Search

Agradecimentos: We are indebted to Prof. Celio Pasquini (Institute of Chemistry, UNICAMP) for facilitating our access to sisuCHEMA instrument, Raymond Kokaly (USGS) for extensive help with WV-3 data ordering and advice on data calibration, and Emanuel Hernandez for assistance in the field. We appreciate DigitalGlobe, especially Bill Baugh, for the kind provision of the WV-3 Supercube data. We also thank the anonymous reviewers for their insightful comments and suggestions. SA and CRSF thank FAPESP and CNPq for the research grants No. 2015/06663-7, 2017/25002-7 and 2008-7/303563, respectively. This work was partially supported by the GRSG student award (2016) given to SA Abstract: In this work, oil-sand outcrops of the Anhembi deposit located in the Paraná Basin, Brazil, were investigated using multi-scale imaging spectroscopy. The study incorporated VNIR-SWIR (400-2500 nm) spectroscopic data from imaging (i.e. sisuCHEMA) and nonimaging (i.e. FieldSpec-4) instruments in the lab, an AisaFENIX hyperspectral system on the ground and from the air, and WorldView-3 multispectral instrument. The aim was to assess the usefulness of emerging remote sensing technologies in characterizing hydrocarbon-bearing targets and understand the spatial variability of oil-sands at different scales using multi-source spectroscopic data. The bitumen content of the sands, estimated to be as high as 12 wt. %, was revealed to be unevenly distributed at all scales. Its distribution was shown to be controlled mainly by the clay proportion and permo-porosity of the strata, with the sand sheet facies corresponding to the highest bitumen contents. The ubiquitous clays, identified to be dominantly montmorillonite, were found to be intimately mixed with bitumen at all studied scales. The mean bitumen content was estimated to decrease from 6 to 4.5% while moving from small-, to deposit-scale as a consequence of the pixel aggregation effect and incremental clay contribution. The study showed that bitumen determination on the ground requires an imaging system with a high signal-to-noise ratio and good illumination conditions. Spectral denoising is also a crucial prerequisite for the extraction of coherent spectral information from the data. WV-3 data was proved capable of resolving HC’s feature at 1700 nm wavelength by its SWIR band-4 over targets encompassing >30% of the 7.5 m SWIR pixel; albeit it was not successful in determining the total bitumen content of the sands. This work indicated that HC signatures, particularly the one centered at 2300 nm, is consistent and comparable among scales, and upon employing properly calibrated data, could be used to confidently map the bitumen content of oil-sands at all imaging scales. A multi-scale spectroscopic approach can provide a complete picture of the variations in geologic targets and is able to fill the gap in scale differences across scales that when integrated, would add synergy and help reduce the uncertainties associated with ore grade estimation CONSELHO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO CIENTÍFICO E TECNOLÓGICO - CNPQ FUNDAÇÃO DE AMPARO À PESQUISA DO ESTADO DE SÃO PAULO - FAPESP Fechado

Agradecimentos: The authors would like to express their gratitude to FAPESP for the financial support of the research. The second author wishes to thank the São Paulo Research Foundation (FAPESP) for supporting and funding Project FAPESP 2015/17632-5: Sedimentation and paedogenesis of the Upper Cretaceous of the Bauru, Sanfranciscana, Parecis, and Neuquen Basins, to UNESP for the structure given to the progress of the research, to the research groups: Sedimentology and Soil Analysis Laboratory and Detran (detectors of nuclear traces), to the authors of this paper for the exchange of ideas and discussion of the results, and to Brasília University (UnB) for the U–Pb zircon dating Abstract: The Marilia Formation is a lithostratigraphic unit positioned at the top of the Bauru Group of Maastrichtian age. The present work presents a provenance study of the Marilia Formation sandstones through the combined dating of the fission-track method (FTM) and U-Pb, in which individual zircon grains are simultaneously dated by these two methods. Thirty-one zircons were dated in the C5 sample and 26 in the C7 sample for a total of 57 grains. The data demonstrated a wide range of U-Pb ages, presenting maximum and minimum ages, respectively: 2,905 +/- 11 and 128 +/- 1 Ma for the C7 sample and 2,676 +/- 10 and 455 +/- 5 Ma for the C5 sample. Regarding the fission-track (FT) ages, they have been grouped into three time intervals, which are associated to geological events relatively well recognized in the published literature: ages younger than 250 Ma (Wealdenian Reactivation); between 250 and 470 Ma (Palaeozoic orogenesis-Ocloyic, Precordilleran, Chanic, and Sanrafaelic); and older than 470 (Precambrian collisions-Brasiliano I, II, and III). There is a predominance of results of Precambrian age using the U-Pb dating, mainly in the Neopalaeoproterozoic, and with FT dating corresponding to the Ocloyic, Precordilleran, Chanic, and Sanrafaelic orogeneses. From the comparison of the results between the two dating methods, the age variations suggest that the zircons originated during the main south-western orogenesis of Gondwana and were reworked during the Palaeozoic and Mesozoic geological episodes. The ages associated to the Upper Cretaceous are related to the tectonic and magmatic activity of the Alto Paranaiba Uplift FUNDAÇÃO DE AMPARO À PESQUISA DO ESTADO DE SÃO PAULO - FAPESP Fechado

Agradecimentos: The authors are thankful for the support of the Federal Institute of Education, Science and Technology of the South of Minas Gerais, Inconfidentes Campus, and the Graduate Studies Program in Geosciences of the Geosciences Institute of the University of Campinas; and for the financial support of the São Paulo Research Foundation (FAPESP Project 2015/17632-5) Abstract: Deduction of associated paleoenvironments and paleoclimate, definition of the chronosequence of paleosols, and paleogeographic reconstruction have become possible through the application of micromorphology in paleopedology. Micromorphology has also been useful in recognition of weathering processes and definition of minerals formed in succession. In this respect, the objective of this study was to identify the development of pedogenic processes and discuss their significance in the paleoclimate evolution of the Marília Formation (Maastrichtian) of Bauru Basin. Three sections of the Marília Formation (A1, A2, and A3) were described, comprising nine profiles. Micromorphologic al analysis was carried out according to the specialized literature. In the Marília Formation, the paleosols developed in sandstones have argillic (Btkm, Bt) and carbonate (Bk) horizons with different degrees of cementation, forming mainly calcretes. The evolution of pedogenic processes, in light of micromorphological analysis, evidenced three moments or stages for the genesis of paleosols with Bkm, Btk, and Bt horizons, respectively. In the Maastrichtian in the Bauru Basin, the paleosols with Bkm are older and more arid environments, and those with Bt were formed in wetter weather, but not enough to lead to the genesis of enaulic-related distributions, typical of current Oxisols FUNDAÇÃO DE AMPARO À PESQUISA DO ESTADO DE SÃO PAULO - FAPESP Aberto

Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: Classificar e predizer conjuntos de dados tem sido um dos maiores desafios dos tempos modernos, principalmente porque a quantidade de dados adquiridos tem aumentado significativamente nos últimos anos. Na geologia do petróleo, o processo de analisar um grande volume de dados de perfis de poços com o objetivo de extrair propriedades do reservatório por abordagens manuais é uma tarefa bastante difícil e custosa. Assim, métodos e algoritmos que se propõem a classificar e predizer esses dados tem se tornado grandes aliados para compreender melhor a grande quantidade de dados e informações coletadas. Entre os algoritmos usados para classificar e predizer grandes bancos de dados, algoritmos de aprendizado supervisionado e não-supervisionado tem ganhado destaque nos últimos anos. Algoritmos de aprendizagem supervisionada são algoritmos que inicialmente precisam ser ensinados por um conjunto de dados previamente rotulados, enquanto que algoritmos de aprendizagem não supervisionada não necessitam que os dados sejam previamente rotulados sendo esse tipo de algoritmo capaz de trabalhar com dados não rotulados. O Support Vector Machine (SVM), Redes Neurais e K-means são exemplos de algoritmos de aprendizagem supervisionada e não-supervisionada que foram usados na pesquisa atual. Eles são algoritmos que através de cálculos matemáticos robustos são responsáveis em auxiliar na classificação e predição dos banco de dados. No trabalho foi utilizado os algoritmos Support Vector Machine (SVM), Redes Neurais e K-means para classificar e predizer diferentes eletrofacies presentes no banco de dados da pesquisa. O banco de dados da pesquisa foi construído com os dados de perfil de poço fornecidos pela Agência Nacional de Petróleo (ANP). Os perfis geofísicos que foram selecionados para alimentar nossos modelos como dados de entrada foram, Raios gama, Neutrão, Resistividade, Saturação em água, Densidade, Porosidade, Velocidade de onda P e S. Entre os algoritmos de aprendizagem supervisionada utilizados na pesquisa (SVM e Redes Neurais) fica claro de acordo com a etapa de validação estatística dos modelos (matriz de confusão e validação cruzada K-dobras) que o modelo de Redes Neurais apresenta um melhor desempenho em todos os cenários quando comparado ao Support Vector Machine. A acurácia final do modelo baseado no SVM avaliada pelo métodos matriz de confusão e validação cruzada K-dobras foram respectivamente 92.9\% e 86.6\%. As mesmas medidas para o modelo baseado em Redes Neurais alcançou resultados de 96.6\% e 96.9\% respectivamente. A performance melhor pode ser verificada por meio de outros parâmetros, tais como, precisão, recall e pontuação F1. O único ponto no qual o Support Vector Machine têm significativas vantagens em relação as Redes Neurais é no tempo de execução. Em quanto que o modelo baseado no SVM consegue predizer as eletrofacies em 0.096s, o modelo baseado em Redes Neurais leva 41.45s para concluir suas predições. Ou seja, o modelo baseado no SVM mostra-se cerca de 432 vezes mais rápido do que o modelo baseado em Redes Neurais. Os perfis de poço preditos tiveram duas eletrofácies preditas nos algoritmos de aprendizagem supervisionada, mostrando uma convergência entre os modelos. Os modelos aplicados na pesquisa com algoritmos de IA mostraram-se robustos para classificar e predizer eletrofácies, sendo promissores no processo de automatização do processo de classificação de eletrofácies. A pesquisa mostra novas maneiras de classificar e predizer eletrofácies e tenta abrir novas possibilidades para algoritmos de Inteligência Artificial no mundo da Geociências Abstract: Classifying and predicting data sets has been one of the greatest challenges in modern times, mainly because the amount of data acquired has increased a lot in the last years. In petroleum geology, analyzing a large volume of well log data to extract reservoir properties by manual approaches is a hard task and time-consuming. Therefore, methods and algorithms that offer to classify and predict these data sets have become great allies to understand better the huge amount of data and information. Among the algorithms used to classify and predict large data sets, supervised and unsupervised learning algorithms have been gained highlights in the last years. Supervised learning algorithms are algorithms that initially need to be taught by a set of labeled data, whereas the unsupervised learning algorithms do not need to be taught, and are able to work with unlabeled data. Support Vector Machine (SVM), Neural Networks, and K-means are supervised and unsupervised learning algorithms that through robust mathematical calculations are responsible for auxiliary in the classification and prediction of data sets. The work used K-means, Support Vector Machine, and Neural Networks to classify and predict different electrofacies in a data set which were provided eight input features, they are, Gamma ray, Neutron, Resistivity, Water Saturation, Density, Porosity, P-velocity, and S-velocity. Between the supervised learning algorithms used in the research (SVM and Neural Networks), it is clear that according to statistical validation of models, confusion matrix and K-fold cross validating, the Neural Network presented a better performance at all scenarios in relation to the Support Vector Machine. The accuracy evaluation of SVM algorithm using, confusion matrix and K-fold cross-validating was 92.9\% and 86.6\% respectively. While the accuracy evaluation of the Neural Networks algorithm was 96.6\% and 96,9\% respectively. The better performance can be verified in the others parameters as, precision, recall, and F1 score, all parameters responsible by evaluate the model performance. The only point where the Support Vector Machine has significant advantages over Neural Networks is at execution time. While the model based on SVM is capable of predicting the electrofacies in 0.096s, the model based on Neural Networks takes 41.45s to complete its predictions. In other words, the model based on SVM is about 432 times faster than the model based on Neural Networks. The data set of the well log predicted had two electrofacies predicted in the supervised learning algorithms, showing convergence between the models. The models applied in the research with AI algorithms proved to be robust for classifying and predicting electrofacies and a promising method capable of automating the processing of electrofacies classification in Brazilian pre-salt, and easily adjustable to work with high accuracy in other regions. The research shows new ways to classify and predict electrofacies from well logs with more agility, reliability and accuracy, and tries to open up new possibilities for Artificial Intelligence algorithms in the world of geosciences Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo CNPQ 301200/2017-3

