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Orientadores: Alexandre Campane Vidal, Emilson Pereira Leite Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Esta tese propõe a utilização de técnicas de aprendizagem de máquina bio-inspiradas, descrita em seis artigos, que visam a identificação e classificação de rochas reservatório, a partir da análise de perfis de poços, dados sísmicos e imagens de rochas. O primeiro capítulo descreve a seleção de variáveis utilizadas para treinamento hierárquico do método SOM (Mapa Auto-Organizável) na classificação de eletrofácies carbonáticas, aumentando o desempenho da técnica em 16%. No segundo capítulo, dados de perfis de porosidade neutrão são estimados em escala sísmica com a combinação de redes neurais MLP (Perceptrons de Múltiplas Camadas) e GA (Algoritmo Genético). Através do resultado obtido e do mapa de distribuição de fácies, calculado a partir do capítulo 1, é possível interpretar feições geológicas que corroboram com descrições prévias do campo, validando a técnica. No capítulo 3 é apresentado um workflow para identificação de lugares estratégicos para perfuração de poços em um campo turbidítico. Com este propósito, SOM é aplicado para predição de eletrofácies com descrição de qualidade de reservatório, que posteriormente são extrapoladas em 3D através da combinação de atributos sísmicos, assim como valores de porosidade. São gerados mapas de espessura de fácies e de probabilidade de porosidade acima de 12% que revelam duas regiões alvos de exploração. No capítulo 4 a porosidade de cinco amostras de coquinas, provenientes do Morro do Chaves, é definida com SOM, a partir de CT (tomografia computadorizada), para as quais conclui-se que quanto maior o tamanho do poro e a heterogeneidade da distribuição, menor seus valores de permo-porosidade e maior o REV (volume elementar representativo), não apresentando correlação com o tipo de porosidade da rocha, salvo o caso de porosidade vugular conectada. O 5º capítulo descreve a análise petrofísica e petrológica de um bloco de travertino italiano de 21,2 ton, no qual imagens RGB e valores de permeabilidade são correlacionados com MLP. Os valores de permo-porosidade e concentração de K, Th e U apresentam gradiente que diminui em direção ao topo, associados na base às feições arbustivas bem desenvolvidas e camadas espessas irregulares que apresentam porosidade vugular e fenestral, ausentes no topo, caracterizado por camadas plano paralelas. No 6º capítulo a alta heterogeneidade da permeabilidade das rochas análogas do pré-sal é demonstrada a partir da correlação de imagens de scanner e CT de uma amostra de coquina com MLP, em que características de bom reservatório a reservatório ruim foram apresentadas em 12 cm de espessura de amostra. Desta forma, a tese prova a hipótese de que as técnicas de aprendizagem de máquina podem ser utilizadas para caracterização de reservatórios turbidíticos e carbonáticos respeitando suas heterogeneidades na geração de modelos geológicos robustos e realistas a partir da correlação não linear de dados de diferentes escalas Abstract: This thesis purposes the use of bio-inspired machine learning techniques, described in six articles, for reservoir characterization, based on the analysis of well logs, seismic data and rock images. In the 1º chapter, the classification of carbonate electrofacies is calculated by SOM (Self-Organizing Map), in a hierarchical way that increases in 16% its performance. In the 2º chapter, neutron porosity well log data is estimated at seismic scale by the neural networks MLP (Multilayer Perceptrons) and GA (Genetic Algorithm). Through this result and facies distribution map, calculated from chapter one, it is possible to interpret geological features that corroborate with previous descriptions, validating the technique. In chapter 3, we present a workflow to identify strategic places for drilling of wells in a sand field. For this purpose, SOM is used to predict electrofacies, which are extrapolated in 3D combining seismic attributes. The same process is applied to porosity values, which allowed the calculation of thickness maps of facies and porosity probability above 12%, revealing two operating regions. Chapter 4 shows the pore definition of CT (computed tomography data) by SOM using five coquinas samples from the Morro do Chaves. In this work we demonstrate that the larger pore size and heterogeneity of the distribution, the smaller their values of permeability and porosity, and larger the REV (representative elementary volume), which do not show correlation with the type of rock porosity, except if they are touching vugs. The 5th chapter describes the petrophysical and petrological analysis of an Italian travertine block with 21.2 ton, in which RGB images and permeability values are correlated by MLP. The distribution of permeability, porosity, and concentration of K, Th and U show a gradient that decreases toward the top, associated with well-developed shrub features and irregular thick layers with vugs, which are missing in the top, characterized by parallel layers. In the 6th chapter the prediction of permeability is determined in 2D and 3D for a sample of coquina through scanner and CT images highlighting the high heterogeneity of the analogous rocks of pre-salt through a 12 cm thick sample that shows characteristics from good reservoir to bad reservoir. Thus, this thesis proves the hypothesis that machine learning techniques can be used to characterize sand and carbonate reservoirs, respecting their heterogeneity and generating robust and realistic geologic models by nonlinear correlation of data at different scales Doutorado Geologia e Recursos Naturais Doutora em Ciências CAPES

