uma alternativa muito boa na escala sísmica.