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Orientadores: Alessandro Batezelli, Leidy Alexandra Delgado Blanco Dissertação (mestrado)-– Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Os reservatórios carbonáticos correspondem a cerca de 60% das reservas mundiais de hidrocarbonetos, representando um ativo importante para a indústria de petróleo e gás para os países nos quais a economia depende desses recursos naturais. Os carbonatos sofrem processos pós-deposicionais que resultam em alterações de suas propriedades tornando-os heterogêneos. Alterações como dissolução, recristalização ou precipitação alteram a produtividade e o fluxo. Desta maneira, a modelagem tridimensional de reservatórios carbonáticos desde a exploração até os processos de recuperação de óleo aprimorada é um desafio tanto para a Geociências quanto para a Engenharia de Reservatórios. A presente pesquisa pretende caracterizar litologicamente três reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro, suas propriedades petrofísicas e sua relação com unidades de fluxo. Modelos litológicos e auxiliam na determinação da viabilidade econômica de próximos projetos de exploração de hidrocarbonetos nos campos de Berbigão, Sururu, Atapu e outros locais do Pré-sal brasileiro. A geração de um modelo de eletrofácies multi-1D utilizando vários poços permite entender a estratigráfica do reservatório, considerando os perfis elétricos interpretados e as fotos de lâminas delgadas obtidas na área de interesse. Atualmente, a implementação de algoritmos de aprendizado de máquina tem gerado resultados muito mais precisos na predição dos tipos de rochas que podem ser encontradas em reservatórios carbonáticos, que tende a ser um processo difícil devido a mudanças diagenéticas e alterações geológicas presentes nas diferentes camadas de rochas. Propriedades petrofísicas como porosidade, permeabilidade e saturações de água e óleo caracterizam e determinam as áreas mais propícias ao fluxo de fluídos. Portanto, a relação entre as diferentes eletrofácies, as propriedades petrofísicas presentes nas petrofácies modeladas através de algoritmos de aprendizagem de máquina para e suas relações com as diferentes unidades de fluxo, adicionalmente seu comportamento em um modelo tridimensional, fornecem uma ferramenta adicional mais precisa na caracterização de pesquisas petrolíferas atuais e futuras nos campos do Pré-sal brasileiro e reservatórios carbonáticos em geral Abstract: Carbonate reservoirs correspond to approximately 60% of the world's hydrocarbon reserves and represent an important asset for the world's oil and gas industry especially in countries whose their economic incomes depend on these natural resources. Carbonates undergo post-depositional processes that result in changes in their properties that make them heterogeneous. Changes such as dissolution, recrystallization or precipitation modify the productivity and flow in these reservoirs. Therefore, the three-dimensional modeling of carbonate reservoirs involved at various levels of the industrial chain processes from exploration to enhanced recovery processes. This research aims to characterize three carbonate reservoirs of the Brazilian pre-salt, their petrophysical properties and their relationship with flow units. Lithological and petrophysical models can be generated to aid characterizing the economic viability of upcoming hydrocarbon exploration projects in the Berbigão, Sururu, Atapu fields and other Brazilian pre-salt locations. The generation of a multi-1D electrofacies model using several wells allows understanding stratigraphy of the reservoir, considering the interpreted electrical profiles and the thin sections taken in area of interest. Currently, the implementation of machine learning algorithms has given exactly accurate results in predicting the types of rocks that can be found in carbonate reservoirs. Petrophysical properties such as porosity, permeability and water and oil saturations characterize and determine the areas with the best flow units. Therefore, the relationship between the different lithologies existing in the electrofacies and the petrophysical properties present in the petrofacies modeled through machine learning algorithms, their relationships with the different flow units and their behavior in a three-dimensional model representing spatially reservoir volume, providing an additional tool in characterizing current and future oil research in Brazilian pre-salt fields and general carbonate reservoirs Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestre em Geociências CAPES 88887.487124/2020-00

The storage and production capacity of reservoir rocks can be estimated through some petrophysics characteristics involving the lithological identification of the constitute rocks, fluids nature in the porous space, porosity, permeability, saturation and clay content. The most popular tools for obtaining these petrophysical parameters are the conventional geophysical well logs. However, the determination of petrophysical parameters from tools based on the phenomenon of nuclear magnetic resonance (NMR) has gained prominence in recent decades. In this work, we analyzed rock samples from outcrops in Frades Island region, Bahia, Brazil, through laboratory NMR measurements, to estimate and evaluate the petrophysical properties of the Maracangalha Formation, one of the main hydrocarbons reservoirs in the Recôncavo Basin. The Sandstone samples were characterized in terms of porosity, permeability, saturation, and petrofacies. Finally, we calculated porosity, permeability, and clay content using data from gamma-ray, electrical and density logs, measured in a depth interval interpreted for Maracangalha Formation. These results corroborate with the obtained by NMR since, despite the effects of weathering and erosion on the samples used, the values of porosity and permeability obtained in NMR are in the range of values calculated from these profiles. La capacidad de almacenamiento y producción de las rocas de yacimientos se puede estimar a través de características petrofísicas como la identificación litológica de las rocas constituyentes, naturaleza de los fluidos en el espacio poroso, porosidad, permeabilidad, saturación y contenido de arcilla. Las herramientas más populares para obtener estos parámetros petrofísicos son los registros geofísicos de pozos. Sin embargo, la determinación de parámetros petrofísicos a partir de herramientas basadas en el fenómeno de la resonancia magnética nuclear (RMN) ha ganado protagonismo en las últimas décadas. En este trabajo, analizamos muestras arenisca de rocas de afloramientos en la región de la Isla Frades, Bahía, Brasil, a través de mediciones de RMN de laboratorio, para estimar y evaluar las propiedades petrofísicas de la Formación Maracangalha, uno de los principales reservorios de hidrocarburos en la Cuenca Recôncavo. Nosotros calculamos la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla utilizando datos de registros de rayos gamma, eléctricos y de densidad, medidos en la formación Maracangalha. A pesar de los efectos de la intemperie y erosión sobre las muestras utilizadas, los valores de porosidad y permeabilidad obtenidos en RMN se encuentran en el rango de valores calculados a partir de estos perfiles. A capacidade de armazenamento e produção de rochas reservatório pode ser estimada através de características petrofísicas como identificação litológica das rochas, natureza dos fluidos no espaço poroso, porosidade, permeabilidade, saturação e teor de argila. As ferramentas mais populares para a obtenção desses parâmetros petrofísicos são os perfis geofísicos de poços. No entanto, a determinação de parâmetros petrofísicos a partir de ferramentas baseadas no fenômeno da ressonância magnética nuclear (RMN) tem ganhado destaque nas últimas décadas. Neste trabalho, analisamos amostras de rochas de afloramentos na região da Ilha dos Frades, Bahia, Brasil, por meio de medições de RMN em laboratório, para estimar e avaliar as propriedades petrofísicas da Formação Maracangalha, um dos principais reservatórios de hidrocarbonetos da Bacia do Recôncavo. As amostras de arenito foram caracterizadas em termos de porosidade, permeabilidade, saturação e petrofácies. Por fim, calculamos a porosidade, permeabilidade e teor de argila usando dados de perfis de raios gama, elétricos e de densidade, medidos em profundidade na Formação Maracangalha. Esses resultados corroboram os obtidos por RMN uma vez que, apesar dos efeitos do intemperismo e da erosão nas amostras utilizadas, os valores de porosidade e permeabilidade obtidos em RMN estão na faixa dos valores calculados a partir desses perfis.

