Teses em Geofísica (Doutorado) - CPGF/IG
URI Permanente para esta coleçãohttps://repositorio.ufpa.br/handle/2011/2357
O Doutorado Acadêmico pertente a o Programa de Pós-Graduação em Geofísica (CPGF) do Instituto de Geociências (IG) da Universidade Federal do Pará (UFPA).
Navegar
Navegando Teses em Geofísica (Doutorado) - CPGF/IG por Orientadores "LEITE, Lourenildo Williame Barbosa"
Agora exibindo 1 - 3 de 3
- Resultados por página
- Opções de Ordenação
Tese Acesso aberto (Open Access) Atenuação de múltiplas e compressão do pulso fonte em dados de sísmica de reflexão utilizando o filtro Kalman-Bucy(Universidade Federal do Pará, 2003-01-24) ROCHA, Marcus Pinto da Costa da; LEITE, Lourenildo Williame Barbosa; http://lattes.cnpq.br/8588738536047617O objetivo central deste trabalho é o estudo e a aplicação do método Kalman-Bucy no processo de deconvolução ao impulso e de deconvolução com predição, onde é considerado que os dados observados são classificados como não-estacionários. Os dados utilizados neste trabalho são sintéticos e, com isto, esta Tese tem características de um exercício numérico e investigativo. O operador de deconvolução ao impulso é obtido a partir da teoria de CRUMP (1974) fazendo uso das soluções das equações Wiener-Hopf apresentadas por KALMAN-BUCY (1961) nas formas contínuas e discretas considerando o processo como não estacionário. O operador de predição (KBCP) está baseado nas teorias de CRUMP (1974) e MENDEL ET AL (1979). Sua estrutura assemelha-se ao filtro Wiener-Hopf onde os coeficientes do operador (WHLP) são obtidos através da autocorrelação, e no caso (KBCP) são obtidos a partir da função bi(k). o problema é definido em duas etapas: a primeira consta da geração do sinal, e a segunda da sua avaliação. A deconvolução realizada aqui é classificada como estatística, e é um modelo fortemente baseado nas propriedades do sinal registrado e de sua representação. Os métodos foram aplicados apenas em dados sintéticos de seção fonte-comum obtida a partir dos modelos com interfaces contínuas e camadas homogêneas.Tese Acesso aberto (Open Access) Atenuação de múltiplas pelo método WHLP-CRS(Universidade Federal do Pará, 2003-01-28) ALVES, Fábio José da Costa; LEITE, Lourenildo Williame Barbosa; http://lattes.cnpq.br/8588738536047617Nas bacias sedimentares da região Amazônica, a geração e o acúmulo de hidrocarboneto estão relacionados com a presença das soleiras de diabásio. Estas rochas magmáticas intrusivas possuem grandes contrastes de impedância com as rochas sedimentares encaixantes, resultando em múltiplas externas e internas, com amplitudes semelhantes às das reflexões sísmicas primárias. Estas múltiplas podem predominar sobre as informações oriundas de interfaces mais profundas, dificultando o processamento, a interpretação e o imageamento da seção de sísmica. O objetivo da presente tese é realizar a atenuação de múltiplas em seções sintéticas fontecomum (CS), através da combinação dos métodos Wiener-Hopf-Levinson de predição (WHLP) e o do empilhamento superfície-de-reflexão-comum (CRS), aqui denominando pela sigla WHLPCRS. O operador de deconvolução é calculado com as amplitudes reais do sinal sísmico e traço-a-traço, o que consideramos como uma melhor eficiência para a operação de atenuação. A identificação das múltiplas é feita na seção de afastamento-nulo (AN) simulada com o empilhamento CRS, utilizando o critério da periodicidade entre primária e suas múltiplas. Os atributos da frente de onda, obtidos através do empilhamento CRS, são utilizados na definição de janelas móveis no domínio tempo-espaço, e usados para calcular o operador WHLP-CRS. No desenvolvimento do presente trabalho, visamos evitar a inconveniência da seção processada ZO; desenhar e aplicar operadores na configuração CS; e estender o método WHL para camadas curvas.Tese Acesso aberto (Open Access) Post-imaging analysis of pressure prediction in productive sedimentary basins for oil and gas exploration(Universidade Federal do Pará, 2015-05-26) VIEIRA, Wildney Wallacy da Silva; LEITE, Lourenildo Williame Barbosa; http://lattes.cnpq.br/8588738536047617Esta tese tem vários aspectos relacionados à modelagem de bacia sedimentar na exploração de óleo e gás, e com duas divisões gerais: estimativa de parâmetros, e predição de pressão. Para a estrutura do presente trabalho, o primeiro tópico está relacionada com a análise de velocidade e meios efetivos, onde se estima uma distribuição para a velocidade da onda P no tempo, seguido da transformação para a profundidade, e usar um modelo efetivo para a densidade e para a distribuição de velocidades da onda S. A razão para esta focalização inicialmente destas estimativas é porque eles representam a principal informação de base que se pode ter a partir do domínio sísmico, de onde os outros parâmetros sísmicos podem ser calculados, e que serve de base para a segunda parte deste trabalho. O segundo tópico está relacionado à cálculo de tensão, deformação e pressão na subsuperfície utilizando os dados das velocidades das ondas P e S e os modelos de densidade, com a finalidade de localizar áreas de altas e baixas pressões que atuam como bombas de sucção naturais para a mecânica da acumulação de óleo e gás em zonas produtivas e camadas reservatórios. Destacamos na segunda parte para a apresentação, chamar atenção para a sensibilidade do mapeamento de pressão em função da variação de velocidade e densidade. Classificamos a primeira divisão como dedicado ao processamento e imageamento sísmico convencional, e nomeamos a segunda divisão como predição de tensão-deformação-pressão pós-imageamento. Como o objetivo final da geofísica é obter imagens da subsuperfície sob diferentes propriedades, o cálculo de tensão só faz total sentido para o caso de dados reais, e isto faz com que os dados adquiridos seja obrigatoriamente em três componentes. Uma conclusão importante dos experimentos numéricos, mostramos que a pressão não tem um comportamento trivial, uma vez que pode diminuir com a profundidade e criar bombas naturais responsáveis pelo acúmulo de fluidos. A teoria de meios porosos baseia-se integralmente em geometria diferencial, porque esta disciplina matemática lida com propriedades geométricas coletivos para reservatórios reais. Mostrouse que tais propriedades coletivas são, nomeadamente, a porosidade, a área da superfície específica, a curvatura média e a curvatura Gaussiana. Por exemplo, meios fraturados tem, como regra, uma pequena porosidade, mas área da superfície específica muito grande, o que cria a razão 𝛾 = 𝑣𝑆/𝑣𝑃 anômala e alta, e isto significa um coeficiente de Poisson, 𝜎, negativo. Outra conclusão é relacionado ao cálculo da descontinuidade de pressão entre sólido e líquido, o que depende da estrutura de poros.