Orientador: Alexandre Campane Vidal Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: A caracterização de reservatórios carbonáticos é um trabalho complexo devido a alta heterogeneidade dessas rochas. Com as recentes descobertas dos reservatórios barremianos/aptianos pertencentes a fase rifte da Bacia de Santos, observa-se a importância de novos estudos que auxiliem a interpretação e caracterização destes reservatórios. Com este propósito, foram estudadas sucessões carbonáticas aflorantes da Formação Morro do Chaves, Bacia de Sergipe-Alagoas, análogas aos reservatórios da Bacia de Santos. A caracterização destas rochas foi realizada através do estudo de afloramentos para avaliar aspectos de escala mais ampla e descrição petrográfica para identificação de características em micro-escala, visando a identificação das potenciais fácies reservatório com base nos dados petrofísicos. O espaço poroso foi caracterizado utilizando imagens de tomografia computadorizada de raios-x, determinando a heterogeneidade, anisotropia e volume elementar representativo das amostras. Para a utilização dos dados de tomografia, é proposto um novo método de segmentação de imagens tridimensionais baseado na rede neural de Self-Organizing Maps. A partir dos resultados, foram determinados o valor da porosidade absoluta e conectividade do espaço poroso, validando o método como uma ferramenta consistente para a análise quantitativa e qualitativa do espaço poroso em rochas heterogêneas Abstract: The carbonate reservoir characterization is a complex activity due to the high heterogeneity of these rocks. The recent Barremian/Aptian reservoirs discoveries belonging to the rift phase of the Santos Basin, shows the importance of further studies to assist the reservoirs interpretation and characterization. For this purpose, outcropping carbonate successions of Morro do Chaves Formation in Sergipe-Alagoas Basin were studied, analogous to Santos Basin reservoirs. The rock characterization was developed through the study of outcrops to evaluate aspects of larger scale and petrographic description to assess micro-scale characteristics in order to identify of potential reservoir facies based on petrophysical data. The pore space was characterized using x-ray computed tomography images, determining the heterogeneity, anisotropy and representative elementary volume of the samples. For the tomography data, a new method is proposed for three-dimensional image segmentation based on neural network Self-Organizing Maps. From the results, we determined the absolute value of porosity and pore space connectivity, validating the method as a consistent tool for quantitative and qualitative analysis of the pore space in heterogeneous rocks Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestra em Geociências

Orientador: Alexandre Campane Vidal Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Coquina é um termo utilizado para referir rochas sedimentares compostas principalmente por conchas e seus fragmentos. Esse tipo de rocha pode apresentar como matriz grãos carbonáticos ou siliciclásticos resultando em uma diversa combinação de seus componentes texturais. Sabe-se que as condições do ambiente de sedimentação e alterações diagenéticas influenciam diretamente na preservação ou modificação de grãos carbonáticos resultando em uma grande heterogeneidade textural, afetando diretamente na preservação ou não do sistema poroso e consequentemente influenciando na permeabilidade. O estudo apresentado tem como objetivo a interpretação do sistema deposicional para diferentes tipos de acumulações de coquinas depositadas durante a fase rifte nas bacias de Sergipe-Alagoas e Santos compreendendo as Formações Morro do Chaves e Itapema, e qual a sua relação com a porosidade e permeabilidade. Através das características tafonômicas, que estão diretamente ligadas ao estado de preservação, empacotamento e orientação das conchas, essas rochas foram classificadas como tafofácies de alta e baixa energia e interpretadas dentro de um modelo deposicional. Para a classificação da porosidade foram utilizados dos seguintes métodos: i) o uso de lâmina delgada de rocha, ii) análise de tomografia de raio-x de testemunho de rocha, iii) análise de tomografia de alta resolução de plugues de rochas e iv) análise de ressonância magnética nuclear (RMN). Com esse tipo de dado foi possível segmentar o sistema poroso e dividi-lo de acordo com: a) tafofácies com predominância de poros primários, b) tafofácies com valores equivalentes de poros primários e secundários e 3) tafofácies com poros predominantemente secundários. Como resultado, observa-se que tafofácies de alta energia apresentam em maior quantidade a porosidade primária preservada devido aos processos de remoção de material fino associados a processos de retrabalhamento e seleção, enquanto que nas fácies de baixa energia, onde esses processos apresentam menor intensidade, o sistema poroso se dá principalmente pela atuação da diagênese criando uma diversidade de poros secundários como móldicos e vugulares. Com relação à permeabilidade as tafofácies de alta energia apresentam os valores mais altos, geralmente