Submitted by Ismael Souza (ismael.souza@ufba.br) on 2022-02-10T17:46:22Z No. of bitstreams: 1 Dissertao_de_Mestrado_-_Rafael_L._Santos_2021final.pdf: 5717319 bytes, checksum: a62be64823481fe66dec248bb194c427 (MD5) Approved for entry into archive by Solange Rocha (soluny@gmail.com) on 2022-02-10T18:38:25Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertao_de_Mestrado_-_Rafael_L._Santos_2021final.pdf: 5717319 bytes, checksum: a62be64823481fe66dec248bb194c427 (MD5) Made available in DSpace on 2022-02-10T18:38:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertao_de_Mestrado_-_Rafael_L._Santos_2021final.pdf: 5717319 bytes, checksum: a62be64823481fe66dec248bb194c427 (MD5) Previous issue date: 2021-09-22 CNPq O Sistema Aquífero Urucuia (SAU) é uma unidade hidráulica inter-relacionada às unidades litoestratigráficas do Grupo Urucuia. Elas correspondem, indistintamente, aos Aquíferos: (i) Posse (porosidades intergranulares) e; (ii) Serra das Araras (porosidades intergranulares e, localmente, fissurais). Na hidrogeologia; a porosidade, permeabilidade e condutividade hidráulica caracterizam as rochas quanto ao armazenamento, transmissão e fluxo de fluidos nos aquíferos. Os métodos para a determinação dessas propriedades foram aplicados a cinco perfis geofísicos de poços e a análises granulométricas em dozes amostras de sedimentos. Adicionalmente, a heterogeneidade e anisotropia do SAU foram caraterizadas pela análise dos perfis geofísicos para obtenção da condutividade hidráulica vertical (Kz) e horizontal (Kx) e da razão de anisotropia (Kx/Kz). Nesse contexto, os Aquíferos Posse e Serra das Araras apresentam propriedades sedimentológicas, petrofísicas e hidrodinâmicas contrastantes segundo trend de ENE (área fonte) para WSW (área deposicional). Nessa direção, ocorre: (i) aumento da argilosidade (VSH) na Formação Posse com a profundidade e diminuição na porosidade total (φ) devido à infiltração mecânica das argilas (pseudomatriz dos arenitos eólicos). Já a porosidade efetiva (φe) e permeabilidade intrínseca (ƙ) aumentam devido a maior seleção dos sedimentos; (ii) na Formação Serra das Araras ocorre diminuição na VSH em sua extensão, devido a infiltração argilosa para a unidade subjacente. Na porção centro-oriental da bacia hidrogeológica ocorre diminuição nos valores médios de φ, φe e ƙ devido a maior frequência e espessura de níveis de arenitos silicificados. Em princípio, os parâmetros petrofísicos caracterizam os Aquíferos Posse e Serra das Araras que são permoporosos, contíguos e segmentados por aquitardes silicificados que conferem drenança entre as unidades litoestratigráficas. As análises granulométricas permitiram obter a porosidade a partir das equações Wang et al., (2017) e regressão exponencial w, que se apresentaram consistentes e ratificaram os valores obtidos na literatura. Já a aplicação da equação de Vukovic & Soro (1992) e regressão exponencial vs superestimaram a porosidade do SAU. A permeabilidade e condutividade hidráulica são válidas (i.e., SAU caracterizado por areias finas a médias, moderadamente selecionadas e coeficiente de uniformidade (U) menor que 1) conforme aplicadas as equações: (i) Slitcher; (ii) United State Bureau of Reclamation (USBR); (iii) Kozeny-Carman e (iv) Hazen. Respectivamente, a permeabilidade (k) situa-se entre 10-12 a 10-9 m2 e a condutividade hidráulica (K) entre 10-5 a 10-2 m/s; a segunda com k entre 10-11 a 10-10 m2 e K em torno de 10-4 a 10-3 m/s, e as duas últimas k entre 10-10 a 10-9 m2 e K entre 10-3 e 10-2 m/s. Já as equações Beyer e Terzaghi não podem ser consideradas pois k e K são superestimados. A análise de heterogeneidade e anisotropia indica que (i) a Formação Posse é condicionada pela presença de pseudomatriz argilosa que caracteriza heterogeneidades nos arenitos eólicos, e a razão de anisotropia entre 4,62 a 11,34; (ii) a Formação Serra das Araras possui heterogeneidade devido aos processos diagenéticos atuantes (i.e., arenitos silicificados), e nas porções centrais da bacia, uma razão de anisotropia em torno de 1,02, e, no extremo oriental e ocidental, razões superiores a 1. The Urucuia Aquifer System (UAS) is a hydraulic unit interrelated to the lithostratigraphic units of the Urucuia Group. They correspond, indistinctly, to the Aquifers: (i) Posse (intergranular porosities) and; (ii) Serra das Araras (intergranular porosities and, locally, fissures). In hydrogeology; the porosity, permeability and hydraulic conductivity characterize the rocks regarding the storage, transmission and flow of fluids in aquifers. The methods for determining these properties were applied to five geophysical well logs and to grain-size analysis in twelve sediment samples. Additionally, the heterogeneity and anisotropy of the UAS were characterized by analyzing the geophysical logs to obtain the vertical (Kz) and horizontal (Kx) hydraulic conductivity and the anisotropy ratio (Kx/Kz). In this context, the Posse and Serra das Araras Aquifers present contrasting sedimentological, petrophysical and hydrodynamic properties according to the trend from ENE (source area) to WSW (depositional area). In this direction, there is: (i) increase in shaliness (VSH) in the Posse Formation with depth and decrease in total porosity (φ) due to mechanical infiltration of clays (pseudomatrix of aeolian sandstones). The effective porosity (φe) and intrinsic permeability (ƙ) increase due to greater selection of sediments; (ii) in the Serra das Araras Formation there is a decrease in VSH in its extension, due to clayey infiltration into the underlying unit. In the central-eastern portion of the hydrogeological basin there is a decrease in the mean values of φ, φe and ƙ due to the higher frequency and thickness of silicified sandstone levels. In principle, petrophysical parameters characterize the Posse and Serra das Araras Aquifers, which are permoporous, contiguous and segmented by silicified aquitars that provide leakege between the lithostratigraphic units. The grain-size analysis allowed to obtain the porosity from the equations Wang et al., (2017) and exponential regression w, which were consistent and confirmed the values obtained in the literature. The application of the equation of Vukovic & Soro (1992) and exponential regression vs overestimated the porosity of the UAS. Permeability and hydraulic conductivity are valid (i.e., SAU characterized by fine to medium sands, moderately selected and uniformity coefficient (U) less than 1) as applied to the equations: (i) Slitcher; (ii) United State Bureau of Reclamation (USBR); (iii) Kozeny-Carman and (iv) Hazen. Respectively, the permeability (k) is between 10-12 to 10-9 m2 and the hydraulic conductivity (K) between 10-5 to 10-2 m/s; the second with k between 10-11 to 10-10 m2 and K around 10-4 to 10-3 m/s, and the last two k between 10-10 to 10-9 m2 and K between 10-3 and 10-2 m/s. The Beyer and Terzaghi equations cannot be considered because k and K are overestimated. The analysis of heterogeneity and anisotropy indicates that (i) the Posse Formation is conditioned by the presence of a clayey pseudomatrix that characterizes heterogeneities in aeolian sandstones, and the anisotropy ratio between 4.62 to 11.34; (ii) the Serra das Araras Formation has heterogeneity due to the diagenetic processes involved (ie, silicified sandstones), and in the central portions of the basin, an anisotropy ratio around 1.02, and, in the eastern and western extremes, higher ratios to 1.

Orientador: Alexandre Campane Vidal Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Os reservatórios carbonáticos apresentam grande complexidade na avaliação petrofísica devido à sua heterogeneidade, relacionada aos seus diferentes tipos de porosidade e à maior influência dos processos diagenéticos. Para a caracterização destes reservatórios, frequentemente são aplicados os métodos de rock typing, os quais utilizam dados de porosidade e permeabilidade medidos em ensaios de laboratório, a partir de plugues de testemunho ou amostras laterais. A técnica de microtomografia de raios-X (?-CT) pode ser aplicada para aprimorar a compreensão do sistema poroso dos reservatórios, pois permite a visualização desse sistema e a sua modelagem tridimensional, conhecida como rocha digital, com o benefício de ser um ensaio não-destrutivo. No presente trabalho, inicialmente, foram avaliados dois métodos de rock typing: o primeiro com base no indicador de zona de fluxo (FZI) e o segundo, nas classes de Lucia, com o apoio do método de Winland R35; utilizando os plugues dos testemunhos de três poços submarinos, pertencentes aos reservatórios carbonáticos do Albiano da Bacia de Campos. Após a identificação das rock types, foram escolhidas 16 amostras representativas para a aquisição de imagens por ?-CT, a fim de caracterizar geométrica e topologicamente os poros e determinar as propriedades petrofísicas através de simulação numérica no modelo de rocha digital. Utilizando os dados de ?-CT, em conjunto com a observação de lâminas petrográficas, foram descritas as características geológicas das amostras, tais como as feições primárias, os principais eventos diagenéticos e os tipos de poros. As características petrofísicas foram analisadas através da comparação entre os resultados de porosidade e permeabilidade de rocha digital e de laboratório. Quanto às medições de porosidade total, a maior parte das amostras apresentaram resultados satisfatórios, ocorrendo desvios apenas nas amostras com maior teor de poros mais finos. As medições de permeabilidade também apresentaram resultados satisfatórios, havendo desvios possivelmente em decorrência da heterogeneidade da rocha. Foram também confeccionados os gráficos de distribuição de tamanho de poros (DTP), demonstrando a variação da caracterização dos poros nas diversas resoluções adquiridas. As imagens de ?-CT e os dados oriundos das simulações numéricas auxiliaram no conhecimento da rocha reservatório, incrementando as descrições petrográficas e apresentando resultados satisfatórios quando comparados com os dados de laboratório. O uso dos métodos de rock typing foram importantes para a escolha das amostras para a ?-CT, pois assegurou que amostras com diferentes características permo-porosas fossem analisadas e todo o reservatório presente nos testemunhos fosse representado Abstract: The petrophysical evaluation of carbonate reservoir rocks is highly complex because these types of rocks are usually strongly heterogeneous, which is related to the different types of porosity present and to the large influence of diagenetic processes. To characterize these reservoirs, methods of rock typing are often applied, which use porosity and permeability data measured in the laboratory from core plugs or sidewall cores. In this context, the X-ray microtomography (?-CT) technique can be applied to improve the understanding of the reservoir pore system. With ?-CT imaging, the structures of the pores can be captured and a three-dimensional model of the system (digital rock model) can be built. This has the benefit of preserving the rock, as ?-CT is a non-destructive technique. In the present work, firstly two different methods of rock typing were evaluated: one based on the flow zone indicator (FZI) and one on Lucia classes, with the support of the Winland R35 method. The methods used the core plugs of Albian carbonate reservoirs, taken from three subsea wells in the Campos Basin. Following the identification of the rock types, 16 representative samples were selected to undergo ?-CT imaging. This data was used to characterize the pore geometry and topology, and to acquire the digital rock model of each sample, which eventually allowed the petrophysical properties to be determined via numerical simulation. Using the ?-CT data, along with the observation of petrographic thin-sections, the geological characteristics of the rock samples were described. This included the primary features, the main diagenetic events, and the pore types. The petrophysical characteristics were analyzed by comparing the porosity and permeability results obtained from the digital rock model with ones measured during the laboratory core analysis. The measurements of total porosity were satisfactory for most of the samples, with some deviations occurring only in the samples with the highest micropore content. The permeability measurements were also reasonable, with observed some deviations possibly due to the heterogeneity of the rock sample. Additionally, pore size distribution graphs were computed after each technique, and results demonstrated that pore characterization varies depending on the resolution of the technique used. The ?-CT images and the data from the numerical simulations yielded a better understanding of the reservoir rock, improving the petrographic descriptions and presenting satisfactory results when compared with the laboratory data. The use of methods of rock typing was important for the selection of rock samples to undergo ?-CT imaging, since it ensured that samples with different permo-porous characteristics were analyzed, and that the entire reservoir, from which the rock samples were taken, could be well represented Mestrado Reservatórios e Gestão Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo PETROBRAS

