SUBSURFACE STRESS PREDICTION USING SEISMIC DATA FOR OIL AND GAS EXPLORATION

Abstract

ABSTRACT. The present paper is part of a project that has for objective the prediction of stress in sedimentary basins, as a contribution to geological and engineering methods and techniques for oil and gas exploration. Such an attractive and important scientific theme is based on the knowledge of the compressional (vP ) and shear (vS) wave velocities and the densities (Ï) distributions, in order to localize low pressures zones in sedimentary basins. It is rather usual to think and accept that pressure increases continuously with depth, and we show here that this is not the case. The vertical and horizontal pressure variations act as natural pumps that pushes fluids from high to low pressure zones. The major physical parameter for this phenomenon is played by the γ = vS/vP ratio discontinuity along the interfaces. Most of the seismic exploration is based on the acoustical wave equation, that results in a knowledge for the compressional wave velocity model. To obtain the shear wave velocity information it is necessary a 3D component sensor survey, and density log information can also be incorporated. Shear wave velocities can also be obtained from VSP technology, and by petrophysical measurements. There are tables and regression models for seismic velocities and densities that can also be incorporated in this prediction. As a result of the γ ratio behavior, an anticline is not necessarily the only structural condition for a potential area for oil and gas accumulation. A trap can be present as a horizontal structure if there is a positive γ ratio discontinuity, or a negative discontinuity of the Poisson σ ratio across the horizontal boundary (lower minus upper values). These physical conditions are responsible for producing a pressure discontinuity, such that there will be a sufficiently lower pressure zone underneath than above the boundary. In this case, the lower horizontal boundary is said to be a fluid attractor surface. In the opposite physical conditions, this boundary does not have fluid attraction properties. For the developed theory implemented here, the example presented here is the 2D Marmousi subsurface model for simpler and direct visualization, but the theory accounts for a 3D case.

Keywords: sedimentary basin modeling, pressure prediction, subsurface stress.

RESUMO. O presente trabalho faz parte de um projeto que tem por objetivo a predição de tensões em bacias sedimentares, como uma contribuição aos métodos e técnicas da geologia e da engenharia de exploração de óleo e gás. Este assunto científico, atrativo e importante, é baseado no conhecimento das distribuições das velocidades das ondas sísmicas compressionais (vP ) e cisalhantes (vS) e das densidades (Ï), com a finalidade de se localizar zonas de baixa pressão no subsolo. é muito comum se imaginar e aceitar que a pressão aumenta continuamente com a profundidade, e mostramos aqui que este não é o caso. As variações verticais e horizontais de pressão agem como bombas naturais que forçam os fluidos se moverem das zonas da alta para as de baixa pressão. O parâmetro físico principal que rege este fenômeno é a medida de descontinuidade representada pela razão γ = vS vP ao longo das interfaces. A maior parte dos métodos sísmicos de exploração é baseada na equação de onda acústica, o que resulta no conhecimento do modelo de velocidade das ondas compressionais. Para se obter a informação das ondas cisalhantes é necessário que o levantamento seja com sensores 3D, e a informação de poço também possa ser incorporada. Velocidades das ondas cisalhantes também podem ser obtidas com a tecnologia VSP, e com medidas petrofísicas. Existem modelos de tabelas e de regressão para velocidades sísmicas e densidades que também podem ser incorporadas na predição. Como resultado do comportamento da razão γ, um anticlinal não é necessariamente a única condição estrutural para a potencialização de acumulações de óleo e gás. Uma trapa pode estar presente numa estrutura horizontalizada se a descontinuidade na razão γ for positiva, o que significa uma descontinuidade negativa no coeficiente σ de Poisson ao longo da interface (parâmetros da parte inferior menos o da parte superior). Estas condições físicas são responsáveis por produzirem uma descontinuidade de pressão, de forma que existirá uma zona de pressão suficientemente mais baixa sob a interface do que acima dela. Neste caso, a parte inferior da interface é dita ser uma superfície de atração de fluidos. No caso oposto das condições físicas, a interface inferior não tem as propriedades de atração de fluidos. Para a teoria aqui desenvolvida e implementada, o exemplo apresentado é do modelo da bacia do Marmousi 2D para uma visualização mais direta, mas a teoria admite um caso 3D.

Palavras-chave: modelagem de bacia sedimentar, predição de pressão, tensão na subsuperfície.