acima de 150 milliDarcy (mD) pois os poros apresentam boa conectividade devido a preservação de poros primários assim como a criação de canais, favorecendo a movimentação de fluidos. As tafofácies de baixa energia apresentam valores inferiores de permeabilidade, geralmente próximos a 150 mD devido ocorrência de poros isolados, normalmente vugulares e móldicos como também da ocorrência de microporosidade. Coquinas depositadas em ambientes com alto grau de seleção, quando favorecidas pela diagênese, representam as melhores qualidades de rochas reservatórios enquanto que as de baixo grau de seleção apesar de apresentar bons resultados de porosidade, possuem os menores valores para a permeabilidade Abstract: Coquina is a term used to sedimentary rocks composed mainly by shells and their fragments. This type of rock can have carbonate or siliciclastic grains as matrix, resulting in a diverse combination of its textural components. It is known that the conditions of the sedimentation environment and diagenetic process directly influence the preservation or modification of carbonate grains resulting in a great textural heterogeneity, directly affecting the preservation or not of the porous system and consequently influencing the permeability. The present study aims to interpret the depositional system for different types of coquina accumulations deposited during the rift phase in the Sergipe-Alagoas and Santos basins, comprising the Morro do Chaves and Itapema Formations, and what is their relation with porosity and permeability. Through the taphonomic characteristics, which are directly linked to the state of preservation, packaging and orientation of the shells, these rocks were classified as high and low energy taphofacies and interpreted within a depositional model. To porosity classification, the following methods were used: i) the use of thin sections, ii) x-ray tomography analysis from cores, iii) high resolution tomography from plugs and iv) nuclear magnetic resonance analysis (NMR). Through this data it was possible to segment the porous system and divide it according to: a) taphofacies with predominance of primary pores, b) taphofacies with equivalent values of primary and secondary pores and 3) tapfofacies with predominantly secondary pores. As a result, it is observed that high energy taphofacies present the preserved primary porosity due to the removal of thinner grains, and associated with rework and selection processes. In the low energy facies, where the reworking processes is not effective, the porous system occurs mainly through the action of diagenesis that creates a diversity of secondary pores such as moldic and vugular. Regarding the permeability, the high energy taphofacies have the highest values, usually above 150 milliDarcy (mD) because the pores present good connectivity due to the preservation of primary pores as well as the creation of channels, favoring the fluid movement. Low-energy taphofacies have lower permeability values, usually bellow 150 mD due to the occurrence of isolated pores, vugular and moldic, as well as the occurrence of microporosity. Coquinas deposited in environments with high energy and high sorting degree, when favored by diagenesis, represent the best qualities of reservoir rocks while those of low degree of sorting, despite presenting good porosity results, have the lowest values for permeability Doutorado Geologia e Recursos Naturais Doutor em Ciências CNPQ 1579147

Orientador: Alexandre Campane Vidal Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências Resumo: O interesse nos estudos de reservatórios carbonáticos se deve as grandes reservas de hidrocarbonetos armazenadas nestas rochas. Reservatórios carbonáticos são altamente heterogêneos e complexos devido às características deposicionais e diagenéticas, que afetam a distribuição de porosidade e permeabilidade, tornando sua avaliação uma tarefa difícil. Compreender as diferentes escalas de heterogeneidades que ocorrem nessas rochas é um dos grandes desafios na caracterização dos reservatórios carbonáticos. A integração de dados em multiescala pode ser crítica para melhores resultados na avaliação de reservatórios. Os reservatórios carbonáticos do pós- e pré-sal representam prolíficos plays exploratórios distribuídos ao longo das bacias marginais brasileiras. Neste contexto, foi realizada uma análise de ciclicidade sedimentar e caracterização estrutural utilizando perfis de imagem acústica de poços em reservatórios carbonáticos do pós- e pré-sal das Bacias de Campos e Santos, SE Brasil. O padrão deposicional cíclico é uma característica comum dos carbonatos de águas rasas, marinhos ou lacustres. Entretanto, a detecção de padrões de ciclos sedimentares pode ser desafiadora devido à presença de eventos sobrepostos no registro geológico, que podem representar diferentes ordens de ciclicidade. Desta forma, foi proposto um método de análise espectral multiescala para auxiliar na detecção da ciclicidade sedimentar, utilizando dados de poço de um reservatório carbonático Albiano da Bacia de Campos. Primeiro, foi aplicado o variational mode decomposition (VMD) para decompor os perfis de raios gama em componentes distintos e, em seguida, foi gerado um cyclicity log a partir do mapeamento da frequência instantânea de um componente selecionado. Foram reconhecidas duas ordens hierárquicas de ciclicidade: ciclos de escala métrica, relacionados a variações locais, e