Submitted by Emanuel Varela Cardoso (emanuel.varela@ufcg.edu.br) on 2018-08-30T23:05:10Z No. of bitstreams: 1 CARLOS HENRICKSON BARBALHO DE MOURA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2018.pdf: 10493787 bytes, checksum: 063013097342f1433f86bc8ac8434722 (MD5) Made available in DSpace on 2018-08-30T23:05:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CARLOS HENRICKSON BARBALHO DE MOURA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2018.pdf: 10493787 bytes, checksum: 063013097342f1433f86bc8ac8434722 (MD5) Previous issue date: 2018-03-28 Capes A petrofísica computacional é uma técnica que vem sendo utilizada cada vez mais na indústria do petróleo para caracterizar reservatórios e simular computacionalmente o seu comportamento físico. Através dessa técnica é possível caracterizar um elevado número de amostras, sob diferentes condições ambientais, em um tempo relativamente curto. Este trabalho propõe um modelo de estimativa de permeabilidade que utiliza parâmetros petrofísicos retirados de imagens de microtomografia de raios x (µCT) e os compara com parâmetros petrofísicos medidos em laboratório. Foi analisado um conjunto de 19 amostras com características deposicionais, diagenéticas e texturais diferentes entre si, pertencentes às bacias do Araripe, Potiguar e Sergipe-Alagoas. Delas, 14 são de calcário, 2 de tufa calcária, 2 de caliche e 1 de dolomito. Em laboratório foi utilizado um permoporosímetro a gás para medir os parâmetros porosidade e permeabilidade. As amostras de µCT foram adquiridas com resolução em torno de 2,0 µm. O conjunto de imagens criado foi tratado no software Avizo Fire e foram extraídos os parâmetros porosidade, permeabilidade, conectividade e diâmetro equivalente de poros. Um modelo estatístico foi estabelecido para predição da permeabilidade a partir dos parâmetros do espaço poroso extraídos das imagens de µCT. Os resultados indicam que a conectividade dos microporos, inferida a partir do cálculo do Número de Euler em imagens 3D, é o parâmetro que exerce maior influência na estimativa da permeabilidade, seguida pela porosidade dos macroporos e pela conectividade dos macroporos. O modelo preditivo proposto apresentou um coeficiente de determinação de 0,994, mostrando-se bastante confiável para o grupo de amostras investigado. Computational petrophysics is a technique that has been increasingly used in the petroleum industry to characterize reservoirs and to simulate computationally its physical behavior. Through this technique it is possible to characterize a big number of samples, under different environmental conditions, in a relatively short time. This work proposes a model of permeability estimation that uses petrophysical parameters taken from x - ray microtomography images (µCT) and compare them with petrophysical parameters measured in the laboratory. It was analyzed a set of 19 samples with different depositional, diagenetic and textural characteristics, belonging to the Araripe, Potiguar and Sergipe - Alagoas basins. Of these, 14 are limestones, 2 of tufa limestone, 2 of caliche and 1 of dolomite. In the laboratory a gas permoporosimeter was used to measure the porosity and permeability parameters. µCT samples were obtained with a resolution of about 2.0 μm. The set of images created was treated in Avizo Fire software and the porosity, permeability, connectivity and pore diameter parameters were extracted. A statistical model was established to predict permeability from pore space parameters extracted from µCT images. The results indicate that the connectivity of micropores, inferred from the calculation of the Euler Number in 3D images, is the parameter that exerts the greatest influence in the estimation of permeability, followed by the porosity of the macropores and the connectivity of the macropores. The proposed predictive model presented a coefficient of determination of 0.994, being very reliable for the group of samples investigated.

Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: A Bacia de Campos corresponde a principal bacia sedimentar já explorada em território brasileiro. Esta assim como outras bacias da costa leste brasileira teve o desenvolvimento de sistemas de plataforma carbonática durante o Albiano. Esta sucessão apesar de já ter sido abordada em alguns trabalhos regionais permanece pouco estudada em relação à estratigrafia de sequências. Sendo assim, os objetivos deste trabalho incluíram a definição do arcabouço estratigráfico do Grupo Macaé no campo de Marlim Leste considerando a tectônica, os sistemas de produção carbonáticos e às variações do nível relativo do mar; O trabalho visou também à determinação das características petrofísicas das formações e a análise da distribuição espacial das porosidades e permeabilidades ao longo do campo. Os dados utilizados foram 21 linhas sísmicas 2D, um volume sísmico 3D e dados de 8 poços que incluem a descrição de amostras de calha e testemunhos e perfis geofísicos. Como resultado foram definidas 19 litofácies e 7 associações de fácies que estão compreendidas em cinco sequências deposicionais de terceira ordem que mostram diferentes arranjos geométricos, distribuição de fácies e propriedades petrofísicas. A primeira sequencia (S1) compreende a associação de fácies de Laguna (AF1) que se depositou em contexto marinho de águas muito rasas. A Sequência 2 representa o período de implementação das condições de plataforma carbonática na bacia e compreende três associações de fácies, são elas: associação de fácies de bancos carbonáticos (AF2) caracterizada por fácies de granulometria grossa dispostas na forma de shoals oolíticos/oncolítcos, Associação de Fácies de Interbancos (AF3) caracterizada por intercalações de fácies de granulometria grossa e fina com presença de oncoides e peloides e a Associação de Fácies de Rampa Externa (AF4) caracterizada pela maior proporção de fácies finas associadas a condições deposicionais de águas relativamente mais profundas. A sequência 3 compreende a Associação de Fácies de Afogamento (AF5) foi depositada em contexto de subida do nível relativo do mar e suas fácies refletem esta variação, com grainstones e packstones típicos de bancos carbonáticos sobrepostos por fácies de granulometria fina de ambientes de águas profundas. As sequências 4 e 5 compreendem as Associações de Fácies de Nível Alto (AF6) e de Águas Profundas (AF7), respectivamente. Ambas se formaram em contexto marinho profundo, e são caracterizadas por fácies de granulometria fina como margas, mudstones, folhelhos e siltitos. Com a diferença de que na S5 nota-se um aumento significativo no aporte de sedimentos terrígenos. Sendo assim, a sucessão foi interpretada como parte de um ciclo de transgressivo que levou a uma mudança no sistema de produção carbonáticos (carbonate factory) e culminou no afogamento da plataforma carbonática, na formação da inconformidade de afogamento e no fim da sedimentação em plataforma na Bacia de Campos. Em relação à distribuição das propriedades petrofísicas foi possível observar que nas sequências basais os maiores valores de porosidade e permeabilidade encontram-se associados à região do banco carbonático mesmo que em alguns locais as fácies encontrem-se bastante cimentadas, nas sequências superiores valores elevados e inconstantes destas propriedades em fácies de granulometria fina sugerem a influência de falhas e fraturas Abstract: The Campos Basin is the main sedimentary basin explored in Brazilian territory and like many other basins in the Brazilian east coast, had the development of carbonatic platform systems during the Albian Age. Although this succession has already been studied in some regional works it remains poorly understood in terms of sequence stratigraphy. In this manner, the objectives of this work included the definition of the Macaé Group stratigraphic framework in the East Marlim oil field, considering tectonics, carbonate factories and the sea level variations; the present work also aimed the determination of the petrophysical characteristics of the formations and the analysis of the spatial distribution of the porosity and permeability along the oil field. Therefore, the data employed were 21 2D seismic lines, a 3D seismic volume and the data of 8 wells which included logs and the core samples description reports. As result were identified 19 lithofacies and 7 facies associations, comprised into 5 third-order depositional sequences which shows distinctive geometric arrangements, facies distribution and petrophysical properties. The first sequence (S1) includes the Lagoon facies association (FA1) which was deposited in shallow and hypersaline marine environment. The second sequence (S2) symbolize the period of the definitive implementation of the carbonate platform conditions in the basin and comprises three facies associations: shoals (FA2) characterized mainly by coarse facies arranged in the form of oolitic /oncolitic shoals, inter shoals (FA3) typified by intercalations of fine and coarse facies with oncoides and peloides and the outer ramp association (FA4) distinguished by a higher proportion of fine facies associated with relatively deeper water depositional conditions. The third sequence (S3) comprises the drowning facies association (FA5) established during a sea level rise and its facies reflect this variation, with grainstones and packstones typical of carbonate banks superposed by fine granulometry facies of deeper water environments. The last sequences (S4 e S5) comprise two facies associations: high sea-level (FA6) and deep water (FA7), respectively. Both were deposited in a deep marine environment e are composed by fine facies like marls, mudstones, shale and siltstones. The difference between them is that S5 shows a higher proportion of terrigenous facies. The succession was interpreted as part of a transgressive cycle which led to a change in the carbonate production system (factory) which was followed by the drowning of the carbonate platform and the formation of a drowning unconformity marking the end of the carbonatic sedimentation system in Campos Basin. In relation to the distribution of the petrophysical properties it was possible to observe that in the basal sequences the highest values of porosity and permeability are associated with carbonate bank facies even though the facies were affected by cementation, in the upper sequences high and inconstant values of these properties in fine granulometry facies suggest the influence of faults and fractures Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestra em Geociências CNPQ 132154/2016-1