Orientadores: Alessandro Batezelli, Ana Clara Braga de Souza Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: A Sub-bacia Mundaú é a única região produtora de hidrocarbonetos offshore da Bacia do Ceará, localizada na Margem Equatorial do Brasil. A origem e evolução da Sub-Bacia Mundaú é consequência da ruptura do supercontinente Pangea, no Cretáceo Inferior, que levou à abertura e desenvolvimento do Oceano Atlântico Equatorial. Esta área é considerada uma nova fronteira de exploração, onde algumas pesquisas foram desenvolvidas nos últimos anos. No entanto, as interações entre os eventos transtensivos e distribuições espaço-temporais de subsidência tectônica são pouco conhecidas. Para entender estes eventos, 57 poços e aproximadamente 5.800 km de linhas sísmicas 2D foram analisados. A partir desses dados, foram realizadas interpretações estratigráficas e estruturais ao longo de toda a sub-bacia, possibilitando a construção de 43 pseudopoços. Através da descompactação dos poços e pseudopoços, pelo método de backstripping, foi possível reconstruir sete fases tectônicas da bacia, referente a sequência rifte (RP01, RP02 e RP03), a sequência de transição (BP01) e sequência drifte (DP01, DP02 e DP03). Também foram analisados os conjuntos de falhas presentes em três zonas (Zona Oeste, Leste e Central) propostas nesse trabalho. Estruturalmente, a sub-bacia apresenta quatro famílias de falhas, agrupadas em dois conjuntos ortogonais, formadas em dois eventos distintos. O primeiro evento formou falhas R e P, orientadas a NWW-SEE e NNE-SSW, respectivamente, considerando o Modelo de Riedel. Enquanto, o segundo evento formou falhas R e P, orientadas a NNWSSE e NEE-SWW, respectivamente. Através da reconstrução tectônica, foi observado a formação diacrônica de dois depocentros, inicialmente na Zona Oeste (ZO) durante a RP01, seguido por nova formação na Zona Central (ZC) durante a RP02. Apesar da intensa atividade tectônica em ZO e ZC, a Zona Leste (ZL) apresentou baixas taxas de subsidência e pouco desenvolvimento durante toda a fase rifte. Por sua vez, a BP01 apresentou aumento das taxas de subsidência, comparado com a RP03, indicando a influência tectônica ainda durante a fase transicional. Por fim, a fase drifte apresentou as menores taxas de subsidência, espacialmente distribuídas em padrão oposto a fase rifte. A partir dos resultados, foi identificado a rotação da Principal Zona de Deslocamento (PZD), com movimentação inicialmente paralela, formando o depocentro da ZO e a primeira geração de falhas, durante RP01. Após a RP02 a movimentação foi oblíqua, formando o segundo depocentro na ZC e uma segunda geração de falhas. Em adição, foi identificado significativo controle termal durante a fase drifte, associado principalmente eventos magmáticos. Este estudo descreve as principais estruturas formadas ao longo de um deslocamento paralelo e oblíquo da PZD,sobrepostos em uma mesma bacia, sendo um dos poucos exemplos naturais descritos até o momento Abstract: The Mundaú Sub-basin is the only offshore hydrocarbon-producing region of the Ceará Basin, located at the Equatorial Margin of Brazil. The origin and evolution of the Mundaú Sub-basin are a consequence of the rupture of the Pangea supercontinent during the Lower Cretaceous, which led to the opening and development of the Equatorial Atlantic Ocean. This area is considered a new exploration frontier, where some research has been developed in recent years. However, the interactions between transtensive events and spatio-temporal distributions of tectonic subsidence are poorly known. To understand these events, fifty-seven wells and approximately 5,800 km of 2D seismic lines were analyzed. From these data, stratigraphic and structural interpretations were performed throughout the sub-basin, enabling the construction of 43 pseudo wells. Through the decompression of the wells and pseudo wells by the backstripping method, it was possible to reconstruct seven tectonic phases of the basin, referring to the rift sequence (RP01, RP02, and RP03), the transition sequence (BP01), and the drift sequence (DP01, DP02, and DP03). The fault sets present in three zones (West, East, and Central Zone) proposed in this work were also analyzed. Structurally, the sub-basin presents four families of faults, grouped into two orthogonal sets, formed in two different events. The first event formed R and P faults, oriented NWW-SEE and NNESSW, respectively, considering the Riedel Model. Moreover, a second event formed R and P faults, oriented at NNW-SSE and NEE-SWW, respectively. The diachronic formation of two depocenters was observed through tectonic reconstruction, initially in the West Zone (WZ) during RP01, followed by a new formation in the Central Zone (CZ) during RP02. Despite the intense tectonic activity in WZ and CZ, the East Zone (EZ) showed low subsidence rates and little development during the entire rift phase. In turn, BP01 showed increased subsidence rates than RP03, indicating tectonic influence still during the transitional phase. Finally, the drift phase showed the lowest subsidence rates, spatially distributed in an opposite pattern to the rift phase. From the results, a rotation of the Principal Displacement Zone (PDZ) was identified, with initially parallel motion, forming the depocentre of the WZ and the first fault generation during RP01. After RP02, the movement was oblique, forming the second depocentre in the CZ and the second generation of faults. In addition, significant thermal control was identified during the drift phase, mainly associated with magmatic events. This study describes the main structuresformed along with a parallel and oblique PDZ displacement, overlapping in the same basin, one of the few natural examples described Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestre em Geociências CAPES 001

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

Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Os carbonatos do pré-sal brasileiro são heterogêneos em relação às suas propriedades geomecânicas e petrofísicas devido aos processos sedimentares e digenéticos que os geraram e modificaram. No entanto, as acumulações de hidrocarbonetos presentes neste complexo sistema são únicas; apresentam grandes volumes de óleo de boa qualidade e um sistema petrolífero complexo e incomum que tem instigado o desenvolvimento científico e da engenharia. Assim, com base em perfis de poços, testes de poços, dados laboratoriais e informações sísmicas, este trabalho visa caracterizar e analisar as propriedades geomecânicas e petrofísicas de dois reservatórios carbonáticos do pré-sal (Formação Barra Velha e Formação Itapema) no campo de Búzios, Bacia de Santos. Os parâmetros geomecânicos foram usados para definir as fácies geomecânicas por meio do algoritmo K-means clustering. Além disso, dados de porosidade efetiva e permeabilidade extraídos da ressonância magnética nuclear foram usados para definir as unidades de fluxo através do método do indicador de zona de fluxo. Após a calibração desses dois agrupamentos, os resultados da comparação mostraram que quando a rocha apresenta maiores valores de, as fácies geomecânicas indicam rochas menos resistentes, mais porosas ou mais fraturadas, menos rígidas e mais propensas a deformações. A presença de argilas obstruindo a conexão dos poros nas rochas, se mostrou um fator determinante na diminuição da permeabilidade. E apesar de as fácies geomecânicas apresentarem rochas com baixa resistência, as unidades de fluxo indicam rochas com perfil não-reservatório. A Formação Barra Velha apresentou comportamento heterogêneo; alguns poços apresentam intervalos não reservatório na porção superior da formação e as melhores condições de escoamento foram identificadas na parte inferior. A Formação Itapema apresentou um comportamento geomecânico mais homogêneo e, adicionalmente, mostrou melhores valores indicadores de zona de fluxo devido à sua alta permeabilidade. É importante destacar que as discussões tanto das semelhanças quanto das variações feitas para as duas formações também foram analisadas a partir de seções de poço e sísmica Abstract: The Brazilian pre-salt carbonates are heterogeneous in their mechanical and petrophysical properties due to the sedimentary and diagenetic processes. However, the hydrocarbon accumulations present in this complex system are unique in terms of petroleum quality and an unusual petroleum system, contributing to scientific and engineering development. Thus, based on well-logs, well tests, laboratory data, and seismic information, this work aims to characterize and analyze the geomechanical and petrophysical properties of two pre-salt carbonate reservoirs (Barra Velha Formation and e Itapema) in the Búzios field, Santos Basin. Once the geomechanical parameters were estimated, they were used to define the geomechanical facies through a K-means clustering algorithm. The effective porosity and permeability data extracted from the nuclear magnetic resonance were used to determine the flow units using the flow zone indicator method. After calibrating these two clusters, the comparison results showed that when the rock presents a better low zone indicator, the geomechanical facies show rocks that are less strength, more porous, or more fractured, less rigid, and more prone to deformation. However, when some clays obstruct the connection of the pores in the rocks, this decreases the permeability, and although the geomechanical facies present rocks with low strength, the flow units present rocks with a non-reservoir profile. The Barra Velha Formation a presented heterogeneous behavior, as some wells showed non-reservoir behavior in the upper part. On the other hand, the best flow conditions were identified in the lower part of the formation. The Itapema formation presented a more homogeneous mechanical behavior and, in addition, showed better flow zone indicator values due to its high permeability. It is essential to highlight that the appreciations of both the similarities and the variations made for the two formations were also analyzed from well and seismic sections Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestra em Geociências CAPES 88887.487390/2020-00

Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: A caracterização petrofísica é uma etapa importante nos trabalhos de exploração, uma vez que permite compreender as heterogeneidades dos corpos reservatórios, com o objetivo de aumentar o fator de recuperação dos campos de petróleo. Aliado a análise de fácies, a petrofísica permite identificar as variações laterais e verticais de porosidade e permeabilidade, resultando na compreensão tridimensional dos reservatórios. Afim de elaborar um modelo análogo de reservatório de hidrocarbonetos, foi estudada uma seção estratigráfica da Formação Marília no Oeste de Minas Gerais (Triângulo Mineiro), por meio da descrição de fácies e estudos petrofísicos. A área de estudo compreende exposições de arenitos e conglomerados formados em ambiente fluvial, com diferentes graus de cimentação e intercalados com paleossolos. Fácies e paleossolos foram agrupadas em elementos arquitetônicos Aeo, OF e CH que serviram para entender a organização espacial dos corpos arenosos, bem como heterogeneidades interestratais. Amostras coletadas em diferentes níveis estratigráficos foram analisadas em laboratório por meio de técnicas convencionais (porosímetro e permeâmetro), Tomografia Computadorizada de Raios-X (CT) e cálculos de densidade dos minerais, a fim de identificar a porosidade e permeabilidade intraestratal. 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. Por fim foi elaborado um modelo de reservatório análogo discutindo as variações de porosidade e permeabilidade em diferentes escalas e relacionando-as às condições paleodeposicionais e paleopedogenéticas Abstract: The petrophysical characterization is an important step in the exploration works, since it allows to understand the heterogeneities of the reservoir bodies, aiming to increase the recovery factor of the oil fields. In addition to the analysis of facies, petrophysics allows the identification of lateral and vertical variations of porosity and permeability, resulting in a three - dimensional understanding of the reservoirs. In order to elaborate an analogous hydrocarbon reservoir model, stratigraphic section of the Marília Formation in the West of Minas Gerais (Triângulo Mineiro) was studied, through the description of facies and petrophysical studies. The study area includes expositions of sandstones and conglomerates formed in fluvial environment, with different degrees of cementation and interspersed with paleosols. Facies and paleosols were grouped in architectural elements Aeo, OF and CH that served to understand the spatial organization of sandy bodies, as well as interstratal heterogeneities. Samples collected at different stratigraphic levels were analyzed in the laboratory by conventional techniques (porosimeter and permeameter), X-ray Computed Tomography (CT) and mineral density calculations, in order to identify the intra-stratal porosity and permeability. From the results, the absolute porosity and connectivity of the porous space were determined, validating the method as a consistent tool for the quantitative and qualitative analysis of the porous space in heterogeneous rocks. Finally, an analogous reservoir model was elaborated, discussing the porosity and permeability variations at different scales and relating them to the paleodepositional and paleopedogenetic conditions Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo FAPESP 2015/17632-5

Orientadores: Alessandro Batezelli, Emilson Pereira Leite Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: A modelagem estática de reservatórios tem um papel fundamental na fase de avaliação do potencial de um campo. A modelagem integrada permite um melhor entendimento da relação entre a geologia local e os sistemas deposicionais através da distribuição das fácies e das variáveis petrofísicas. A integração de dados geológicos e geofísicos por meio da geostatística é crucial para uma modelagem e caracterização de reservatórios mais robusta. Nesse trabalho foi construído um cenário de modelo geológico estático do reservatório da Formação Carapebus da Bacia de Campos. A metodologia aplicada foi compreendida em cinco fases: (1) idealização de um modelo conceitual, (2) construção de um modelo estrutural, (3) geração de 100 realizações de simulação sequencial da indicatriz para obter modelos de litofácies, (4) geração de 100 realizações de simulação sequencial gaussiana para obter modelos petrofísicos de porosidade e permeabilidade, e (5) validação dos modelos visando à coerência estatística e geológica. Para a construção dos modelos de litofácies e de net-to-gross foi aplicado o algoritmo geostatístico de simulação sequencial da indicatriz e para os modelos petrofísicos foi aplicado o algoritmo de simulação sequencial Gaussiana com recurso à co-krigagem co-localizada, no caso da permeabilidade. A metodologia foi aplicada a um estudo de caso real. Foi necessário o estabelecimento de um conjunto de premissas. Os resultados mostraram que os modelos obtidos honram os dados condicionantes e provam ser consistentes. Estes modelos permitiram caracterizar o reservatório como moderadamente homogêneo com V=0.52, no intervalo da maioria dos reservatórios silicilclásticos como demostrado pelo coeficiente de variabilidade de permeabilidade de Dykstra-Parsons. Contudo há limitações com relação à, (1) densidade amostral dos dados, e (2) conhecimento e experiência do tipo de reservatório em estudo e respetivas heterogeneidades. Pelo fato de os modelos serem representações digitais de uma realidade de elevada complexidade, a consistência geológica precisa ser testada e validada através de um processo iterativo de geração e ajuste de modelos Abstract: Reservoir static modelling plays a fundamental role in the evaluation phase of a petroleum field. Integrated modelling allows a better understanding on how the local geology and depositional systems relate to each other, by facies and petrophysical parameters distribution. Geostatistics integrates geological and geophysical data, playing a key role in reservoir modelling and characterisation. In this study a scenario of geological static model of the Carapebus Formation of Campos Basin were built. The methodology applied was divided in five phases: (1) thinking of a conceptual model, (2) building of a structural model, (3) building of 100 realizations of sequential indicator simulation for cell-based lithofacies modelling, (4) building of 100 realizations of sequential Gaussian simulation for porosity and permeability modelling, and (5) models validation by targeting both statistical and geological consistency. To build the lithofacies and net-to-gross models, the sequential indicator simulation algorithm was applied; for the petrophysical models, the selected algorithms were sequential Gaussian simulation, with co-located co-kriging for permeability models. Seismic attributes were valuable in the interpretation of structures and sedimentary features. This methodology was applied to a real case study from Campos Basin, the siliciclastic reservoir of Carapebus Formation in Campos Basin. Some premises were established for the methodology implementation. The obtained models honoured the conditioning data and shown consistency. Also, the models allowed to characterize this reservoir as moderately homogenous with V=0.52, within the range of most siliciclastic reservoirs demonstrated by Dykstra-Parsons coefficient of permeability variation. However there are some limitations closely related to the, (1) dataset density, and (2) a previous knowledge and experience by the user with this type of reservoir. Considering that the models are digital representations of a highly complex reality, the geological consistency needs to be tested and validated through an iterative process of creating and fitting the models Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestre em Geociências

Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Os icnofósseis são importantes indicadores paleoambientais e paleoecológicos, pois ocorrem in situ, preservando a interação entre o organismo e o substrato, refletindo o seu comportamento e suas adaptações frente os condicionantes ambientais. A Formação Marília, Neocretáceo da Bacia Bauru conta com importantes perfis de paleossolos ricos em traços fósseis, associados a flora e a fauna que ainda não receberam a devida atenção. A caracterização dos icnofósseis apresentada nesta dissertação combina métodos paleopedológicos e paleontológicos para demonstrar que a distribuição dos macroinvertebrados dos solos tinham sua distribuição condicionada pela dinâmica taxas de aporte sedimentar, textura e maturidade dos paleossolos, bem como a presença do lençol freático. Visando reconstituir a paleocomunidades de organismos do solo, foi realizado a análise de icnoredes que permitiu mensurar a força das relações entre as espécies que compõem as suítes icnológicas, através da classificação funcional dos icnofósseis baseados na sua etologia e na co-ocorrência de icnotáxons, indicando icnoassociações características de diferentes paleossolos e diferentes segmentos da paisagem. A icnodiversidade observada é baixa a moderada, representada por seis diferentes icnotáxons, sendo eles Planolites, Skolithos, Camborygma, Taenidium e mais dois icnofósseis provavelmente associados a atividade de formigas e cupins, condizente com as características paleoambientais semiáridas da Formação Marília. O comportamento associado as estruturas refletem a alimentação (Fodinichnia) nidificação (Calichnia) e domicílios permanentes (Domichnia) Abstract: The ichnofossils are important paleoenvironmental and palaeoecological indicators, since they occur in situ, preserving the interaction between the organism and the substrate, reflecting it¿s their behavior and adaptations to the environmental conditions. The Marília Formation, Upper Cretaceous of the Bauru Basin, has important profiles of paleosols rich in fossil features, associated with flora and fauna that have not yet received the necessary attention. The characterization of the ichnofossils presented in this dissertation combines paleopedological and paleontological methods to demonstrate that the distribution of the macroinvertebrates of the soils had their distribution conditioned by the dynamics of the sedimentary contribution, texture and maturity of the paleosols, as well as the presence of the water table. Aiming to reconstitute the paleocommunities of soil organisms, an analysis of ichnonetworks was carried out, which have allowed to measure the strength of the relationships between the species that compose the ichnological suites, through the functional classification of the ichnofossils based on their ethology and on the co-occurrence of icnhotaxons, indicating different paleosols characteristics and different segments of the landscape. The observed ichnodiversity is low to moderate, represented by six different ichnotaxa, being Planolites, Skolithos, Camborygma, Taeanidium and more two ichnofossils probably associated to activities of ants and termites, in agreement with the paleoenvironmental characteristics of the Marília Formation. The behavior associated with the structures reflect the feeding (Fodinichnia), nesting (Calichnia) and permanent domiciles (Domichnia) Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestre em Geociências

Orientador: Alessandro Batezelli Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: A Formação Marília, unidade Superior do Grupo Bauru hoje é reconhecida pela comunidade geocientífica pelo grande percentual de alterações paleopedogenéticas nos sedimentos preservados. A identificação de paleossolos e seus atributos diagnósticos podem fornecer informações consideráveis das condições paleoambientais. Em conjunto com os paleossolos as análises de fácies e suas associações em depósitos sedimentares também são ferramentas importantes para identificar e classificar os ambientes deposicionais preservados no registro geológico. Através das características analisadas é possível inferir as diferenças entre a taxa de sedimentação, erosão, pedogênese, o grau de estabilidade do relevo e a posição do desenvolvimento do solo na paisagem. Os métodos de análises de fácies e macro e micromorfológicos de paleossolos possibilitaram a identificação e correlação entre os tipos de fluxos fluviais, disponibilidade de material parental e o desenvolvimento de horizontes paleopedogenéticos distribuídos na paisagem em diferentes escalas. Os principais horizontes identificados foram Bw, Bss, C e Cg para a parte proximal e Bt, Btk, Bk e Ck para a parte medial/distal. Os ambientes deposicionais são marcados por depósitos de canais fluviais canalizados, planícies de inundações e depósitos fluviais não canalizados. O transporte e deposição dos sedimentos são controlados principalmente pela morfologia do relevo, que por sua vez corrobora para os desenvolvimentos dos diferentes tipos de horizontes. Os depósitos da Formação Marília na região do Triângulo Mineiro são formados por um sistema fluvial distributivo com diferenças significativas entre as partes proximal e medial. Essas distinções são observadas tanto no grau de desenvolvimento dos paleossolos, como na taxa de deposição sedimentar e fluxos de canais mais e menos ativos. Na parte proximal os canais fluviais possuem maior energia de transporte, ciclos ativos constantes, maior taxa de erosão, relevo mais acidentado e paleossolos menos desenvolvidos, no geral a taxa de sedimentação supera a taxa de pedogênese. Já na parte media/distal o cenário é outro. Com horizontes de paleossolos mais profundos e desenvolvidos, relevo mais plano, canais fluviais menos ativos e menor taxa de erosão, no geral a taxa de pedogênese supera a taxa de sedimentação Abstract: The Marília Formation, Bauru Superior Unit Group, is currently recognized by scientists for its great presence of paleopedogenetic modifications in preserved sediments. The paleosols identification and their diagnostic attributes provide informations of paleoenviroment conditions. Together with the paleosol, the facies analysis and its associations in sedimentary deposits are also important tools to identify and classify the preserved depositional environments in the geologic record. Through the analyzed character, it is possible to infer the diferences on the sedimentation, erosion and pedogenesis indexes, relief stability rate and soil development position in the landscape. The facies analysis and the paleosol micro and macromorfological methods allowed the identification and correlation between the river flows, parental material disponibility and development of paleopedogenetic horizons amongst diferent landscape scales. The main horizons we identified were: Bw, Bss, C and Cg to the proximal portion and Bt, Btk, Bk, and; Ck to the medial/distal ones. The depositional environments are characterized by canalized deposits river flows, floodplains and not canalized river deposits. The sediment transport and deposition are mainly controled by the relief morphology, that itself influences the development of diferente horizon types. The deposits of Marília Formation at the "Triângulo Mineiro" are composed by a distributive fluvial system with diferences between the proximal and medial portion. These diferences are observed at the paleosol development degree as well as at the sedimentar deposition rate and more or less active flow channels. At the proximal portion, the river flows have more transport energy, constant active cicles, higher erosion rates, more hilly relief and less developed paleosol; in general the sedimentation rate exceeds the pedogenesis rate. The media/distal portion shows another scenario. With deeper paleosol horizons, less hilly relief, less active river channels and smaller erosion rate, in general the pedogenesis exceed the sedimentation rates Doutorado Geologia e Recursos Naturais Doutor em Geociências CNPQ 140900/2016