ciclos mais espessos, associados a sequências deposicionais. Esses ciclos maiores apresentaram uma boa correlação lateral na área de estudo para as principais unidades estratigráficas. O método proposto também foi aplicado para auxiliar na análise da ciclicidade sedimentar de um reservatório carbonático do pré-sal da Bacia de Santos. Com base em perfis de raios gama espectral foram identificadas três ordens de ciclicidade na sucessão: alta, média e baixa frequência. Os ciclos de média frequência possibilitaram distinguir três sequências dentro do intervalo sag, indicando alternância de períodos úmidos e secos. Os ciclos de baixa frequência foram associados a duas unidades maiores, Sag Inferior e Superior, também reconhecidas em sísmica. Os ciclos de escala maior apresentaram boa correlação lateral e unidades estratigráficas definidas por esses ciclos mostraram bom controle na distribuição de porosidade e permeabilidade. Desta forma, a análise de ciclicidade é uma ferramenta valiosa para auxiliar na caracterização da evolução estratigráfica local e na predição da distribuição das propriedades de reservatório. Por fim, foi desenvolvida uma análise estrutural baseada em ferramentas de imagem acústica para o reservatório do pré-sal. Esta análise fornece informações estruturais sub-sísmicas relevantes, incluindo análise do mergulho (dip) estrutural, avaliação de fraturas e estimativa da orientação do stress local atual. Dentre as feições mais importantes dos reservatórios do pré-sal, foi investigado o padrão de distribuição das fraturas e vugs, que indicaram um controle estratigráfico. A partir de borehole breakouts e fraturas induzidas, a direção de tensão (stress) local foi estimada, bem como sua relação com a orientação das fraturas abertas, devido à importância significativa para o fluxo do fluido. Estes estudos integrados para a caracterização de reservatórios carbonáticos podem contribuir para melhorar a previsão da distribuição das propriedades do reservatório e fornecer condicionantes importantes à modelagem de reservatórios, o que pode reduzir as incertezas associadas à exploração e produção Abstract: The increasing research interest in carbonate reservoirs is related to the large hydrocarbon reserves hosted by these rocks. Carbonate reservoirs are highly heterogeneous and complex due to depositional and diagenetic characteristics, which affect the porosity and permeability distribution and make their evaluation a difficult task. To integrate the different scales of heterogeneities that occur in these rocks is one of the great challenges in the characterization of carbonate reservoirs. Integrating different approaches that address datasets across different scales may be critical for better results in reservoir evaluation. The post- and pre-salt carbonate reservoirs represent prolific exploratory plays distributed along the Brazilian marginal basins. In this context, we performed sedimentary cyclicity analysis and acoustic borehole image structural characterization in post- and pre-salt carbonate reservoirs from the Campos and Santos Basins, SE Brazil. The cyclic depositional pattern is a common feature of marine or lacustrine shallow-water carbonates. However, the detection of sedimentary cycle patterns can be challenging due to the presence of superimposed events in the geological record, which may represent different orders of cyclicity. In this way, we proposed a multiscale spectral analysis method to assist in the detection of the sedimentary cyclicity using well log data of an Albian carbonate reservoir from the Campos Basin. First, we applied the variational mode decomposition (VMD) to decompose the gamma-ray logs into distinct components and, then, we created a cyclicity log by mapping the instantaneous frequency of a selected component. We recognized two hierarchical orders of cyclicity embedded in the geological record: meter-scale cycles, related to local variations, and long-term cycles, associated with depositional sequences. These long-term cycles enabled us to establish a good lateral correlation of the main stratigraphic units across the area. The proposed method was also applied to assist in the sedimentary cyclicity analysis of a pre-salt carbonate reservoir from the Santos Basin. Based on spectral gamma-ray logs, we identified three orders of cyclicity in the succession: high-, medium-, and low-frequency cycles. The medium-frequency cycles enabled us to distinguish three main sequences within the sag interval, indicating humid vs. dry periods. The low-frequency cycles were associated with two major units, Lower and Upper Sag, which were also recognized in the seismic data. The long-term cycles presented good lateral correlation and the stratigraphic units defined by these cycles showed reasonable control in the distribution of porosity and permeability. Thus, the cyclicity analysis is a valuable tool to assist in the characterization of the local stratigraphic evolution and to predict the distribution of reservoir properties. In addition, we developed a structural analysis based on acoustic imaging tools for this pre-salt reservoir. This analysis provides key sub-seismic structural information, including structural dip analysis, fractures evaluation, and estimation of the present-day in-situ stress direction. Among the most important features of the pre-salt reservoir, we investigated the fractures and vugs distribution patterns, which indicated a stratigraphic control. From borehole breakouts and drilling-induce fractures, the in-situ stress direction was estimated, as well as its relationship with the orientation of the open fractures, due to the significant importance to fluid flow. These integrated studies for the characterization of carbonate reservoirs may contribute to improve the prediction of the reservoir properties distribution and provide valuable constraints to reservoir modeling, which may reduce uncertainties associated with exploration and production Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo CAPES 001