Orientador: Alexandre Campane Vidal Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: As rochas carbonáticas vêm assumindo papel de destaque na indústria de petróleo, pois são mais da metade das reservas de petróleo no mundo. Dentre os desafios propostos para a exploração e produção de petróleo em reservatórios carbonáticos, a caracterização petrofísica é um tema de intensa pesquisa, pois existe uma elevada heterogeneidade nos carbonatos em uma multiplicidade de escalas. Para o estudo de propriedades em micro escalas é necessário a utilização de plugues das rochas de interesse, sendo que estes plugues são muito valorizados devido ao alto custo para obtê-los durante a etapa de perfuração. Portanto, técnicas de estudo de propriedades petrofísicas que utilizem uma abordagem não destrutiva e que permitam a determinação destas propriedades em micro escalas são extremamente interessantes. Para o estudo dos sistemas porosos e texturas de poros em micro escalas vem sendo desenvolvida uma técnica de análise petrofísica que utiliza imagens de microtomografia computadorizada de raios-x chamada Digital Rock Physics (DRP). O objetivo desta técnica é complementar às técnicas convencionais de laboratório visando caracterizar microestruturas de rocha de forma não destrutiva através de imagens de alta resolução. Este trabalho de dissertação tem como objetivo a elaboração de uma sequência metodológica para a determinação de propriedades petrofísicas e geológicas de amostras de rochas da Formação Morro do Chaves, consideradas análogas às rochas encontradas nas regiões do pré-sal brasileiro, utilizando as técnicas de DRP com imagens de microtomografia computadorizada. Para alcançar o objetivo proposto, a sequência metodológica foi dividida em duas etapas: (i) processamento e análise digital de imagens com o objetivo de determinar a porosidade utilizando a segmentação Watershed e a permeabilidade utilizando as Equações de Navier-Stokes; (ii) e a análise dos resultados do ponto de vista geológico relacionando a tafonomia das amostras com classificações de porosidade e de texturas de rochas carbonáticas. A técnica de segmentação Watershed atingiu o objetivo de separar os voxels da imagem em dois grupos, poros e não poros, determinando assim a porosidade das amostras de maneira a se comparar com os resultados encontrados em laboratório. As Equações de Navier-Stokes demonstraram eficácia na determinação da permeabilidade de amostras utilizando imagens segmentadas e a possibilidade de se determinar a anisotropia desta propriedade para uma mesma amostra, sendo este um diferencial em relação as técnicas tradicionais de laboratório. É possível concluir através dos resultados alcançados que a sequência metodológica proposta foi eficaz em determinar a porosidade, a permeabilidade e a anisotropia da permeabilidade, quando comparados estes resultados com as técnicas laboratoriais tradicionais, com o diferencial de não ser necessário a destruição das amostras e a facilidade de se analisar as amostras do ponto de vista geológico através das imagens de alta resolução geradas pela microtomografia de raios-x Abstract: Carbonates have been playing an important role in the oil industry, as they account for more than half of the world's oil reserves. Among the challenges proposed for the exploration and production of petroleum in carbonate reservoirs, the petrophysical characterization is a subject of intense research, since there is a high heterogeneity in the carbonates in a multiplicity of scales. For the study of properties in micro scales it is necessary to use plugs of the rocks of interest, and these plugs are highly valued due to the high cost to obtain them during the drilling stage. Therefore, techniques of study of petrophysical properties that use a non-destructive approach and that allow the determination of these properties in micro scales are extremely interesting. For the study of porous systems and pore textures in micro scales, a petrophysical analysis technique has been developed that uses computerized microtomography images called Digital Rock Physics (DRP). The objective of this technique is to complement conventional laboratory techniques aiming to characterize rock microstructures through high resolution images. Therefore, this work aims at the elaboration of a methodological sequence for the determination of petrophysical and geological properties of rocks samples of the Morro do Chaves Formation considered analogous to the rocks found in the Brazilian pre-salt regions, using the techniques of DRP with computerized microtomography images. In order to reach the proposed objective, the methodological sequence was divided into two stages: (i) digital image processing and analysis with the objective of determining the porosity using the Watershed segmentation and the permeability using the Navier-Stokes Equations; (ii) and the analysis of the results from the geological point of view, relating the taffonomy of the samples with classifications of porosity and textures of carbonate rocks. The Watershed segmentation technique reached the objective of separating the voxels from the image into two groups, pores and non-pores, thus determining the porosity of the samples in order to compare with the results found in the laboratory. The Navier-Stokes Equations demonstrated efficacy in the determination of the permeability of samples using segmented images and the possibility of determining the anisotropy of this property for the same sample, which is a differential in relation to traditional laboratory techniques. It is possible to conclude from the results obtained that the proposed methodological sequence was effective in determining the porosity, permeability and anisotropy of the permeability, when comparing these results with the traditional laboratory techniques, with the differential of not being necessary the destruction of the samples and the ease of analyzing the samples from the geological point of view through the high resolution images generated by the x-ray microtomography Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo PETROBRAS

Submitted by Marcos Wanderley (marcos.wanderley@ufcg.edu.br) on 2018-07-26T20:07:51Z No. of bitstreams: 1 WELINGTON BARBOSA DE SOUSA - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2017.pdf: 2079159 bytes, checksum: c91660187b1af81f4801a2dccb0a5b76 (MD5) Made available in DSpace on 2018-07-26T20:07:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 WELINGTON BARBOSA DE SOUSA - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2017.pdf: 2079159 bytes, checksum: c91660187b1af81f4801a2dccb0a5b76 (MD5) Previous issue date: 2017-05-26 O conhecimento das propriedades petrofísicas é de grande importância para melhor entender o comportamento físico das rochas, especialmente quando se considera que o principal método de prospecção geofísica para alvos profundos é o método sísmico, o qual investiga a propagação de ondas elásticas em subsuperfície. O estudo das ondas sísmicas fornece informações a respeito do tipo de rocha e fluidos em subsuperfície: assim, é de grande importância o desenvolvimento de um trabalho que possibilite gerar um modelo matemático capaz de simular a propagação dessas ondas, tendo em vista sua importância para o cálculo das propriedades elásticas. Este trabalho tem por objetivo suprir essa necessidade, por meio da geração um modelo matemático (utilizando o software Comsol Multiphysics 5.1) capaz de simular a propagação de ondas cisalhantes (S) em rochas sedimentares a partir de imagens microtomográficas de raios-X de dois tipos de rocha: arenitos e carbonatos. A simulação da propagação de ondas compressionais e cisalhantes foi realizada através da aplicação do módulo solid mechanics, da sessão Structural Mechanics, que permite a análise transiente da propagação de ondas em maciços rochosos causada pela aplicação de uma carga explosiva de curta duração. Os valores obtidos pelo método objeto deste trabalho foram comparados aos valores medidos em laboratório (P e S) e aos valores obtidos utilizando o método apresentado por Apolinário (2016) para a onda P. No caso das ondas cisalhantes, os valores obtidos foram comparados apenas aos valores obtidos em laboratório. O modelo numérico desenvolvido neste trabalho apresentou uma performance satisfatória na simulação das velocidades de propagação das ondas P e S em amostras reais de arenitos e carbonatos, tendo seu desempenho sido superior ao método proposto por Apolinário (2016). Uma maior representatividade estatística dos resultados pode ser obtida pela aplicação em um maior número de amostras. The knowledge of the petrophysical properties is of great importance to better understand the physical behavior of the rocks, especially when considering that the main method of geophysical prospecting for deep targets is the seismic method, which investigates the propagation of elastic waves in subsurface. The study of seismic waves provides information about the type of rock and subsurface fluids: thus, the development of a work that allows to generate a mathematical model capable of simulating the propagation of these waves is of great importance, considering their importance for the calculation of elastic properties. This work aims to furnish this need by generating a mathematical model (using software Comsol Multiphysics 5.1) able to simulate the propagation of shear waves (S) in sedimentary rocks from microtomographic images of X-rays of two types of rock: sandstones and carbonates. The simulation of the propagation of compressive and shear waves was carried out through the application of the solid mechanics module of the session Structural Mechanics, which allows the transient analysis of the propagation of waves in rocky masses caused by the application of a short duration explosive load. The results obtained by the object method of this work were compared to the values measured in laboratory (P and S) and the values obtained using the method presented by Apolinário (2016) for the P wave. In the case of the shear waves, the values obtained were compared only values obtained in the laboratory. The numerical model developed in this work presented a satisfactory performance in the simulation of the propagation velocities of P and S waves in real samples of sandstones and carbonates, and its performance was superior to the method proposed by Apolinário (2016). A greater statistical representativeness of the results can be obtained by the application in a greater number of samples.

