A tecnologia mais avançada de monitoramento de

Aquisição
Acquisition
A tecnologia mais avançada de monitoramento
de reservatórios em 4D
Os planos de desenvolvimento
de reservatórios mais
ambiciosos do mundo exigem
a melhor ferramenta de
monitoramento disponível
no mercado, a qual,
conforme amplamente
aceito, é o monitoramento de
reservatório sísmico em 4D
Optowave PRM system – basic design. Image courtesy of Optoplan
The most advanced 4D reservoir monitoring technology
The world’s most ambitious reservoir development plans require the best
reservoir monitoring tool available in the market, which has been widely
accepted as 4D seismic reservoir monitoring
A
tecnologia de dados sísmicos em 4D é uma solução técnica para
realização de repetição de levantamentos sísmicos em 3D ao
longo do tempo. Dados 4D gravados (e processados) são usados
por engenheiros de reservatório para monitoramento de mudanças de
desempenho de reservatórios durante fases de produção e/ou injeção.
Os dados sísmicos 4D fornecem informações únicas sobre distribuições
de pressão e saturação independentemente dos poços. Uma melhor
compreensão do comportamento dinâmico dos reservatórios gera
maior produção, melhor estimativa de reservas e menores custos de
perfuração. Os levantamentos sísmicos em 4D tem sido usados como
uma ferramenta de monitoramento de reservatórios há mais de 25
anos. Recentemente, passou a ser amplamente aceito que os planos de
desenvolvimento de reservatórios se beneficiarão bastante se incluírem
sísmica 4D. A Statoil, por exemplo, anunciou recentemente que 75%
de todos os seus campos de petróleo em produção no Mar do Norte
usam sísmica 4D.
Os dados 4D são gerados através da subtração de dois levantamentos
(separados por tempo) para destacar as mudanças dinâmicas no
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D seismic technology is a technical solution for performing timelapse repeat of 3D seismic surveys. Recorded (and processed) 4D
data are used by reservoir engineers for monitoring reservoir
performance changes during production and/or injection. 4D seismic
provides unique insight into the pressure and saturation distributions
away from the wells. Better understanding of the dynamic behaviour
of the reservoir will lead to higher production, improved estimate of
reserves and reduced drilling cost.
4D seismic surveys have been used as a reservoir monitoring tool for
more than 25 years. More recently, it has been widely accepted that
reservoir development plans will benefit extensively by containing 4D
seismic. Statoil, for instance, has recently announced that 75 per cent
of all their producing oil fields in the North Sea are using 4D seismic.
4D data is generated by subtracting two surveys (separated by
time) to highlight dynamic changes in the reservoir. The quality of
the resulting data is strongly dependent on the seismic acquisition
technology used to generate the data. Towed streamer surveys are
the far most common technology used to generate 4D data. Even
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Aquisição
Acquisition
reservatório. A qualidade dos dados resultantes depende
bastante da tecnologia de aquisição sísmica usada para
gerar os dados. Levantamentos com cabos “streamer”
rebocados são a tecnologia mais comum usada para
gerar dados 4D. Embora a tecnologia de cabos “streamer”
rebocados tenha sido aprimorada significativamente
ao longo dos últimos anos, há limitações na qualidade
de dados 4D. Ainda assim, a qualidade dos dados pode
ser considerada satisfatória para aplicação em muitos
campos, embora os dados capturem apenas uma fração
da informação disponível. A melhor qualidade de dados
4D exigirá, basicamente: (i) melhor imageamento ; e (ii)
melhor repetibilidade e qualidade de dados, minimizando
artefatos de levantamento sísmico.
Melhor imageamento é obtido através do uso de
dados sísmicos do fundo do oceano (OBS), os quais
são adquiridos com longos afastamentos, azimutes
completos e receptores com múltiplos componentes.