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

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

Orientador: Alexandre Campane Vidal Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: Importantes reservatórios do intervalo sub-sal das bacias da margem continental brasileira são compostos por carbonatos lacustres, depositados durante a abertura do oceano Atlântico, no Cretáceo. A alta heterogeneidade geológica e complexidade do espaço poroso destas rochas dificulta a definição das propriedades petrofísicas, essenciais para a caracterização dos reservatórios. O foco principal deste trabalho é o estudo petrofísico destas rochas visando a caracterização do sistema permo-poroso para diferentes tipos de rocha. Com este propósito, foram estudadas as rochas carbonáticas da Formação Morro do Chaves, Bacia de Sergipe-Alagoas, e da Formação Barra Velha, pertencentes a Bacia de Santos. As amostras foram analisadas através das técnicas de ressonância magnética nuclear, microtomografia computadorizada de raios-x e petrografia. A definição dos tipos de porosidade permitiu relacionar as características geológicas ao comportamento petrofísico e a determinação dos fatores controladores da distribuição do espaço poroso em cada tipo de rocha. Para maior detalhamento e uma representação realística do espaço poroso, um modelo de porosidade é proposto através da combinação de métodos de inteligência artificial e geoestatística, capaz de representar as estruturas em diferentes escalas de análise Abstract: Important reservoirs from the sub-salt interval of the Brazilian continental margin basins are composed of lacustrine carbonates deposited during the opening of the Atlantic Ocean in the Cretaceous. The high geological heterogeneity and pore space complexity of these rocks makes it difficult to define the petrophysical properties, essential for reservoir characterization. The main focus of this work is the petrophysical study of these rocks aiming the characterization of the permo-porous system for different rock types. For this purpose, the carbonate rocks from Morro do Chaves Formation, Sergipe-Alagoas Basin, and from Barra Velha Formation in Santos Basin were studied. The samples were analyzed using nuclear magnetic resonance, x-ray computed microtomography and petrography. The pore typing allowed to relate the geological characteristics to the petrophysical behavior besides the determination of the controlling factors in the pore space distribution in each rock type. For a realistic representation of the pore space, a porosity model is proposed through the combination of artificial intelligence and geostatistical methods, capable of representing structures at different scales of analysis Doutorado Reservatórios e Gestão Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo CAPES

Orientador: Alexandre Campane Vidal Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Avaliar o sistema poroso dos carbonatos é uma tarefa extremamente complicada. A alta heterogeneidade dificulta a correta caracterização e, consequentemente, a extração de parâmetros petrofísicos representativos que possam ajudar no entendimento da rocha como reservatório. Por isso, é importante que novas técnicas sejam empregadas visando melhorar tanto a visualização quanto a quantificação das propriedades. Dentre vários métodos que vem ganhando destaque no auxílio à avaliação petrofísica, a microtomografia de raios-X (µ-CT) tem se sobressaído. Sua excelente capacidade investigativa, de alta resolução, aliado à sua possibilidade de modelagem 3D do espaço poroso, possibilitou o surgimento de um novo ramo da petrofísica, a petrofísica de rocha digital. No entanto, essa técnica configura-se, atualmente, como um método auxiliar e, portanto, deve ser integrada à outros métodos de caracterização e avaliação tradicionais, como a microscopia ótica e petrofísica experimental, e, acima de tudo, correlacionada com informações geológicas, estabelecendo um contexto de estudo integrado. Nesse trabalho, o objetivo foi obter a Porosidade Total (PT), o perfil de porosidade, a Distribuição de Tamanho de Poros e Gargantas (DTP e DTG), o Número de Coordenação (NC), a razão poro/garganta e a permeabilidade absoluta de diferentes tafofácies de coquinas da Fm. Morro do Chaves (Bacia de Sergipe-Alagoas). Para isso, foram selecionadas amostras de afloramento as quais foram plugadas, primeiramente, em 1" de diâmetro, sendo realizados ensaios de petrofísica experimental e Ressonância Magnética Nuclear (RMN). Adicionalmente, foram confeccionadas lâminas delgadas das mesmas amostras e, posteriormente, a extração de subplugues de 8 mm de diâmetro. Em ambos os tamanhos de plugues foram adquiridas imagens microtomográficas com resoluções espaciais de aproximadamente 28 µm (R1) e 7 µm (R2). Essas imagens foram pré-processadas e