Submitted by Boris Flegr (boris@uerj.br) on 2021-01-05T15:35:52Z No. of bitstreams: 3 1Dissertacao-Carlos_Cardoso_Final_Biblioteca-1-50.pdf: 2591159 bytes, checksum: 2786493c2984d0e667cacf9e5f0c3924 (MD5) 2Dissertacao-Carlos_Cardoso_Final_Biblioteca-50-90.pdf: 3097202 bytes, checksum: c2818cb48ab5035443993c43a6e7366f (MD5) 3Dissertacao-Carlos_Cardoso_Final_Biblioteca-90-115.pdf: 3526706 bytes, checksum: dea8f14731b16f783fb363d862f5f199 (MD5) Made available in DSpace on 2021-01-05T15:35:52Z (GMT). No. of bitstreams: 3 1Dissertacao-Carlos_Cardoso_Final_Biblioteca-1-50.pdf: 2591159 bytes, checksum: 2786493c2984d0e667cacf9e5f0c3924 (MD5) 2Dissertacao-Carlos_Cardoso_Final_Biblioteca-50-90.pdf: 3097202 bytes, checksum: c2818cb48ab5035443993c43a6e7366f (MD5) 3Dissertacao-Carlos_Cardoso_Final_Biblioteca-90-115.pdf: 3526706 bytes, checksum: dea8f14731b16f783fb363d862f5f199 (MD5) Previous issue date: 2016-08-31 The petrophysical reservoir characterization is the process of analysis and interpretation of geophysical data performed by depth of a well through the description of the processes that determine the viability of formation hydrocarbons producing. Basic and advanced logs data were available from well located at Maracaibo Basin, Venezuela. The workflow of the present study consists of analyze reservoir petrophysical characteristics in well logs, such as quality control curves, reservoir zoning and quick-look evaluation, calculating volume of clay, calculate the porosity and permeability, calculation of fluid saturation, identify facies and finally evaluate the net-pay of the reservoir. Clays are significant components in almost all kinds of sandstone reservoirs when present in large volumes make the petrophysical evaluation of complex profiles, for this reason, this study characterizes its major effects in the reservoir. The VNZ-A well show mostly the Misoa formation, they are interbedded sands and shales fluvial-deltaic origin of the Eocene of the Maracaibo Basin. Were identified seven stratigrafic zones, C-1 to C-7, among which were described four intervals reservoirs between C-6 and C-7 zones. By concept, shaly sand reservoirs have the clay matrix supported with quartz and other minerals, the large contact surface of the clays are able to bind to a substantial fraction of water on the surface. The intrinsic water in the clay contributes to the electrical conductivity of the reservoir, which attenuates resistivity. For this reason, an integrated petrophysical evaluation using basic and advanced logs is necessary. The model of Archie siliciclastic reservoirs becomes ineffective in reservoirs influenced by shale content, resulting in pessimistic values. Saturation models applied to this goal were divided into two: based on the volume of clay (Simandoux) and based on the electrical conductance (Waxman-Smits, Juahz and Dual-Water), this last model, showed the best oil saturation results. The use advanced data integrated with basic logs enabled better assess the shaly sand reservoir zones, seen by the significant increase in the reservoir thickness and hydrocarbons volum. A caracterização petrofísica de reservatório é o processo de análise e interpretação de dados geofísicos realizados em função da profundidade de um poço, através da descrição dos processos que determinam a viabilidade de uma formação de produzir hidrocarbonetos. Foram disponibilizados dados de perfis básicos e avançados de um poço na Bacia de Maracaibo, Venezuela. O fluxo de trabalho consiste em analisar características petrofísicas de perfis em reservatórios areno argilosos, como o controle de qualidade de curvas, zoneamento do reservatório e avaliação quick-look, o cálculo volume de argila, o cálculo da porosidade e permeabilidade, cálculo da saturação de fluidos, identificação de facies e por fim avaliar o net-pay do reservatório. As argilas são componentes significativos em quase todos os tipos de reservatórios arenosos, quando presentes em grande volume tornam a avaliação petrofísica de perfis complexa, por este motivo, este trabalho caracteriza seus principais efeitos no reservatório. O poço VNZ-A representa em sua maior parte a formação Misoa, são intercalações de areias e folhelhos de origem fluvio-deltáica do Eoceno da Bacia de Maracaibo. Neste poço foram identicadas sete zonas, de C-1 a C-7, entre as quais foram descritas quatro intervalos de reservatórios entre as zonas C-6 e C-7. Por conceito, os reservatórios argilosos possuem a matriz de argila suportada com quartzo e outros minerais, a grande superfície de contato das argilas são capazes de ligar uma fração substancial de água em sua superfície. A água intríseca nas argilas contribui para a condutividade elétrica do reservatório, pois atenua a resistividade. Por este motivo, é necessária uma avaliação petrofísica integrada utilizando perfis básicos e avançados. O modelo de Archie para reservatórios siliciclásticos se torna ineficaz em reservatórios influenciados por argilosidade, resultando em valores pessimistas. Os modelos de saturação aplicados a este objetivo foram divididos em dois: baseados no Volume de argila (Simandoux) e baseados na condutância elétrica (Waxman-Smits, Juahz e Dual-Water), este último modelo foi o que apresentou melhores resultados de saturação de óleo. O uso dados avançados integrados aos perfis básicos permitiram melhor avaliar as zonas do reservatório areno argiloso, visto pelo aumento significativo na espessura de reservatório e do volume de hidrocarbonetos.

The most effective way to integrate seismic data in the reservoir characterization process is through the generation of impedance models derived from seismic inversion. In this work we compared the deterministic and geostatistical seismic inversion results of an oil field in order to improve the characterization of the field and generate a more accurate model, where the field behavior predictions could be done in a more effective way. The deterministic acoustic inversion is a widely used technique, which yields a single result, inverting the seismic data available for acoustic parameters (P-impedance). Geostatistical acoustic inversion generates multiple models of reservoir properties (elastic, lithology and petrophysical parameters), all of them equally probable, leading to the possibility of quantifying the uncertainty surrounding the reservoir model being created. A maneira mais efetiva de se integrar o dado sísmico no processo de caracterização de reservatórios é por meio da geração de modelos de impedância derivados do processo de inversão sísmica. Neste trabalho foram comparados os resultados das inversões sísmicas determinística e geoestatística de um campo de petróleo, no intuito de melhorar a caracterização do campo e de gerar um modelo mais preciso, onde as previsões do comportamento do campo possam ser feitas de maneira mais efetiva. A inversão acústica determinística é uma técnica bastante utilizada, que gera um único resultado, invertendo o dado sísmico disponível para parâmetros acústicos (impedância P). Já a inversão acústica geoestatística gera múltiplos modelos de propriedades de reservatório (parâmetros acústicos, petrofísicos e litologia), todos equiprováveis, o que leva à possibilidade de se quantificar a incerteza em torno do modelo de reservatório que está sendo criado.

Submitted by Boris Flegr (boris@uerj.br) on 2021-01-05T15:33:33Z No. of bitstreams: 2 Dissertacao Katharine Sandler Klein pt 1.pdf: 2838021 bytes, checksum: 20777df7a380106911cfc2feed2b4b7b (MD5) Dissertacao Katharine Sandler Klein pt 2.pdf: 3640112 bytes, checksum: c1d02478b5e96fcb02855b5a10793880 (MD5) Made available in DSpace on 2021-01-05T15:33:33Z (GMT). No. of bitstreams: 2 Dissertacao Katharine Sandler Klein pt 1.pdf: 2838021 bytes, checksum: 20777df7a380106911cfc2feed2b4b7b (MD5) Dissertacao Katharine Sandler Klein pt 2.pdf: 3640112 bytes, checksum: c1d02478b5e96fcb02855b5a10793880 (MD5) Previous issue date: 2016-04-14 The present work aims to identify electrofacies based on profile profiles in the northeast area of the Peregrino field, Campos Basin, Brazil. This oil field is located of Cretaceous sandstones of the Carapebus Formation (Upper Cretaceous) deposited in great majority directly on the Gp. Macaé by gravitational flows (turbidity and debris) in distal marine environment. The characteristics of these sands vary substantially throughout the strike of the field, from hardened layers of clean sandstones with high porosity and permeability with thin layers and highly bioturbated. The material available was logging while drilling of eleven horizontal wells, wireline data and some laboratory analyzes, as well as production test data from an exploration well, were available for this work, EXP-1-RJS. Eight horizontal wells are in production, three of these horizontal wells were abandoned and the exploration well was drilled by Petrobras being the first well in the field. The workflow consisted in the identification and characterization of these electrofacies based on the profiles and calibrated with the data of profiling and laboratory of the exploratory well. Concluding possible geological models for the Peregino oil field O presente trabalho tem como objetivo identificar eletrofacies baseadas nos perfils deperfi lagens na área nordeste do campo de Peregrino, Bacia de Campos, Brasil.Este campo é composto por arenitos cretácicos da Formação Carapebus (Cretáceo Superior) depositados em grande maioria diretamente sobre o Gp. Macaé por fluxos de gravitacionais (turbidez e detritos) em ambiente marinho distal. As caracteristicas destas areias variam substancialmente ao longo do strike do campo, desde camadas decamétricas de arenitos limpos com alta porosidade e permeabilidade até regiões com camadas delgadas e altamente bioturbadas. Foram disponibilizados para este trabalho os dados de perfilagem durante a perfuração de onze poços horizontais, dados de perfilagem a cabo, dados de testemunho e algumas análises de laboratório, além dos dados de teste de produção de um poço de exploração EXP-1-RJS. Oito poços horizontais estão em produção, três destes poços horizontais foram abandonados e o poço de exploração foi perfurado pela Petrobras sendo o pioneiro no campo. O fluxo de trabalho consistiu na identificação e caracterização destas eletrofacies baseadas nos perfis e calibrados com os dados de perfilagem e laboratório do poço exploratório. Concluindo possíveis modelos geológicos para o campo de Peregrino

