Utilizando informaçães de poços, foi feito um estudo teórico da relação entre atributos sísmicos e caraterísticas petrofísicas de um reservatório. Este estudo permitiu a comparação de respostas sísmicas real e teórica numa grande acumulação de gás na Bacia da Foz do Amazonas, Brasil. Foi demonstrado que a variação de atributos sísmicos com o ângulo de incidência permite a discriminação da porosidade e conteúdo de fluido de um reservatório. Os atributos sísmicos teóricos (envelope e freqüência instantânea) foram calculados em sismogramas sintéticos $τ$-p, obtidos a partir de modelamento sísmico elástico no domínio da freqüência (método da refletividade). Os parâmetros elásticos relacionados às diferentes situaçães de porosidade e saturação de água foram calculados através da inversão da equação de Biot-Geertsma. Sismogramas reais de uma linha sísmica foram transformados do domínio X-T para o domínio $τ$-p, permitindo a construção de seçães de parâmetros de raio comuns, onde os atributos sísmicos foram calculados. Mapas de contorno elaborados a partir destas informaçães mostram uma boa correlação com o modelamento teórico. Também, foi possível notar que variaçães litológicas nas camadas superiores afetam a reflexão sísmica de interesse. Este estudo demonstrou que o modelamento sísmico constitui uma alternativa válida na determinação direta de parâmetros petrofísicos a partir de dados sísmicos. Esta metodologia poderia ser útil na tentativa de detecção direta de hidrocarbonetos.

Using well log information, a theoretical study was performed of the relationships between seismic attributes and the petrophysical characteristics of a reservoir. This study has enable the comparison of theoretical and real seismic responses in a large gas accumulation at Foz do Amazonas Basin, Brazil. It was demonstrated that the variation of seismic attributes with angle of incidence allows for discrimination of the porosity, and fluid content in a reservoir. Theoretical seismic attributes (envelope and instantaneous frequency), were computed with the aid of $τ$-p synthetic seismograms, built by elastic seismic modeling in the frequency domains (reflectivity method). The elastic parameters for the various situations of porosity and water saturation, were calculated by inverting the Biot-Geertsma equation. Real seismograms from a seismic line were transformed from the X-T domain into $τ$-p domain, enabling the construction of common ray-parameter sections, where the seismic attributes were computed. Contours maps developed from this information shows a good correlation with the theoretical modeling. It was also possible to note that the lithologic variations of the upper layers affect the seismic reflection target. This study demonstrates that seismic modeling is a valid approach for the direct determination of petrophysical parameters from seismic data. This methodology should be useful in attempting direct hydrocarbon detection.