segmentadas, sendo possível a extração de parâmetros petrofísicos diretamente das imagens binarizadas ou por meio do seu pós-processamento. Os resultados desse trabalho estão divididos em dois artigos, no qual o primeiro aborda a relação entre os parâmetros petrofísicos obtidos com a utilização das imagens de resolução espacial de 28 µm, enquanto o outro abrange a caracterização multiescalar considerando a integração das duas resoluções (R1 e R2). Com base nisso, foi possível concluir, primeiramente, que há basicamente duas tafofácies de coquinas que apresentam parâmetros petrofísicos que as destoam com relação à outras tafofácies, de forma que a µ-CT possibilitou essa distinção baseada, principalmente, em parâmetros inacessíveis por outras técnicas. Dessa forma, o método provou ser útil para detectar diferenças petrofísicas que outras técnicas não foram capazes. No entanto, devido à limitação imposta pela resolução espacial, no segundo artigo foi realizado a integração multiescalar das imagens de µ-CT. Ao fazer isso, foi possível notar que os parâmetros petrofísicos se aproximaram aos valores extraídos pela petrofísica experimental e RMN, mas ainda assim ficaram abaixo. Isso demonstra que grande parte da porosidade das coquinas está associada, muito possivelmente, aos microporos presentes na micrita e/ou argila siliciclástica, de modo que sugere-se a utilização de nanomicrotomografia (nCT), ou MEV com reconstrução 3D, para uma avaliação do espaço poroso das coquinas que condiga mais fielmente com a realidade Abstract: Evaluate the pore system of carbonate rocks is an extremely complicated task. The heterogeneity makes the correct characterization even more difficult and, consequently, the extraction of petrophysical parameters, which could help us improve our understanding regarding the capacity of the rock to act as a reservoir. For this reason, it is important that new methods be implemented in order to improve the visualization and quantification of petrophysical properties. Among the methods that have been proposed to help petrophysical evaluation, X-ray microtomography (µ-CT) has been highlighted as one the most promising techniques. Its excellent investigative capacity, related to its higher spatial resolution, allied with the possibility to generate a 3D model of the pore space of rocks has allowed the emergence of a new petrophysical branch, digital rock petrophysics. Nevertheless, nowadays this technique is just considered an auxiliary method, and for this reason, should be integrated to other conventional characterization and evaluation methods, like optical microscopy and experimental petrophysics, and, above all, it should also be correlated to geological information, so it would be possible to institute an integrated context. In this work the objective was to calculate the Total Porosity (PT), porosity profile, Pore and Pore-throat Size Distribution (DTP and DTG), Coordination Number (CN), pore/pore-throat ratio and absolute permeability of different coquinas taphofacies from Morro do Chaves Formation (Sergipe-Alagoas Basin). Thus, outcrop samples were selected and plugged, firstly, in 1-inch diameter, in which experimental petrophysical analysis and Nuclear Magnetic Ressonance (NMR) were carried out. Additionally, thin-section of the same samples were produced and, later on, 8mm core plugs were extracted from the first ones. Both core plug sizes yielded µ-CT images of approximately 28 µm (R1) and 7 µm (R2). These images were pre-processed and segmented, allowing the extraction of petrophysical parameters directly from the binarized images or by its post-processing. The results of this work is divided in two original articles. The first one deals with the petrophysical parameters obtained using the 28 µm images resolution, while the other is about the multiscale characterization considering the integration of both resolutions (R1 and R2). Based on this, it was possible to conclude, firstly, that there is basically two taphofacies of coquinas that present petrophysical parameters which are better than the others. In this case, µ-CT has allowed this distinction mainly based in parameters inaccessible by other thecniques. Hence, this method has proved to be useful to detected petrophysical differences that other methods were not able to perceive. However, due to the limitation imposed by spatial resolution, in the second article a multiscale integration of µ-CT images was implemented. By doing this, it was possible to note that the petrophysical parameters showed to be nearer to those values calculated by experimental petrophysics and NMR, but still lower. This demonstrates that an expressive part of the porosity of coquinas is associated, most likely, to the micropores present in micrite and/or clay minerals. To compute this pores, we suggest the utilization of nanomicrotomography (nCT), or even SEM with 3D reconstruction, to a better evaluation of the pore space of coquinas Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestre em Geociências CAPES