Orientador: Alessandro Batezelli Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Esta tese apresenta trabalhos de paleoicnologia e neoicnologia aplicados a análise paleoambiental, paleoecológica, bem como para atribuição dos prováveis organismos produtores de traços fósseis preservados em paleossolos das formações Caturrita (Triássico), Marília e Adamantina (Cretáceo) nos estados do Rio Grande do Sul e São Paulo. Análise da assembleia icnológica presente em paleossolos das formações Caturrita e Marília permitiu a elucidação dos principais processos e fatores ambientais que influenciam a distribuição dos traços fósseis, bem como o desenvolvimento dos paleossolos. As condições semiáridas, comportamento do lençol freático e as taxas de sedimentação são os principais fatores que controlam a distribuição da antiga cobertura vegetal, indicada pelos rizólitos e da icnofauna (Camborygma litomos, Taenidium barretti, Skolithos serratus, Beaconites isp., Daimoniobarax). Os traços fósseis e os paleossolos descritos nas formações Caturrita e Marília refletem as mudanças ambientais ao longo do tempo, indicando superfícies de importância estratigráfica desenvolvidas durante períodos com baixas taxas de sedimentação e cobertura vegetal herbáceas e/ou arbustivas típicas da Icnofacies Scoyenia. Esta tese também analisou as técnicas de escavação, as arquiteturas e as morfologias das tocas produzidas pela aranha Rachias intermedius (Araneae: Mygalomorphae: Nemesiidae) que permitiu a identificação do provável organismo produtor de traços fósseis do icnogênero Macanopsis isp., presentes em paleossolos da Formação Adamantina no estado de São Paulo. Os resultados deste trabalho neoicnológico indicam que as diferenças na forma das tocas podem estar relacionadas com o sexo e o estágio ontogenético da aranha. Além disto, as tocas mostram diversas feições superficiais que podem ser utilizadas para identificação de traços fósseis de aranhas em paleossolos. Por fim, é apresentado um estudo neoicnológico que versa sobre bioerosão levadas a cabo por raízes nos ecossistemas de campos rupestres em Minas Gerais. As raízes das espécies Barbacenia tomentosa e Barbacenia macrantha apresentam adaptações radiculares que aceleram a dissolução dos quartzitos, por meio do intemperismo bioquímico afetando o desenvolvimento dos solos, bem como os processos denudacionais Abstract: This thesis presents paleoichnologial and neoichnological works applied to the paleoenvironmental and paleoecological analysis, as well for attribution of producer organism of trace fossils preserved in paleosols of Caturrita (Triassic), Marília, and Adamantina (Cretaceous) formations in the states of Rio Grande do Sul and São Paulo. Analysis of the ichnological assemblage present in paleosols of the Caturrita and Marília formations allowed the elucidation of the main environmental processes and factors that influence the distribution of fossil traces, as well as the development of paleosols. The semi-arid conditions, water table behavior and sedimentation rates are the main factors that control the distribution of ichnofauna (Camborygma litomos, Taenidium barretti, Skolithos serratus, Beaconites isp., Daimoniobarax), as well the vegetation cover, indicated by the presence of rhizoliths. The trace fossils and paleosols described in the Caturrita and Marília formations reflect environmental changes over time, indicating surfaces of stratigraphic importance developed during periods with low sedimentation rates and herbaceous and/or shrubby vegetation cover typical of Icnofacies Scoyenia. This thesis also analyzed the burrowing techniques, architectures, and trace morphologies of the burrows produced by the spider Rachias intermedius (Araneae: Mygalomorphae: Nemesiidae) which allowed the identification of the trace maker of the ichnogenus Macanopsis isp. present in paleosols of the Adamantina Formation in the state of São Paulo. The results of this neoichnological work indicate that the differences in the shape of the burrows may be related to the sex and ontogenetic stage of the spider. In addition, the burrows show several surface features that can be used to identify fossil traces of spiders in paleosols. Finally, a neoicnological study is presented that deals with bioerosion carried out by roots in campos rupestres ecosystems in Minas Gerais. The roots of the species Barbacenia tomentosa and Barbacenia macrantha present root adaptations that accelerate the dissolution of quartzites, through bioweathering, which affect the soil development, as well as denudational processes in the slopes Doutorado Geologia e Recursos Naturais Doutor em Geociências CNPQ 140807/2017-9

Orientador: Alessandro Batezelli Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: O clima do Cretáceo foi caracterizado por condições áridas e semiáridas em todo o mundo. As variações climáticas ocorridas no início do período Cretáceo foram objeto de diversas investigações, com o objetivo de interpretar a evolução paleogeográfica da Laurasia e Gondwana. A presença de sequencias sedimentares cretáceas bem preservadas na Bacia Bauru torna interessante o desenvolvimento de reconstruções paleoambientais e paleoclimáticas no limite do Cretáceo Inferior ao Cretáceo Superior. Uma das principais características das sequencias cretáceas na Bacia Bauru é a presença de perfis de paleossolos. Os paleossolos são uma ferramenta poderosa usada nos estudos paleoclimáticos e paleoambientais e o uso da geoquímica de paleossolos é uma ótima técnica para essas interpretações. Portanto, nesta investigação usamos um robusto conjunto de dados geoquímicos, mineralogia de argilas e interpretações estratigráficas e macro/micro morfológicas para desenvolver uma evolução paleoambiental e paleoclimática da transição do Cretáceo Inferior ao Cretáceo Superior no leste da Bacia Bauru. Essa interpretação baseada em um conjunto robusto de dados geoquímicos é a primeira feita na bacia para explicar as condições paleoclimáticas e paleoambientais usando as respostas geoquímicas registradas nos paleossolos que, juntamente com outras técnicas, permitem uma abordagem detalhada e confiável das variações climáticas ocorridas no passado. Os resultados mostram que, para o Cretáceo Inferior; o clima era seco e com baixas paleoprecipitações, em contraste com o clima do Cretáceo Superior que era mais úmido e com aumento das paleoprecipitações. Os padrões geoquímicos permitem identificar que para o Cretáceo Inferior o intemperismo era incipiente a intermediário com altas taxas de calcificação e para o Cretáceo Superior o intemperismo era mais forte com baixas taxas de acumulação de carbonato de cálcio. Além disso, os minerais argilosos constituídos por rochas do Cretáceo Inferior indicam condições áridas a semi-áridas, em contraste com os minerais argilosos do Cretáceo Superior que indicam características úmidas. Igualmente, os resultados permitiram identificar três fácies principais que envolvem um sistema fluvial distributivo (fácies proximal-intermediária, fácies intermediária e fácies distal). Finalmente, os resultados permitem construir mapas de evolução paleoclimática das sequencias do Cretáceo Inferior ao Superior no leste da Bacia Bauru que contribuem para o entendimento da geologia regional da área de estudo Abstract: The Cretaceous climate was characterized by arid and semiarid conditions around the world. Climatic variations which occurred in the Early to Late Cretaceous period have been focus of several investigations aiming to interpret the paleogeographic evolution of Laurasia and Gondwana. The presence of well-preserved Cretaceous sedimentary sequences in the Bauru Basin located in Brazil turns interesting the development of paleoenvironmental and paleoclimatic reconstructions in their Lower to Upper Cretaceous boundary. One of the main characteristics of the Cretaceous sequences in the Bauru Basin is the presence of paleosol profiles. Paleosols are a powerful tool that have been used in paleoclimatic and paleoenvironmental studies, which along with the use of paleosol geochemistry are great techniques for these kinds of interpretations. Therefore, in this research a robust geochemical dataset, clay mineralogy, stratigraphic and macro/micro morphological interpretations were used to understand the paleoenvironmental and paleoclimatic evolution of the Early to Late Cretaceous transition in the eastern Bauru Basin. This interpretation was based on a robust geochemical dataset, which is the first one made in the Bauru Basin aiming to explain their paleoclimatic and paleoenvironmental conditions. Using the geochemical responses recorded in the paleosols along with other techniques, a detailed and reliable approach of the climatic variations that have been occurred in the past was developed. The results demonstrate that the Early Cretaceous climate was dry with low paleoprecipitations. On the other hand, the Late Cretaceous climate was more humid showing an increase in paleoprecipitations. The geochemical patterns allowed to identify that the Lower Cretaceous weathering was incipient to intermediate accompanying with high rates of calcification. In contrast, the Upper Cretaceous weathering was strong displaying low rates of accumulation of calcium carbonate. In addition, the clay minerals that constituted the Lower Cretaceous rocks of the Bauru Basin indicated arid to semi-arid conditions in contrast with the Upper Cretaceous were the clay minerals indicated humid characteristics. Likewise, the results allowed to identify three major facies involving a distributive fluvial system (proximal-intermediate, intermediate, and distal facies). Finally, the results allowed to elaborate maps of the paleoclimatic evolution of the Lower to Upper Cretaceous sequences in the eastern Bauru Basin that aiming to contribute towards the understanding of the Brazilian Cretaceous regional geology Doutorado Geologia e Recursos Naturais Doutora em Ciências CAPES

