Flávio Bosco

Nos anos 70, os avanços na capacidade dos computadores proporcionaram uma revolução na atividade exploratória: o surgimento da sísmica 3D. A quantidade extraordinária de informações possibilitou uma análise mais efi ciente das possíveis acumulações de petróleo guardadas no subsolo. Agora, a busca por petróleo conta com uma fartura ainda maior de informações, resultado de diversas frentes de pesquisa científica. A geofísica continua sendo um método indireto para indicar a existência de jazidas de petróleo e gás – mas, além de revelar com mais nitidez as interfaces do subsolo, ela também passou a prever as propriedades físicas das rochas.

A mais recente inovação na aquisição sísmica são os métodos que trabalham com múltiplos azimutes – chamado de wide-azimuth, esse tipo de imageamento sísmico é feito com a instalação de receptores em várias direções além da linha de tiro do navio de aquisição. Com um número maior de hidrofones a energia que se espalhou acaba sendo capturada em algum instante, enriquecendo a resolução da imagem. Outra novidade é o uso dos dados eletromagnéticos, velhos conhecidos da área de mineração. Diferente do método sísmico, que trabalha com ondas acústicas, o sinal eletromagnético mede a resistividade do fl uido dentro da rocha. “As ferramentas matemáticas de estatística multivariada também têm sido frequentemente testadas. Com essas ferramentas é possível extrair informações importantes de uma vasta quantidade de dados sísmicos e de perfi lagem de poços, e com isso prever as propriedades físicas das rochas em áreas onde não há poços”, destaca o professor Emilson Pereira Leite, do Instituto de Geociências da Unicamp.

O que se pode esperar das aplicações desses métodos é uma radiografi a muito mais detalhada do subsolo, quase uma ressonância magnética, principalmente em regiões classifi - cadas como complexas, onde as técnicas de aquisição sísmica pura tem mais difi culdade para enxergar com resolução sufi ciente – nos levantamentos sísmicos, qualquer deformação de sinal, variação de velocidade ou mesmo refl exões múltiplas coloca a perder todo o imageamento. Um estudo conduzido pela EMGS – empresa norueguesa que trouxe o método eletromagnético para a exploração offshore – mostrou que o índice de sucesso praticamente dobrou em 86 áreas em que o mapeamento da impedância acústica obtido pela sísmica esteve combinado com o mapeamento da resistividade elétrica. “O índice médio de sucesso na exploração, no mundo, fi ca em torno de 25% a 35%. Mas quando foi feito também o levantamento eletromagnetico, verifi camos que o índice foi para uma faixa entre 60% e 75%”, conta o country manager da EMGS no Brasil, Ricardo Perrone. Petróleo que não estaria vindo à tona não fossem os aperfeiçoamentos das ferramentas que descrevem a composição do subsolo.

Os dados sísmicos ainda são coletados por um conjunto de cabos com hidrofones que são arrastados na superfície do mar, ou espalhados no solo quando o levantamento é feito em terra fi rme – assim tem sido há quase quatro décadas em praticamente todos os levantamentos. Informações sobre a resistividade das rochas, porosidade, radioatividade, extraídas dos perfi s de poços, são integradas aos dados sísmicos para mapear as regiões longe dos poços. Os avanços tecnológicos permitem obter seções sísmicas de maior resolução vertical e lateral, com mais detalhes sobre a região do reservatório. Processar essa quantidade de algoritmos para detalhar modelos, no entanto, é uma tarefa que sempre exigiu computadores superpoderosos.

O ponto de partida dessa evolução, novamente, é o progresso dos hardwares e softwares. “Na realidade, temos uma idéia, mas só conseguimos concretizar quando você tem capacidade computacional sufi ciente”, explica o presidente da Sociedade Brasileira de Geofísica, Eduardo Lopes de Faria. Quando o método eletromagnético foi apresentado para prospecção de petróleo, há oito anos, provocou um certo ceticismo nos geofísicos. A proposta não era substituir os tradicionais levantamentos sísmicos, mas integrar os dados de resistividade com as outras ferramentas de exploração – como a resistividade elétrica é bastante sensível à presença de petróleo, um levantamento eletromagnético pode confi rmar a existência de uma formação onde a sísmica indicou amplitudes interessantes.

O levantamento é realizado a partir da emissão de ondas eletromagnéticas disparadas por uma fonte que é arrastada bem próxima do assoalho marinho. Lá estão instalados os receptores que vão capturar esses sinais e medir a resistência da área – daí o método ser conhecido também por Sea Bed Logging ou Controlled Source Electro-Magnetic.

A EMGS já realizou 450 desses levantamentos mundo afora – no Brasil, foram quatro, nas Bacias de Barreirinhas, Jequitinhonha e Campos. Mas, como nada nesse mundo é perfeito, a principal limitação do método eletromagnético está justamente nas áreas do pré-sal – o sal, por ser altamente resistivo, é perfeitamente identifi cado pelas ondas eletromagnéticas, mas não permite que elas ultrapassem sua camada. Essa forma de dispor os receptores é muito semelhante aos sistemas de aquisição Ocean Bottom Cables e Ocean Bottom Seismometers – OBC, OBS ou sísmica com cabo de fundo: os sensores, em vez de serem rebocados próximos à superfície do mar por navios, são dispostos no leito oceânico.