Orientador: Alexandre Campane Vidal Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânic e Instituto de Geociências Resumo: A análise petrofísica é essencial para caracterização de reservatórios de hidrocarboneto, fornecendo parâmetros para avaliação do potencial econômico do campo. Este estudo foi realizado em um reservatório carbonático fraturado da Formação Quissamã, Bacia de Campos, composto predominantemente por calcarenitos e calcirruditos da Formação Quissamã, o qual foi denominado de Campo B. Este reservatório é essencialmente microporoso, com porosidade média a alta (15-30%) e, em geral, apresenta baixa permeabilidade de matriz (0,1-10 mD). As relações petrofísicas podem ser bastante complexas em reservatórios carbonáticos, em função da maior heterogeneidade na distribuição de fácies e porosidade nestas rochas. O grau de complexidade torna-se ainda mais elevado para o caso de reservatórios fraturados. Foi desenvolvido neste estudo um fluxo de trabalho para caracterização petrofísica da matriz deste reservatório carbonático, através da utilização de dados de perfis elétricos e de plugues. O objetivo do trabalho foi identificar possíveis comportamentos de fluxo distintos e definir regiões do campo com provável contribuição de fluxo intergranular. Para isto, é indispensável entender a relação entre os controles geológicos e o comportamento dinâmico do reservatório. A partir da análise das propriedades petrofísicas da matriz foram reconhecidas duas regiões do reservatório com comportamentos de fluxo distintos, diretamente influenciados pela heterogeneidade do sistema poroso. Na área sul foi constatado baixíssima permeabilidade de matriz, decorrente do amplo predomínio de microporosidade, que confere esta característica de fluxo às rochas. Na área norte foram observados os melhores índices de permeabilidade de matriz para o campo, associados à contribuição de fluxo intergranular, devido à preservação de porções significativas de macroporosidade original. As altas taxas de produtividade registradas nos dados de produção para poços da região sul indicam a presença de fraturas. O sistema de fraturas tem pequeno impacto sobre a porosidade total deste reservatório, porém tem grande contribuição para o regime de fluxo, desempenhando um importante papel na produção comercial do campo. Foi investigado também o impacto associado aos parâmetros de Archie - coeficientes de cimentação (m) e saturação (n) - no cálculo de saturação de água (Sw) para este reservatório carbonático fraturado. Para investigar este impacto foram gerados e comparados quatro cenários de Sw baseados em valores de m e n distintos. Foram realizadas três análises principais: (I) valores de Sw e espessura porosa com óleo (HPhiSo) foram comparados para cada cenário. Os resultados mostraram considerável variação nos valores obtidos para ambos os parâmetros (Sw - HPhiSo). (II) Análise baseada nos valores de corte e Net Pay. Foi observado que os valores de corte devem ser redefinidos de acordo com a variação da curva de saturação de água, para que seja mantida a mesma espessura de Net Pay em um dado reservatório. (III) Análise da influência dos valores de corte individual e global na variação de espessura de Net Pay foi avaliada para todos os poços para o cenário C2. Variações pequenas indicam que um valor de corte global é válido para este campo. Os resultados do estudo mostram que valores imprecisos dos parâmetros de Archie podem conduzir a erros na avaliação de reservas Abstract: Petrophysical analysis plays a vital role in reservoirs characterization, providing parameters to assess the economic potential of the field. This study was performed in a fractured carbonate reservoir of Quissamã Formation, Campos Basin, mostly composed of calcarenites and calcirudites of Quissamã Formation, which it was named Field B. This reservoir is essentially microporous, characterized by medium to high porosity (15-25%) and, in general, low matrix permeability (0.1-10 mD). The petrophysical relationships can be considerably complex in carbonate reservoirs, due to the greater heterogeneity in facies and porosity distribution of these rocks. The complexity became even higher in particular case of fractured reservoirs. It was developed in this paper a general workflow for petrophysical characterization of this Albian carbonate reservoir, using well log data and plugs samples. The goals of this paper were to identify different flow behaviors and to define areas of the field with possible intergranular flow contribution. It is extremely important therefore to understand the relationship between the geological controls and the dynamic behavior of the reservoir. The petrophysical analysis of matrix properties enabled to recognize two reservoir zones with distinct flow behaviors, directly influenced by the porous system heterogeneity. In the southern area it was found very low matrix permeability, due to the large occurrence of microporosity. In the northern area it were found the best matrix permeability values of B Field, related to the contribution of intergranular flow due to the original macroporosity preservation. The high initial production rates obtained from production data of wells located in the southern portion indicate the presence of fractures. The fracture system has a small impact on the percentage of total reservoir porosity, but it has a large contribution to the flow domain, playing an important role in the commercial production of the field. It was also investigated the impact associated with Archie?s parameters - Cementation Factor (m) and Saturation Exponent (n) - in the determination of water saturation (Sw) in this fractured carbonate reservoir. To investigate this impact, four Sw scenarios were generated by applying different m and n values and compared with one another. Three main analyses