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-19T20:06:11Z No. of bitstreams: 1 LOUIS DOSTOIEVSKY GOMES TABOSA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2016.pdf: 50198999 bytes, checksum: 7f83d1805af66a602bbb6f4676a86192 (MD5) Made available in DSpace on 2018-04-19T20:06:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LOUIS DOSTOIEVSKY GOMES TABOSA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2016.pdf: 50198999 bytes, checksum: 7f83d1805af66a602bbb6f4676a86192 (MD5) Previous issue date: 2016-04-04 Capes Neste trabalho são obtidas e analisadas propriedades petrofísicas e elásticas de amostras de rochas oriundas da Bacia do Rio do Peixe, através de ensaios laboratóriais e computacionais, obtendo-se informações sobre a densidade de grãos, a porosidade, a permeabilidade, as velocidades de propagação e os atributos de atenuação de ondas elásticas, estabelecendo-se correlações entre o comportamento viscoelástico e as propriedades faciológicas para aquela bacia. Compara-se, também, duas diferentes aproximações, no domínio da frequência, para a determinação do fator da qualidade Q (o qual corresponde a uma descrição quantitativa que sintetiza os complexos processos associados à atenuação): a razão espectral e o deslocamento de frequência. As análises mostram boa correlação das velocidades elásticas com a porosidade e a densidade, resultado da cimentação carbonática, amplamente presente em muitas áreas da Bacia. Já os fatores de qualidade obtidos não correlacionam-se fortemente, de modo fundamentado, às outras propriedades medidas, sendo mais influenciados pelas estruturas tectônicas presentes. Em geral observa-se um comportamento viscoelástico particular, atribuído à complexidade estrutural e diagenética da Bacia. In this work petrophysical and elastic properties of rocks from the rio do Peixe Basin - Brazil - were obtained and analyzed throught laboratory and computacional assays, providing information about grain density, porosity, permeability, velocity and attenuation attributes from elastic waves. Correlations were established between the viscoelastic behavior and the facies units. Moreover, two different methods to determine the quality factor Q (which corresponds to a quantitative description of complex process associated to wave attenuation) in the frequency domain were compared: the spectral ratio and the frequency shift methods. The analysis show good correlacion of the elastic velocities with porosity and, also, with the density, which results from carbonatic cementation, extensively present in the Basin. The quality factors does not correlate strongly with other measured properties. Those are more affected by tectonic structures. In general, a particular viscoelastic, behavior is observed, witch is atributted to the diagenetic and structural complexity of the Basin.

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-17T23:55:41Z No. of bitstreams: 1 KARINA FELÍCIA FISCHER LIMA SANTIAGO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2015.pdf: 11955651 bytes, checksum: ed2b0ddfd6604f59ef01965e640d37ac (MD5) Made available in DSpace on 2018-04-17T23:55:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 KARINA FELÍCIA FISCHER LIMA SANTIAGO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2015.pdf: 11955651 bytes, checksum: ed2b0ddfd6604f59ef01965e640d37ac (MD5) Previous issue date: 2015-08-26 Capes Neste trabalho estudam-se as propriedades físicas e mecânicas das rochas da Bacia do Rio do Peixe (BRP), provenientes do furo estratigráfico 1-BSB01-PB. Esta bacia, localizada no extremo oeste do estado da Paraíba, tem se tornado alvo de estudos exploratórios, face à ocorrência de óleo próximo a superfície, à NW da cidade de Sousa. Em sua caracterização faciológica, identificam-se cinco fácies sedimentares: calcilutito vermelho, calcilutito cinza, arenito, folhelho negro e marga. Por meio de ensaios de propagação de ondas sísmicas, experimentos de petrofísica básica, e ensaios mecânicos de compressão uniaxial com o martelo de Schmidt, determinam-se para as amostras de rochas da BRP, a porosidade, as densidades total e de grão, as velocidades sísmicas, a resistência mecânica e as constantes elásticas estáticas e dinâmicas, destacando-se o módulo de Young. Os resultados obtidos mostram que as rochas em estudo apresentam valores de porosidade entre 0,5 e 20%, resistência à compressão uniaxial de 18 a 93 MPa, módulos de Young dinâmicos entre 9 a 58 GPa, desde 1,1 até 6 vezes maiores que os correspondentes módulos estáticos. As correlações observadas para as diferentes propriedades físicas e mecânicas mostram-se fortemente influenciadas por características como presença de material carbonático, matéria orgânica, óleo e estruturas sedimentares e tectônicas, evidenciando a complexidade das rochas analisadas. In this paper, studies on physical and mechanical properties of rocks from the stratigraphic hole 1-BSB01-PB, in the Rio do Peixe Basin (BRP), are performed. This basin, located in the far west of the state of Paraíba, has become the subject of exploration studies due to the occurrence of oil near the surface, in the NW of Sousa city. In his facies characterization is possible to identify five sedimentary facies: red calcilutite, gray calcilutite, sandstone, black shale and marl. From seismic wave propagation tests, experiments of basic petrophysics, mechanical tests on uniaxial compressive with Schmidt’s hammer, are determined for samples of BRP rocks the porosity, the bulk and grain densities, the seismic velocities, the mechanical strength and the static and dynamic elastic constants, highlighting the Young's modulus. The results obtained show that the studied rocks have porosity values between 0.5 and 20%, uniaxial compressive strength from 18 to 93 MPa, dynamic Young's modulus between 9 and 58 GPa, from 1,1 to 6 times greater than the corresponding static modules Correlations observed for the different physical and mechanical properties shows strongly influences by characteristics such as the presence of carbonate material, organic material, oil and sedimentary and tectonic structure, showing the complexity of the analyzed rocks.

Submitted by Dilene Paulo (dilene.fatima@ufcg.edu.br) on 2018-01-24T13:34:29Z No. of bitstreams: 1 ADRIANA LEMOS PORTO – TESE PPGEP 2015.pdf: 5478904 bytes, checksum: 538eff3a93037a4df0264df4891930d1 (MD5) Made available in DSpace on 2018-01-24T13:34:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ADRIANA LEMOS PORTO – TESE PPGEP 2015.pdf: 5478904 bytes, checksum: 538eff3a93037a4df0264df4891930d1 (MD5) Previous issue date: 2015-08-25 CNPq Uma técnica inovadora atualmente em desenvolvimento é a construção de modelos digitais a partir de um conjunto de imagens de tomografia de raios-X de alta resolução adquiridas em amostras de rocha. Essa técnica permite definir a geometria 3D do espaço poroso e dos grãos minerais, bem como o reconhecimento dos minerais presentes na rocha. O objetivo desta pesquisa é estimar as propriedades petrofísicas (distribuição granulométrica, composição mineral, porosidade, permeabilidade e velocidade de propagação da onda P) de rochas sedimentares a partir de imagens de microtomografia de raios-X. Neste trabalho são analisadas cinco amostras de arenito (A4, A7, A9, AM10H e AM14V), uma de folhelho (F9), uma de calcário (carbonato Rosário) e duas de Tufa carbonática (Tufa CR e Tufa FG). Quantificou-se a proporção de finos presentes nas amostras, cuja precisão foi dependente da resolução das imagens analisadas. Neste trabalho propõe-se um novo método para a análise da composição mineral a partir de imagens microtomográficas. Os resultados alcançados para a simulação da composição mineral indicam que as amostras de arenito possuem aproximadamente a mesma composição mineral, a amostra de folhelho apresenta uma composição essencialmente silto-argilosa, e que as amostras carbonáticas são formadas essencialmente por calcita e dolomita. De um modo geral, os resultados de DRX confirmaram a composição mineral indicada pela microtomografia. Verificou-se uma relação aproximadamente linear entre os valores de porosidade medidos nos plugues e aqueles determinados por simulação das imagens microtomográficas. A permeabilidade estimada apresentou valores compatíveis com as permeabilidades medidas em laboratório, exceto para a amostra de folhelho e para a amostra de Tufa CR. Para o caso de amostras que possuem uma composição aproximadamente monominerálica, a simulação da onda acústica apresentou excelentes resultados quando comparados com as velocidades fisicamente medidas. Já para o caso das amostras de rocha que apresentam composição multiminerálica, a geração do modelo não considerou as diferentes fases que compõem a matriz mineral, resultando em velocidades simuladas muito acima das velocidades medidas. An innovative technique currently under development is the construction of digital templates from a set of X-ray tomography, high-resolution images acquired in rock samples. This technique allows to define the 3D geometry of the pore space and mineral grains, as well as recognition of the minerals present in the rock. The objective of this research is to estimate the petrophysical properties (grain size distribution, mineral composition, porosity, permeability and P wave velocity) of sedimentary rocks from microtomography X-ray images. This work analyzed five samples of sandstone (A4, A7, A9, AM10H and AM14V), one of shale (F9), another of limestone (Carbonato Rosário) and two samples of carbonatic Tufa (Tufa CR and Tufa FG). Regarding the particle size distribution is possible to quantify the proportion of fines present in the samples, but such concentrations may be changed according to the resolution of the images analyzed. In this work we propose a new method for the analysis of mineral composition from microCT images. The results obtained for the simulations indicate that the mineral composition of the sandstone samples have approximately the same mineral composition, with different proportions of quartz and clay. Shale sample has an essentially clay composition and the carbonate samples are essentially formed by calcite and dolomite. DRX analyses have proved the mineral composition indicated by microCT analysis. In general, it is observed an approximately linear relationship between porosity values measured in the plugs and those determined by simulation of microCT images. The numerical simulation resulted in values of permeability compatible with permeabilities measured in the laboratory, except for the shale sample and for the Tufa CR sample. For the case of samples having an approximately monomineralic composition, acoustic velocity simulations showed excellent results compared with the physically measured velocities. But for the case of multimineralic rock samples the model generation not considered the different phases making up the mineral matrix, which resulted in simulated velocities far above the measured velocities.