Além disso, o fundo oceânico oferece um ambiente
com poucos ruídos que em combinação com uma alta densidade de
tiros e traços, geram dados com ampla largura de banda e com maior
qualidade de imageamento. A alta repetibilidade é conseguida através
de posicionamentos mais consistentes de receptor e fonte. Cabos
sísmicos de fundo instalados de forma fixa no leito do mar, chamados
de monitoramento permanente de reservatório (PRM) , oferecem a
maior repetibilidade e, de longe, a maior qualidade de imagens 4D.
Com os dados 4D de alta qualidade provenientes dos sistemas PRM,
levantamentos mais frequentes podem agregar valor significativo de
informações relativos ao reservatório. Levantamentos frequentes são
basicamente um problema de custo, e levantamentos 3D PRM são muito
mais baratos de realizar do que levantamentos 3D tradicionais com
cabos “streamer” rebocados.
Statoil has announced that
75 per cent of its producing
oil fields in the North Sea
are using 4D seismic
A repetibilidade nos dados sísmicos 4D é normalmente expressa
através de valores NRMS (ou “displays” ) que são definidas como sendo
a amplitude rms normalizada de dois traços dentro de uma janela de
tempo definida. O NRMS está diretamente relacionado à repetibilidade
dos dados sísmicos. Quanto menor for o valor de NRMS, melhor será a
repetibilidade entre dois traços. Levantamentos com cabos “streamer”
rebocados normalmente fornecem valores de NRMS na faixa acima
de 20%, enquanto sistemas PRM oferecem repetibilidades de NRMS
Image quality and repeatability of various 4D technologies. Image courtesy of Optoplan
though the towed streamer technology has improved significantly
over the last years, limitations exist in the 4D data quality. Still, the
data quality might be considered satisfactory for application to many
fields, although the data captures only a fraction of the available
value. Improved quality of the 4D data will basically require: (i) better
imaging; and (ii) higher repeatability and data quality, minimising
seismic surveying artifacts.
Improved imaging is obtained by using ocean bottom seismic
(OBS) data which is acquired with long-offsets, full azimuths and
multi-component receivers. In addition, the ocean bottom provides
a low noise environment and in combination with a high shot and
trace density, broad bandwidth data with improved imaging quality
is generated. The high repeatability is addressed by more consistent
source and receiver positioning. Permanently installed seismic
cables at the seabed, called seabed permanent reservoir monitoring
(PRM), offer the highest repeatability and by far the best 4D image
quality. With the high quality 4D data from PRM systems, more
frequent surveys can add significant value of information pertaining
to the reservoir. Frequent surveys are basically a cost issue and
PRM 3D surveys are far cheaper to acquire than traditional towed
streamer 3D surveys.
The repeatability in the 4D seismic data is normally expressed
through NRMS values (or displays) which are defined as normalised
rms amplitude of two traces within a defined time window. The
NRMS is directly related to the seismic data repeatability. The lower
the NRMS value, the better the repeatability between the two traces.
Towed streamer surveys normally provide NRMS values in the range
above 20 per cent, while PRM can provide NRMS repeatabilities of
less than 5 per cent. The detection level for 4D time shifts and 4D
amplitude changes are significantly lower with PRM than with towed
streamer. To establish the knowledge of how to utilise the high
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Aquisição
Acquisition
com menos de 5%. O nível de detecção de deslocamento de tempo
4D ( “time shift” ) e de mudanças de amplitude (“amplitude changes”)
4D são significativamente inferiores com o sistema PRM do que com
os cabos “streamer” rebocados. Definir o conhecimento sobre como
utilizar a alta qualidade de dados sísmicos 4D obtidos por um sistema
PRM representa um desafio para nosso setor.