A diferença, no caso da sísmica OBC, é que o air gum – equipamento que emite as ondas sonoras – permanece no navio. Mas sua vantagem está na utilização da técnica 4C: seus receptores multicomponentes registram o campo de ondas em três direções, ortogonais entre si, e um hidrofone mede a componente de pressão. “Quando a componente de pressão e a componente vertical do campo de onda são combinadas, produz-se seções sísmicas com menos interferência de refl exões múltiplas. Além disso a princípio pode-se extrair informações tanto das ondas P (principal) quanto das ondas S (cisalhante)”, explica o professor Emilson

Não se trata de algo trivial – a complexidade da aquisição e do processamento encarece toda a operação. “Como os custos são altos, utilizamse grandes intervalos entre os receptores, o que faz com que a amostragem de dados seja relativamente pobre, difi cultando o processamento adequado para um imageamento de maior detalhe”, completa. Já o método wide-azimuth ainda não tem tantas experiências no Brasil – o primeiro levantamento com essa nova metodologia está sendo realizado para a Karoon em uma área de 510 km² na parte sul da Bacia de Santos. No Golfo do México, no entanto, essa tecnologia já faz parte da rotina exploratória. Tanto na técnica wide-azimuth – em que um número maior de receptores é arrastado pelo navio – quanto nos métodos multi-azimuth – quando a fonte sonora é disparada várias vezes em direções diferentes – e full azumuth – quando o barco navega em trajetória circular, aumentando o número de emissões sonoras para um número menor de receptores – o objetivo é o mesmo: aumentar a quantidade de ondas acústicas captadas. Arranjos mais amplos dos receptores e técnicas de tiros em turnos tornam mais efi ciente o levantamento. “A aquisição 3D, como é feita hoje, com poucos azimutes, tem a visão só de uma determinada direção.

A energia se espalha e se o receptor estiver em uma região de pouca energia, não vai ver nada. Com receptores em outras direções, em algum instante é possível ver a energia que a rocha espalhou”, explica Eduardo Faria.

A localização de reservatórios sem a necessidade de explosivos – um método que, além de mais barato facilita o licenciamento ambiental em biomassas sensíveis – ganhou muita força após a Shell descobrir o seu primeiro poço produtor na Áustria após dez anos tentando encontrar petróleo com métodos tradicionais. Trata-se da sísmica passiva, uma metodologia de levantamento que opera apenas com as vibrações naturais do terreno. Coincidência ou não, a Shell iniciou o maior projeto em parceria com a suíça Spectraseis – pioneira e maior produtora dos estudos publicados sobre sísmica passiva – com a instalação de 120 estações sismigráfi cas no deserto do Egito, para registro simultâneo.

Dentro da sísmica passiva, é a anomalia de espectro – que mede a vibração natural da terra – que é utilizada para identifi car reservatórios. Isso porque a presença de petróleo distorce o espectro natural da terra. Outra função é o monitoramento de microatividade sísmica induzida por seções de estimulação hidráulica dos poços – monitorando os microtremores que ocorrem durante os processos de fraturamento, os engenheiros conseguem mapear o reservatório. “Há até oito anos, os geofísicos acreditavam que ela poderia ser usada para escolher os locais onde seriam feitos os levantamentos sísmicos convencionais. Só que, como esse método ainda não se encontra bem desenvolvido, a indústria do petróleo começa a entender que seja mais vantagem utilizar após o levantamento: antes de fazer um furo de US$ 5 milhões a US$ 7 milhões, eles fazem uma medição com sísmica passiva para indicar se aquela estrutura é portadora de óleo”, conta o professor Afonso Vasconcelos, do Instituto de Astronomia, Geofísica e Ciências Atmosféricas da Universidade de São Paulo No Brasil este método já foi aplicado em Mossoró, na parte onshore da Bacia do Rio Grande do Norte, pela própria Spectraseis, e no Rio Grande do Norte, Sergipe, Paraná e Minas Gerais pela equipe do professor Afonso.

Agora o desafi o é aperfeiçoar esse método – a sísmica passiva emprega um fenômeno muito pouco conhecido e com teoria ainda não fundamentada, e seus resultados são baseados apenas na observação empírica, que é o aumento da energia sísmica nas frequências entre 2 Hz e 4 Hz. O professor Afonso prepara um projeto para aquisição de estações sismográfi cas que serão utilizadas no estudo. Sua linha de pesquisa segue o mesmo raciocínio do projeto tocado pela Spectraseis: entender porque ocorrem falhas e melhorar os modelos. Durante a noite, por exemplo, as anomalias não são enxergadas pelo método. Na região de Mossoró, as medidas sobre reservatórios em produção não apresentam a anomalia esperada. Por outro lado, em reservatórios com a exploração mais modesta ou que ainda não estão em exploração, e até em áreas difíceis com camadas de basalto com mais de 1 km de espessura como na Bacia do Paraná, as anomalias são claras.

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