Atualmente, um dos grandes desafios da indústria de recursos fósseis – inclusos aí todo tipo de hidrocarbonetos, do petróleo ao gás natural – está em monitorar os níveis dos reservatórios de onde são extraídos. 

Diferente de como são retratados, às vezes, poços de hidrocarbonetos não se tratam de grandes buracos embaixo da terra onde o líquido se acumula. Na verdade, eles existem em poros na rocha sob a superfície, como se a crosta terrestre fosse uma esponja saturada de hidrocarbonetos provenientes da decomposição de matéria orgânica. 

Por isso, medir a quantidade de recursos ainda disponível em uma localização não é tarefa fácil. É aí que entra o trabalho realizado na dissertação de mestrado de Petre Candelero Griscenco, pelo Departamento de Geofísica do Instituto de Astronomia, Geofísica e Ciências Atmosféricas da USP (IAG). Utilizando-se de um algoritmo genético, foi aplicado um método de inversão sísmica para monitorar os reservatórios. Ou seja, são medidas as variações no movimento da terra para averiguar o quão saturada de recursos está a matriz mineral, providenciando, em teoria, um valor preciso de quanto gás ou petróleo ainda há no poço. “O algoritmo genético utiliza conceitos da biologia evolutiva para ‘evoluir’ uma população de soluções – modelos da subsuperfície – em busca do melhor indivíduo que vai representar o modelo de subsuperfície buscado,” afirma Griscenco.

O problema que impede a aplicação imediata desse método está no fato de que conseguir dados precisos é muito mais difícil na prática do que em um ambiente de simulação computacional como no qual foi testado esse método, onde ele obteve resultados excelentes. Além da saturação do poço, outros fatores podem gerar mudanças sísmicas, e isolá-los é essencial para diminuir o ruído nos dados, que compromete a exatidão dos resultados. De acordo com o pesquisador, além do tratamento dos ruídos, o maior empecilho está na modelagem de um sistema físico do reservatório mais complexo e verossímil ao reservatório real.

“Atualmente existe um grande esforço em trazer um caráter mais quantitativo à análise sísmica do reservatório”, disse Griscenco ao ser questionado quanto às diferenças entre o método de inversão sísmica e outros já utilizados: “Por quantitativo quero dizer que o método deve gerar uma quantidade, um número, como resultado. No meu caso esse número é a saturação de óleo no reservatório. Antigamente a análise era mais qualitativa, mapas das mudanças em determinadas regiões do reservatório, por exemplo.”

Como o método ainda está em desenvolvimento, podemos demorar a vê-lo aplicado em situações reais. Porém, dados certos aperfeiçoamentos nos modelos utilizados, ele pode vir a representar um considerável passo adiante no campo de prospecção e monitoramento de combustíveis fósseis.