A tecnologia PRM está começando a ganhar credibilidade. As
informações abaixo demonstram que o sistema PRM está se tornando
uma tecnologia emergente importante:
• Cinco grandes empresas de petróleo agora possuem experiência em
primeira mão com sistemas PRM (BP, ConocoPhillips, Petrobras, Shell e
a Statoil);
• Atualmente, há 5 sistemas PRM “comerciais” instalados no mundo
(Valhall, Clair e Ekofisk no Mar do Norte, e Jubarte e Argonauta na
região offshore do Brasil). Além disso, dois grandes sistemas PRM foram
contratados recentemente para instalação no Mar do Norte (campos
Snorre e Grane);
• Há um fornecimento de mercado ativo e competitivo, com a oferta
de tecnologia e soluções de PRM por várias empresas.
O sistema PRM instalado em Ekofisk, em 2010, representou uma
revolução tecnológica que introduziu a detecção por fibra ótica dentro
do setor da sísmica. Cerca de 200 quilômetros de cabos sísmicos de
quatro componentes cobrem uma área de leito do mar de 60 km² na
parte sul do Mar do Norte, com 16.000 sensores óticos individuais (que
possuem hidrofones s e acelerômetros).
Um sistema de fibra ótica (sistema Optowave da Optoplan/Sercel) foi
selecionado pela ConocoPhillips “principalmente devido à expectativa de
vida de seu projeto”. Cinco campanhas de aquisição de dados sísmicos já
foram realizadas no campo de Ekofisk, e a ConocoPhillips recentemente
relatou (na Conferência EAGE de 2013, em Londres) excelentes resultados
4D. Deslocamentos de tempo (“time shifts” ) no topo do reservatório tão
baixos como 200 μs (e menos de 100 μs para deslocamentos intrareservatórios) e mudanças de amplitude ( “amplitude changes” ) na
casa de 2 a 3% foram detectadas e interpretadas. Valores de NRMS
extremamente baixos (na casa de 3 a 5%) também foram relatados. Esses
dados confirmam a alta repetibilidade e qualidade de imagem que podem
ser obtidas com sistemas PRM de fibra ótica.
Ekofisk installation. From left to right: 200 km seismic cable (with 3966 4C stations)
trenched at the Ekofisk seabed; seismic cables were efficiently installed from containers;
topside instrument is located in a dedicated container on the platform deck. Images courtesy of
ConocoPhillips
quality of 4D seismic data acquired by a PRM system represents a
challenge for our industry.
PRM technology is now to beginning gain credibility. The following
demonstrates that PRM is becoming a significant emerging technology:
• Five major oil companies now have first-hand experience with
PRM (BP, ConocoPhillips, Petrobras, Shell and Statoil);
• There are now 5 “commercial” PRM systems installed worldwide
(Valhall, Clair and Ekofisk in the North Sea, and Jubarte and Argonauta
offshore Brazil). In addition, two large PRM systems have recently been
contracted for installation in the North Sea (Snorre and Grane fields);
• There is an active and competitive market supply with several
companies offering PRM technology and solutions.
The PRM system installed at Ekofisk, in 2010, was a technology
breakthrough for fibre optic sensing within the seismic industry. Some
200 kilometers of four-component seismic cable cover a seabed area of
60 sq km in the southern part of the North Sea with 16,000 individual
optical sensors (including hydrophones and accelerometers). A fibre
optic system (the Optowave system of Optoplan/Sercel) was selected
by ConocoPhillips “mainly due to design life expectancy“. Five seismic
acquisition campaigns have already been performed at the Ekofisk
field, and ConocoPhillips has recently reported (at the 2013 EAGE
Conference in London) excellent 4D results. Top reservoir time shifts
as low as 200 µs (and less than 100 µs for intra reservoir time shifts),
and amplitude changes of the order of 2-3 per cent have been detected
and interpreted. Extremely low NRMS values (in the order of 3-5 per
cent) were also reported. These data confirm the high repeatability and
image quality which can be achieved with fibre optic PRM systems. n
Esse artigo foi escrito por Morten Eriksrud, diretor-gerente e CEO da Optoplan
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This article was written by Morten Eriksrud, managing director,
CEO, Optoplan.