were performed according to m and n variations: (I) the average values of Sw and Hydrocarbon Pore Volume Height (HPhiSo) were compared for each scenario. The results showed a considerable variation in the average values for both. (II) The second analysis was based on the cut-off and Net Pay values. The results showed that cut-off values must be changed according to the variation given by a water saturation curve, whatever the Sw scenario, in order to keep the same Net Pay values. (III) The differences between global and individual cut-offs on Net Pay thickness were analyzed for all wells for the scenario C2. Insignificant variations indicate that a global cut-off value is acceptable for this field. The results show that inaccurate values of Archie?s parameters can lead to gross errors in reserves evaluation Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Alessandro Batezelli, Emilson Pereira Leite Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: A interpretação de eletrofácies é uma ferramenta bastante utilizada no estudo de campos petrolíferos que se encontram numa fase inicial de exploração, e quando existe pouca informação geológica. A definição das eletrofácies resulta da interpretação dos perfis elétricos de poço, que por meio de diferentes ferramentas nos fornecem inúmeras informações de rocha. Esta metodologia foi aplicada à Formação Carapebus, que é descrita como sendo constituída por depósitos de águas profundas ¿ turbiditos, que se encontra localizada ao longo de toda a Bacia de Campos. Foi dada a informação para que o método não-supervisionado k-means subdividisse a informação dos perfis de poço em 4 clusters distintos. As 4 eletrofácies geradas ¿ reservatório, possível reservatório, cimentação e não reservatório, foram confrontadas com os perfis de porosidade, volume de argila, saturação em água e com os testemunhos de 3 dos 6 poços, permitindo validar a identificação das eletrofácies. A eletrofácies reservatório identificou as unidades arenosas; a eletrofácies possível reservatório identificou unidades arenosas com componente argilosa; a eletrofácies não reservatório identificou os intervalos com predominância de folhelhos na sua composição; e a eletrofácies cimentação identificou rochas carbonáticas e também intervalos de arenitos e folhelhos que se encontrassem com forte componente carbonática. A análise das associações de eletrofácies juntamente com as associações de fácies deste tipo de depósitos, permitiu enquadrar cada um dos 6 poços relativamente à sua posição no corpo turbidítico, aquando a deposição da Formação Carapebus. Os poços 4 e 6 apresenta uma associação de fácies com grandes pacotes de unidade mais arenosas sem intercalações de materiais mais finos, já os poços 1, 2, 3, e 5 apresentam associações de fácies com materiais finos intercalados com unidades mais arenosas. Assim, determinou-se a Formação Carapebus nos poços 4 e 6 se caracteriza por uma sedimentação mais proximal do corpo turbidítico ¿ transição de canal para lobo, e os poços 1, 2, 3, e 5 numa porção distal do corpo turbidítico ¿ fácies de lobos. A associação de fácies do poço 2 evidencia ainda a subsidência térmica que se iniciou durante o Eocêno, através da deposição de fácies de lobos em cima da associação de fácies de complexos de canais amalgamados, materializado a retrogradação sedimentar Abstract: The interpretation of electrofacies are very useful during the initial phase of exploration of an oil field, which, normaly, have lack of geological information. Electrofacies result from the well log analysis, which provide a wide range of rock information due the existence of different tools. This methodology was applied at Carapebus Formation that is described in literature as a deep-water sedimentation ¿ turbidites, which can be found all along Campos Basin. The non-supervised method, k-means, received the input information to split the well log values in 4 different groups. This 4 electrofacies ¿ reservoir, possible reservoir, non-reservoir and cimentation was compared with the porosity, shale volume and water saturation logs and with the rock information from 3 of this 6 wells, allowing the validation of the electrofacies identification. Reservoir electrofacies identified sandstone bodies; possible reservoir identified the sandstone units with shale; Non-reservoir identified the shale rich units; and electrofacies cimentation identified the limestone rich units and sandstone and shale units with carbonatic influence. The interpretation of eletrofácies association with the facies association of this deposits lead to the position of the 6 wells inside the turbiditic body, during the deposition of Carapebus Formation. Well 4 and 6 have an facies association characterized by thick units of sandstone without shale intercalations, then wells 1 2, 3 and 5 present an facies association characterized by the intercalation of sand bodies with shale. With this information, Carapebus Formation at wells 4 and 6 it is represent by transictional deposits ¿ channel to lobe, and in wells 1, 2, 3 and 5 by lobe deposits. The facies association in well 2 provide an extra information, the evidence of thermal subsidence and consequent retrogradational sedimentation that started during the Eocene, and it is materialized by the deposition of lobe facies over the complex amalgamated channel facies Mestrado Mestre em Geociências

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