Submitted by Boris Flegr (boris@uerj.br) on 2021-01-05T15:35:23Z No. of bitstreams: 4 Dissertacao Siana - pt 1.pdf: 2301887 bytes, checksum: 127468b7c6c2f07ec08bcb9ed8f57add (MD5) Dissertacao Siana - pt 2.pdf: 3392545 bytes, checksum: 265bd2d91a3c9fb2e24b413e118a8162 (MD5) Dissertacao Siana - pt 3.pdf: 2076618 bytes, checksum: 5b31988f49aa81e72fffa5bb7a097a17 (MD5) Dissertacao Siana - pt 4.pdf: 1902829 bytes, checksum: a6b0ca9a54d5f602dc42fb436df78e93 (MD5) Made available in DSpace on 2021-01-05T15:35:23Z (GMT). No. of bitstreams: 4 Dissertacao Siana - pt 1.pdf: 2301887 bytes, checksum: 127468b7c6c2f07ec08bcb9ed8f57add (MD5) Dissertacao Siana - pt 2.pdf: 3392545 bytes, checksum: 265bd2d91a3c9fb2e24b413e118a8162 (MD5) Dissertacao Siana - pt 3.pdf: 2076618 bytes, checksum: 5b31988f49aa81e72fffa5bb7a097a17 (MD5) Dissertacao Siana - pt 4.pdf: 1902829 bytes, checksum: a6b0ca9a54d5f602dc42fb436df78e93 (MD5) Previous issue date: 2015-03-16 The Devonian black shale of Barreirinha formation is characterized by high radioactivity in the basal portion, large areal extension, thickness and depth of burial variable which ranges from exposure to surface to depth greater than 3000 m. This formation contains the main source rocks of conventional petroleum system of the Amazonas Basin, and recently were considered promising unconventional gas plays. Shales are generally characterized by a closed die, which makes them relatively impervious for gas flow unless fracturing occur, and depending on their geological and geochemical characteristics they might behave as a self contained Petroleum System, acting as both source rock and as a gas reservoir (Shale gas reservoir). Thus, the thermogenic or biogenic gas generated can be stored in shale rich in organic matter in free form, adsorbed or dissolved state. In contrast to conventional petroleum systems, Shale Gas reservoirs, have trapping mechanisms and unique storage, requiring the use of specific assessment techniques. However, prolific shale can usually be recognized based on some basic parameters: geological and sedimentary architecture, geochemical and petrophysical properties and mineralogical composition. Given the lack of descriptive research, about the exploration potential of the Barreirinha formation s shale, this dissertation aims to introduce a methodology of identification of intervals that could be potential shale gas reservoirs. Starting with a regional research about the geological and sedimentary context, followed by a comprehensive review focusing on the geochemical characteristics, petrophysical and lithofacies based on the integration of the parameters obtained by well log, geochemical analysis and application of Sequence Stratigraphy concepts. Os folhelhos pretos devonianos da Formação Barreirinha caracterizam se pela alta radioatividade na porção basal, grande extensão areal, espessura e profundidade de soterramento variável que vão de exposição na superfície até mais de 3000 m. Eles são as principais rochas geradoras do sistema petrolífero convencional da Bacia do Amazonas, e recentemente foram consideradas como promissores plays de gás não convencional. Folhelhos são geralmente caracterizados por uma matriz fechada, que faz com que sejam relativamente impermeáveis em relação ao fluxo de gás, a menos que ocorram fraturas, e dependendo das suas características geológicas e geoquímicas podem funcionar com um Sistema Petrolífero autossuficiente, atuando tanto como rocha fonte, quanto como reservatório de gás (reservatório Shale Gas). Assim, o gás natural termogênico ou biogênico gerado pode ser armazenado em folhelhos ricos em matéria orgânica na forma livre, adsorvida, ou em estado dissolvido. Em contraste com os sistemas petrolíferos convencionais, reservatórios Shale Gas, possuem mecanismos de aprisionamento e armazenamento únicos, sendo necessária a utilização de técnicas de avaliações específicas. No entanto, folhelhos prolíficos geralmente podem ser reconhecidos a partir de alguns parâmetros básicos: arquitetura geológica e sedimentar, propriedades geoquímicas e petrofísicas e composição mineralógica. Tendo em vista a carência de pesquisas de caráter descritivo, com cunho exploratório dos folhelhos geradores da Formação Barreirinha, esta dissertação tem como objetivo introduzir uma metodologia de identificação de intervalos de folhelho gerador com potencial para reservatório Shale Gas. Começando com uma investigação regional sobre o contexto geológico e sedimentar, seguido de uma avaliação abrangente enfocando as características geoquímicas, petrofísicas e litofácies dos folhelhos a partir da integração de parâmetros obtidos de perfis geofísicos de poço, análises geoquímicas e aplicação dos conceitos de Estratigrafia de Sequencia.

Orientadores: Alexandre Campane Vidal, Alexandre Xavier Falcão Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A caracterização de reservatórios é fundamental na construção do modelo geológico para a produção do campo. O melhoramento de técnicas matemáticas, que auxiliam a interpretação geológica, influencia diretamente o plano de desenvolvimento e gerenciamento dos poços. Nesse sentido, este trabalho utiliza uma aplicação inédita na caracterização de reservatórios da técnica de Transformada Imagem Floresta (Image Foresting Transform - IFT) em segmentação de imagens de rocha para a análise petrofísica. A técnica interpreta a imagem como um grafo, onde os pixels são os nós e os arcos são definidos por uma relação de adjacência entre os pixels. O custo de um caminho no grafo é determinado por uma função que depende das propriedades locais da imagem. As raízes da floresta surgem de um conjunto de pixels escolhidos como sementes e a IFT atribui um caminho de custo mínimo das sementes a cada pixel da imagem para gerar uma Floresta de Caminhos Ótimos (Optimum-Path Forest - OPF). Com isso, nas imagens de lâminas de arenito, os grãos são segmentados em relação ao poro e os grãos em contato são separados entre si. Com os resultados obtidos é possível o estudo da morfologia dos grãos e porosidade da amostra. O método consiste de dois processos principais, um totalmente automático para segmentar a imagem e outro que utiliza uma interface gráfica para permitir correções dos erros de classificação gerados pelo processo automático. A acurácia é medida comparando a imagem corrigida por interação do usuário com a segmentada automaticamente. Outra aplicação inédita apresentada no trabalho é a utilização do classificador supervisionado baseado em OPF para a classificação de dados de perfilagem geofísica do campo de Namorado Abstract: The reservoir characterization is fundamental in the construction process of geological model for field production. The improvement of mathematical techniques that assist the geological interpretation, has a directly influence in the development plan and management of the wells. Accordingly, this study uses a novel application in reservoir characterization, Image Foresting Forest (IFT) technique to image segmentation of rock for petrophysical analysis. The IFT interprets an image as a graph, whose nodes are the image pixels, the arcs are defined by an adjacency relation between pixels, and the paths are valued by a connectivity function. The roots of forest are a set of pixels selected as seeds and the IFT assigns a minimum path-cost to each image pixel generation an Optimum-Path Forest (OPF). The result is a segmentation of grains from pore in sandstone thin section images and the separation of the touching grains automatically. This allows the study of grain morphology and sample porosity. The method consists of two major processes: first, a totally automatic image segmentation and second and user interaction to correct misclassified grains. The accuracy is computed comparing the corrected image by the user with the image segmented automatically. Another novel application presented in the work is the use of supervised classification based on OPF for classification of geophysical logging data from Campo de Namorado Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Sandro Guedes de Oliveira, Lúcia Duarte Dillon Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Física Gleb Wataghin Resumo: O principal propósito dessa dissertação é estudar modelos de meio efetivo de física de rochas que conecte as propriedades petrofísicas e as propriedades elásticas, assim como a sua aplicação na investigação dessas propriedades em rochas carbonáticas. Inicialmente será feita uma introdução a alguns modelos de física de rochas para meio efetivo, conhecidos como modelo de Voigt-Reuss-Hill, modelo de Kuster & Toksöz, modelo Diferencial de Meio Efetivo e relação de Gassmann, com objetivo de estabelecer os parâmetros que serão medidos e utilizados no desenvolver do trabalho. Após essa parte introdutória, baseado no modelo de Xu-Payne, foram realizadas uma série de análises de atributos geométricos, como a distribuição de tipos de poros, obtidas através de lâminas petrográficas com intuito de descrever a correlação entre as propriedades petrofísicas e elásticas e assim poder calibrar o modelo teórico utilizado na predição dessas propriedades. Dessa forma, o modelo calibrado passa a desempenhar um papel mais condizente com o sistema poroso da rocha permitindo uma melhor correlação entre os parâmetros elásticos e petrofísicos. Os resultados obtidos mostram que a utilização da informação de lâminas petrográficas, na parametrização do modelo, torna o método mais robusto na predição e conexão das propriedades elásticas e petrofísicas de rochas carbonáticas, tornando confiável a mudança de escala rocha-perfil, bem como possibilitando a predição qualitativa de propriedade permo-porosas a partir da velocidade da rocha Abstract: The main purpose of this dissertation is to study rock physics effective models that connect the petrophysics and elastic properties as well as its application on the investigation of these properties on carbonate rocks. Firstly, we make an introduction to some rock physics of effective models as: Voig-Reuss-Hill, Kuster&Toksöz, Differential Effective Medium, Gassmann¿s Relation, aiming at establishing the parameters that will be measured and used latter. After this introductory part and based on the Xu-Payne model, several geometric factors analysis was done like pore types distribution, obtained by thin sections, with the intention of describing the correlation between the petrophysics and elastic properties. In this way, the model becomes more compatible with the rock porous medium, allowing a better correlation between the petrophysics and elastic parameters. Our results show that using the thin section information on the model parametrization, the predictability and connectivity of petrophysics and elastic properties applied to carbonate rocks become more robust, making trustable the upscale rock-well log and also enabling the permo-porosity properties prediction, in a qualitative way, through the velocity measurements Mestrado Física Mestra em Física

