É crescente a utilização de dados sísmicos no desenvolvimento de reservatórios. A modelagem sísmica mostra-se como uma grande ferramenta nestes casos. Os parâmetros elásticos, no entanto, devem ser considerados na equação da onda par auma boa simulação do reservatório.

A presente dissertação de mestrado tem como objetivo a modelagem de um meio bifásico, onde os parâmetros petrofísicos da rocha porosa e do fluido saturante estão incorporados na equação elástica da onda. Utilizam-se as equações definidas por Zhu e McMechan (1990), que se baseiam na teoria de Biot, que mostra a existência de duas ondas compressionais, a onda P rápida, comumente observada nos dados sísmicos, e uma outra, onda P lenta, devido ao acoplamento sólido-fluido. Na modelagem numérica, usou-se a técnica de diferenças finitas por diferença central de segunda ordem no tmepo e no espaço, com solução explícita.

A resposta da variação de parâmetros como porosidade, permeabilidade e viscosidade nos dados sísmicos foi estudada em um modelo simples, de uma única camada. A porosidade afeta a velocidade e a amplitude da onda P lenta. A permeabilidade e a viscosidade influenciam principalmente a amplitude da onda P lenta. A onda P rápida só é afetada pela porosidade.

Os modelos geológicos usados no trabalho foram o de camadas plano-paralelas e o de anticlinal, com reservatórios saturados por água, óleo e gás, ou por mais de um destes fluidos, com variações laterais, caso do modelo de camadas plano-paralelas, ou verticais, caso da anticlinal. A resposta sísmica dos reservatórios com gás é distinta da resposta dos reservatórios com água ou com óleo, tanto na forma da onda como na amplitude, o que permite, neste caso, a identificação do tipo de fluido. Entre o reservatório saturado por água ou por óleo, no entanto, a variação é bem mais sutil.

Comparou-se, ainda, os resultados obtidos com os de outros algoritmos de modelagem, como a equação P-SV e a equação poroacústica da onda. A quantidade e a qualidade das informações relativas ao reservatório presentes nos sismogramas gerados com a equação poroelástica é muito maior que nos sismogramas gerados com estas outras equações.

Seismic data have been largely used in reservoir development. Techniques such seismic modeling show to be a powerful tool in that cases. Elastic parameters, however, should be considered in the wave equation to provide an acceptable reservoir simulation and characterization.

This work presents a biphase media modeling where petrophisical parameters of the porous rock and of the fluid are incorporated in elastic wave equation. The equations defined by Zhu e McMechan (1990) are used; they are based upon Biot’s theory, that describes two compressional waves: fast P wave, commonly observed in seismic data, and slow P wave, associated to the solid-fluid coupling. Numerical modeling is made using finite difference method by central difference, second order approximation in time and space. The effects of elastic parameters, such as porosity, permeability and viscosity, in seismic data are studied in a simple model, with a single layer. Porosity affects slow P wave’s velocity and amplitude. Permeability and viscosity affect mainly slow P wave amplitude. Fast P wave is only affected by porosity.

Plane-parallel layers and anticlinals are simulated; reservoirs may be filled by one or more kind of fluids (oil, water or gas), with lateral variations, in the first model, or vertical variations, in the second one. Seismic response in reservoirs saturated by gas is different from that reservoirs with oil dan water, either in amplitude or in the waveform, which allows in that reservoirs fluid identification.

The results obtained with this algorithm are compared with P-SV equation modeling and with poroacustic equation modeling. Quality and quantitative analysis of the informations about reservoirs using poroelastic modelinbg are much more significative than using others methods.