O que um bebê, um morcego e um reservatório de petróleo têm em comum? A resposta está no uso de ondas sonoras para enxergar aquilo que não está ao alcance de nossa visão ou que temos dificuldade de enxergar.

Se antigamente precisávamos esperar um bebê nascer para ver se o nariz puxou ao pai ou é a cara daquele tio distante, agora a tecnologia permite que vejamos uma imagem da criança ainda dentro da barriga da mãe, até mesmo em três dimensões e em tempo real. A ultrassonografia, que também torna possível detectar detalhes de órgãos internos do corpo humano, teve como inspiração a ecolocalização utilizada por alguns mamíferos como morcegos, golfinhos e baleias.

Esses animais usam a emissão de ondas ultrassônicas, com frequência superior a 20 mil Hz, para determinar a localização e distância de obstáculos ou presas. O som emitido por eles segue pelo ar ou pela água até encontrar um objeto, onde reflete e retorna como eco. É como se esses animais tivessem um computador interno que analisa o tempo que o som levou para ir e voltar e, com base nisso, processa a localização exata e tamanho de cada objeto, montando um mapa visual.

Para identificar a presença de petróleo no subsolo, também usamos uma técnica baseada na emissão e recepção de ondas sonoras: a sísmica. Essa técnica pode ser entendida como a arte de revelar o desconhecido. Por meio dela conseguimos “enxergar” um reservatório que pode estar localizado a até sete mil metros de profundidade, como é o caso dos reservatórios do pré-sal. Não é tarefa simples decidir qual a melhor locação para perfurar um poço que busca encontrar petróleo, ainda mais considerando a dimensão da costa marítima brasileira, com 3,6 milhões de km² — uma área maior do que a Índia ou as regiões Sul, Sudeste e Nordeste combinadas.

Há muitos anos já recorremos à sísmica para enxergar detalhes do subsolo na busca e avaliação de reservatórios de petróleo. Começamos com captação de linhas sísmicas em formato 2D (até a década de 80) até evoluir para o formato 3D (a partir de 1978, na Bacia de Campos), chamado cubo sísmico.

Mas como funciona isso? Essa sísmica é obtida no mar com o uso de embarcações especiais que emitem sinais acústicos e registram o retorno dessas ondas sonoras, refletidas pelas camadas do subsolo, em uma malha de hidrofones rebocados pelo navio sísmico.

Após o processamento das imagens sísmicas, a interpretação dos sinais captados possibilita criar modelos digitais dos campos de petróleo em 3D, que permitem estimar as características do reservatório e definir com maior segurança onde perfurar um poço exploratório, assim como os poços para produção de um campo já descoberto. Também nos auxilia na avaliação dos volumes, a identificar as melhores regiões e onde posicionar poços de injeção de água, por exemplo, que contribui para manter a pressão do reservatório e estimular maior produção de petróleo.

Uma técnica mais moderna, que evoluiu muito nos últimos anos, é a sísmica conhecida como Nodes, em que a malha de hidrofones é instalada no fundo do mar. Nessa configuração, os receptores captam as ondas sonoras direto do solo marinho e evitam o trânsito do som em grandes profundidades de água, o que produziria muita atenuação e ruídos, piorando a qualidade das imagens sísmicas. Assim obtemos dados mais limpos e acurados, facilitando também a aquisição em área com plataformas já instaladas, onde a embarcação de aquisição sísmica tradicional não poderia navegar livremente.

E se, além de criarmos uma imagem atual do reservatório, pudéssemos ver também a movimentação do gás, da água e variações de pressões para descobrir onde perfurar um novo poço e, dessa forma, buscar o óleo que não foi alcançado pelos poços atuais? São os nossos planos para o pré-sal da Bacia de Santos, que está completando dez anos de produção em 2019.

Com o apoio da tecnologia, vamos acrescentar mais um D — o tempo — às três dimensões (altura, comprimento e largura) que já conseguimos enxergar com a sísmica 3D. A sísmica 4D compara duas aquisições sísmicas espaçadas pelo tempo, normalmente por um período de poucos anos, para identificar as mudanças que ocorreram entre um tempo e outro.

Softwares de deep learning — uma versão mais complexa de aprendizado de máquina — vão nos ajudar no processamento, na análise cruzada e na interpretação mais rápida de uma grande quantidade de dados, desde os sísmicos, na ordem de terabytes por projeto, até informações de perfuração de poços, testemunhos de rochas, processamento de rocha digital e dados da produção, como comportamento de pressão dos poços e histórico.

A inteligência artificial, algoritmos e ferramentas de automação, por sua vez, vão conseguir traduzir essa grande análise em um modelo digital do reservatório que antecipa a movimentação de óleo, gás e pressões, simulando as melhores respostas de acordo com o cenário previsto.

Se hoje um geofísico leva cerca de seis meses para analisar os dados, a transformação digital será o caminho para acelerar o processo de interpretação e assim reduzir o tempo entre a descoberta de uma nova jazida de petróleo e a sua entrada em produção. Isso trará melhorias para o aumento do volume recuperável de óleo ao longo da vida útil do campo e para o fluxo de caixa dos nossos projetos.

Essa técnica de aquisição sísmica Nodes 4D associada à inteligência artificial será aplicada em campos do pré-sal da Bacia de Santos.