Este trabalho apresenta e discute medidas de condutividade térmica (λ) em rochas silicáticas cristalinas e sua correlação com aspectos petrográficos e texturais, com maior ênfase para as rochas graníticas. O intuito é demonstrar as relações destas variáveis tentando elucidar o comportamento da transferência de calor em rochas. Os resultados demonstraram haver boas correlações com o teor de quartzo e os minerais máficos. A correlação linear entre a mineralogia e a condutividade térmica revelou uma relação positiva do aumento de λ em função do aumento da percentagem de quartzo e diminuição com o aumento de minerais máficos. A relação do quartzo fica mais evidente quando são comparados os conjuntos de amostras com > 20% e < 20%. O conjunto com mais de 20% de quartzo exibe, em sua grande maioria, valores de λ que variam acima de 2,5 W/mK, já o conjunto com menos de 20% tem valores médios de λ abaixo de 2,5 W/mK. Quanto aos aspectos texturais verificou-se que os litotipos considerados grossos/porfiríticos demonstraram, no conjunto geral, melhores correlações entre λ e o conteúdo de quartzo quando comparados com os litotipos considerados finos/médios. Dessa forma, nossos resultados mostram que existe uma relação estreita entre parâmetros físicos (condutividade térmica, por exemplo) e petrográficos (mineralógicos e texturais) na caracterização petrofísica de rochas. This work focuses on rock thermal conductivity (λ) and its correlation with petrographic and textural aspects especially in granitic rocks. We demonstrate the role of these variables in order to shed some light in the behavior of conductive heat transfer in rocks. Our results demonstrate clear correlation between λ and abundance of quartz and mafic minerals. We show that there is a positive linear correlation between λ and quartz content. On the other hand, we show there a decrease on λ with mafic minerals increase. We found that the relation between λ and quartz content may be divided into two sets. The first set are mostly comprised of samples with more than 20% of quartz exhibiting systematically larger λ values ranging from 2,5 W/mK; the second set comprising samples with less than 20% quartz content have an average λ below 2,5 W/mK. Regarding textural aspects, we verified that rocks considered thick/porphyry textures generally showed better correlations between λ and mineral content (quartz) when compared to rocks considered thin/medium. Therefore, our results clearly indicate that the associated usage of petrophysical measurements such as λ with petrographic and textural information can be used to characterize rocks.

Artificial Neural Networks are mathematical and computational devices which try to simulate some behaviors of biological neural networks. In the beginning of this work, we present a review about neural networks, showing an application of a Multi-Layered Perceptron for the estimative of petrophysical parameters. After that, we made an analytical and numerical study of the behavior of a neural network based on the Hopfield model on which we introduced in the system’s dynamics a parameter that acts as a field to simulate the effect of a persistent stimulus that privileges a stored pattern in the network. For the Hopfield’s model in the presence of this field, we present a review of the field’s effect in the model with dilution and asymmetry on the synaptic connections. After that, using a mean Field approximation, we have got a set of equations for the order parameters m and q in function of the parameters h (that simulates the persistent stimulus field),”alpha” (network’s storage capacity) and T (thermal noise), for the model on a fully connected network and symmetric connections. We analyze the recognition and storage capacity properties of the network, resulting on the phase diagram “alpha” x T for the model, showing the dependence of the recognition transition on the value of h. For the deterministic case (T = 0), we perform numerical simulations, where we develop and improve a computational algorithm using the multi-spin coding technique. Our simulation results show a good agreement with the analytical ones. All the results indicate na increase of the recognition capacity when increasing the h parameter, which controls the intensity of the stimulus field. CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior As redes neurais artificiais (RNAs) são dispositivos matemáticos e computacionais, que procuram simular alguns dos comportamentos das redes neurais biológicas. Neste trabalho, primeiramente apresentamos uma visão geral sobre as redes neurais, mostrando uma aplicação de uma rede do tipo perceptron de múltiplas camadas para a estimativa de parâmetros petrofísicos. Em seguida, estudamos analiticamente e através de simulações numéricas, o comportamento do modelo de Hopfield para em seguida introduzir na dinâmica do sistema um campo que simula o efeito de um estímulo persistente que privilegia determinado padrão armazenado na rede. Para o modelo de Hopfiled na presença deste campo, primeiramente apresentamos uma visão geral do efeito do campo na presença de assimetria e diluição nas conexões sinápticas. Em seguida, utilizando uma aproximação de campo médio, obtivemos um conjunto de equações acopladas para os parâmetros de ordem m e q em função dos parâmetros h (que simula o estímulo persistente), “alfa” (capacidade de armazenamento da rede) e T (ruído estocástico), para o modelo numa rede completamente conectada e com conexões simétricas. Analisamos as propriedades da rede quanto `a habilidade de reconhecimento e capacidade de armazenamento, obtendo o diagrama de fases “alfa” xT para o modelo mostrando a dependência das transições com o valor de h. Para o caso determinístico (T = 0), realizamos simulações numéricas, onde desenvolvemos e aprimoramos um algoritmo computacional utilizando a técnica de multi-spin coding, e mostramos a boa concordância apresentada pelos resultados quando comparados aos resultados obtidos analiticamente. Todos os resultados apontam para um crescimento da capacidade de reconhecimento com o aumento do parâmetro h que controla a intensidade do estímulo persistente.

Nos trabalhos de estimativa de reservas de petróleo, geralmente, assume-se que a variável aleatória porosidade do reservatório se distribui de acordo com o modelo Gaussiano. Desse modo, assume-se que o valor esperado da distribuição pode ser estimado por meio da média aritmética dos valores de porosidade obtidos a partir de análises de perfilagens e plugs em nível de poço. Isso implica que a distribuição Gaussiana é a melhor escolha para a modelagem dos dados dessa variável, mas nem sempre essa premissa é verdadeira. Nesse trabalho, ao se utilizarem dados reais de porosidade de uma camada de rocha reservatório do poço 3-NA-002-RJS da bacia de Campos, mostra-se que a distribuição logística é a que melhor se ajusta aos dados amostrais. Em tais casos, como ilustra a análise numérica, pode-se cometer erros significativos ao selecionar a média aritmética amostral como sendo o estimador da média populacional. Os resultados apontam que o uso inadequado do tipo de distribuição pode gerar impactos significativos nas estimativas das reservas recuperáveis, observando-se que a média aritmética tende a subestimar o P90 e a superavaliar o P10. In many papers dealing with estimation of oil reserves, engineers usually assume that well porosity can be modeled as a Gaussian distribution, that is, under this assumption the expected value of porosity can be estimated from the average porosity values from well log and petrophysical data. But, other distributions can be used to model local porosity when Gaussian distribution cannot fit sample data. In this paper, using actual porosity data of a 3-NA-002-RJS well from the Campos Basin, it is shown that for a selected interval, the logistic distribution fits the data better than other distributions and its expected value should be used to estimate the well porosities of the entire population. In such cases, as numerical analysis shows, using arithmetic mean instead of expected value may give rise to errors. The data shows that using an average as porosity estimator will overestimate the P90 and underestimate the P10 estimates.