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: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: O complexo de Marlim é um campo petrolífero gigante de águas profundas dividido em três blocos: Marlim Sul, Marlim Central e Marlim Leste, localizado na parte nordeste da Bacia de Campos e considerado como um dos campos de petróleo mais importantes no Brasil. A pesquisa atual foi desenvolvida na porção leste do campo de Marlim, com o objetivo de realizar a caracterização geoquímica e a modelagem de sistemas petrolíferos, principalmente visando o potencial de geração de hidrocarbonetos nas sequências Albianas-Oligocenicas (Grupo Macaé e formações Ubatuba e Carapebus). O sistema petrolífero Lagoa Feia-Carapebus (!) é regionalmente extenso e o mais produtivo em toda a Bacia de Campos considerado como o responsável pela carga de petróleo no campo Marlim Leste. Apesar da ampla distribuição de rochas ricas em matéria orgânica do pós-rifte (Grupo Macaé, formações Ubatuba e Carapebus), essa sequencia ainda carece de estudos que comprovem seu potencial para rochas geradoras ativas. O presente trabalho apresenta uma abordagem integrada utilizando caracterização da rocha geradora e modelagem de sistemas petrolíferos no Grupo Macaé (Albiano-Cenomaniano) e nas formações Ubatuba (Senoniano-Eoceno) e Carapebus (Oligoceno-Mioceno) no campo Marlim Leste; com o objetivo de estabelecer a distribuição das propriedades da rocha fonte, tais como: teor de matéria orgânica, potencial de geração de hidrocarbonetos, maturidade térmica e a espessura estratigráfica. Os resultados da caracterização geoquímica de petróleo foram integrados com descrições de amostras de calha e testemunhos, controle bioestratigráfico, análise de perfis de poço e interpretação sísmica 2D/3D. O sistema petrolífero foi modelado em uma e duas dimensões, que permitiram avaliar o tempo de geração, expulsão, migração e acumulação dos hidrocarbonetos dentro das rochas reservatório. Os resultados mostram que o Grupo Macaé e a formação Ubatuba têm a capacidade de gerar petróleo e/ou gás, em contraste com a Formação Carapebus que tem um potencial limitado para a geração de hidrocarbonetos, com a capacidade de gerar principalmente gás. Com base nestes resultados, pode se prever que o sistema petrolífero Lagoa Feia-Carapebus (!) não é apenas o único sistema petrolífero responsável pela carga de petróleo do campo Marlim Leste. O Grupo Macaé pode, por sua vez, produzir petróleo e gás no campo Marlim Leste sugerindo que o sistema petrolífero Macaé-Carapebus (.) poderia ser também responsável pelas acumulações de hidrocarbonetos na área da investigação. Embora tenham sido fornecidas provas sólidas na atual caracterização geoquímica do petróleo, é necessária uma investigação mais aprofundada Abstract: The Marlim complex is a giant deepwater oilfield divided into three blocks: Southern Marlim (South), Marlim (central) and Eastern Marlim (East), located in the northeastern part of the Campos Basin, considered as one of the most important oilfields in Brazil. The current research was developed in the eastern portion of the Marlim oilfield, aiming to identify the hydrocarbon generation potential of Albian-Oligocene sequences (Macaé Group, Ubatuba and Carapebus formations). The Lagoa Feia-Carapebus (!) petroleum system is regionally extensive and the most productive in the entire Campos Basin considered as responsible for the Marlim oilfield petroleum charge. Despite the widespread distribution of post-rift organic-rich sequences (Macaé Group, Ubatuba and Carapebus formations) have not been proven that these rocks can be active source rocks due to the relatively low maturity. The current research presents an integrated approach using source rock characterization and petroleum systems modeling in the Macaé Group (Albian-Cenomanian), Ubatuba (Senonian-Eocene) and Carapebus (Oligocene-Miocene) formations in the Eastern Marlim oilfield; aiming to establish the distribution of source rock properties such as: organic matter content, hydrocarbon-generating potential, thermal maturity and stratigraphic thicknesses. The outcomes of a comprehensive petroleum geochemical characterization were integrated with cuttings and core sample descriptions, biostratigraphic control, well log analysis and 2D/3D seismic interpretation. The petroleum systems were modeled in one and two dimensions, which allowed us to assess the timing of generation, expulsion, migration and entrapment of hydrocarbons within the reservoir rocks. Results show that the Macaé Group and Ubatuba Formation have the capability of generating, both oil and/or gas in contrast with the Carapebus Formation that has a limited potential for hydrocarbon generation with the capability of generating mainly gas. Based on these results, we predict that the Lagoa Feia-Carapebus (!) petroleum system could not be the uniquely petroleum system responsible for the Eastern Marlim oilfield petroleum charge. The Macaé Group could, in turn, produce oil and gas in the Eastern Marlim oilfield suggesting that the Macaé-Carapebus (.) petroleum system could be as well responsible for the hydrocarbon accumulations in the research area. Although solid evidence has been provided this petroleum geochemical characterization demands further investigation Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestra em Geociências

Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: O campo petrolífero de Marlim Leste está localizado no nordeste da Bacia de Campos, e faz parte do Complexo de Marlim, uma das mais importantes acumulações de petróleo já descobertas no Brasil. Esta pesquisa apresenta métodos para caracterizar sistemas turbidíticos de águas profundas através de interpretações sedimentológicas e estratigráficas baseadas em correlações de poços, mapas de proporção e distribuição de areia, análise petrofísica, interpretação sísmica e de perfis de poços, e a partir da integração destas informações a criação de um modelo geológico 3D. Comumente, diferentes abordagens matemáticas e estatísticas são empregadas na modelagem estática de reservatórios, e apesar de apresentarem bons resultados carecem de informações geológicas. Sendo assim, o objetivo do presente trabalho foi obter um modelo geológico 3D levando em consideração diversas informações geológicas advindas da interpretação de diferentes dados visando atingir um resultado mais coerente com arcabouço estratigráfico da unidade e assim alcançar uma abordagem mais realista. A seção do Oligoceno-Mioceno estudada nesta pesquisa pertence à sequência E74 de Winter et al. (2007), que foi considerada uma sequência de segunda ordem no presente trabalho e que, por sua vez, faz parte do trato de sistema de mar alto (HST) de primeira ordem da Bacia de Campos. Como resultado, quatro principais litofácies foram identificadas em toda a seção. As fácies arenosas (Sm e Smcf) foram consideradas fácies reservatório e as demais, depósitos lamíticos (Sh) e calcário (M), constituem as fácies não-reservatório. A partir da análise de marcadores elétricos e/ou litológicos foram definidas três diferentes zonas denominadas de arenito inferior (LS), arenito médio (MS) e arenito superior (US). O arenito inferior (LS) marca os estágios iniciais de um ciclo de HST, instaurado após a formação da superfície de máxima inundação (MFS) que equivale ao chamado Marco Azul, um marco estratigráfico regional na Bacia de Campos. A zona referente arenito médio (MS) exibe canais lateralmente amalgamados e verticalmente atribuídos a fluxos de turbidez de alta densidade que marcam os principais estágios do HST. Por fim, a zona do arenito superior (US), é representada por arenitos lateralmente amalgamados, que terminam em pinch out em direção à parte central e leste do campo, marcando os estágios finais do HST. Os mapas de proporção de areia e de distribuição das zonas definidas mostram feição na forma de lobo e estruturas de canais discretos. Ao longo do eixo dos canais estão as zonas de maior espessura dos arenitos, representando os canais de alimentação dos lobos distais. Assim, a presente pesquisa sugere pelo menos dois fluxos turbidíticos bipartidos que representam diferentes estágios de deposição relacionados a uma sequência turbidítica de águas profundas, inserida em um complexo de lobo submarino. Os corpos de arenitos turbidíticos amalgamados, maciços, não consolidados, exibem uma boa porosidade e continuidade lateral e vertical, representando excelentes reservatórios, como era esperado. Além disso, uma modelagem estrutural foi estabelecida mostrando que as feições seguem o estilo estrutural da bacia, sujeita a um regime de distensão associado à formação de falhas lístricas associadas à tectônica salina. Deste modo, todas as informações citadas foram incorporadas à modelagem geológica 3D (modelo estático), que se destaca pelo detalhamento das informações geológicas estabelecido nesta pesquisa, garantindo a confiabilidade, autodescrição e a qualidade dos métodos utilizados no atual estudo. Finalmente, os resultados desta pesquisa foram integrados com cálculos volumétricos de hidrocarbonetos, onde o modelo determinístico indicou pelo menos 3,774 bilhões de barris de óleo (Bbls) de volume original de óleo no reservatório (OOIP), e os modelos probabilísticos apontam valores variando entre 3.603 (P10), 3.678 (P50) e 3.763 Bbls (P90) exibindo uma ótima correspondência com as reservas comprovadas de hidrocarbonetos calculadas pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) Abstract: The Eastern Marlim oilfield located in the northeastern offshore of the Campos Basin is a portion of the Marlim Complex considered as one of the most important giant oil accumulations ever found in Brazil. This research presents findings and suggests methods for characterizing a deepwater turbidite system, offering sedimentological and stratigraphical interpretations based on well correlations, distribution and sand proportion maps, petrophysical analysis, well log and seismic interpretation, merged in a final 3D geological modeling. Commonly, different mathematical and statistical approaches are employed in static reservoir modeling, displaying excellent outcomes, but they need to be mixed with a strong geological background, aiming to firmly support the subsurface framework and achieve a more realistic approach. The Oligocene-Miocene section studied in this research belongs to the E74 sequence (second-order sequence in the present investigation) of Winter et al. (2007), which, in turn, is part of the first-order Highstand Systems Tract (HST) of the Campos Basin. As a result, four principal lithofacies were identified in the entire section, where two are eminently reservoir facies associated with sandy facies (Sm and Smcf lithofacies) and the remaining lithofacies are evidently non-reservoir facies represented by shaly and calcareous deposits (Sh and M lithofacies). As well, three different major zones were identified as Lower sandstone (LS), Middle sandstone (MS), and Upper sandstone (US), taking into account correlatable electric and/or lithological markers. The Lower Sandstone (LS) marks the early stages of an entire HST cycle, deposited after the deposition of the maximum flooding surface (MFS) associated with the regional Blue Marker of the Campos Basin. Regarding the MS, this zone display laterally and vertically amalgamated channel features deposits attributed to high-density turbidity flows marking the principal stages of the HST. Lastly, the US zone, represented by laterally amalgamated sandstones, which pinch out toward the middle and eastern portion of the field, marking the final stages of the HST. The sand proportion and distribution maps of the mentioned zones exhibit lobe-shape features and discrete channelized structures. Along the axis of the channels, a thickest distribution of sandstones is present, representing distal lobes feeding channels. Thus, the current research suggests at least two bipartite turbiditic flows representing different stages of deposition related with a deep-water turbidite sequence, composing the elements of a submarine lobe complex. Turbiditic massive unconsolidated amalgamated sandstone bodies displaying very good porosity, as well as lateral and vertical continuity, represent most of this time interval representing excellent reservoirs, as it was expected. In addition, a structural modeling was established displaying and following the structural style of the Campos Basin, which is predominantly subject to a distensive regime, causing normal faults with listric geometry associated with salt tectonics. All the mentioned information was merged into a 3D geological modeling displaying outstanding accordance with the geological framework established in this research allowing for completeness, self-descriptiveness, and quality of standard descriptive methods conducted in the present oilfield. Finally, the outcomes of this investigation were integrated with volumetric hydrocarbon calculations to support the results. At least 3,774 billion barrels of oil (Bbls) of original oil in place (OOIP) were calculated by the deterministic model, and probabilistic models yields possibilities ranging from 3.603 (P10), 3.678 (P50), and 3,763 Bbls (P90) displaying a great match with the proven hydrocarbon reserves calculated by the Brazilian National Agency of Petroleum, Natural Gas, and Biofuels (ANP) Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestre em Geociências CNPQ 155607/2015-4

Orientador: Alessandro Batezelli Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Integração entre métodos da sedimentologia e da paleopedologia tem auxiliado a análise paleoambiental e estudos de evolução de bacias sedimentares continentais. Solos e paleossolos refletem complexa inter-relação entre sedimentação, erosão e não-deposição, além de registrarem as condições ambientais durante seus processos evolutivos, por se constituírem sistemas abertos. Paleossolos também têm contribuído e permitido estudos mais completos de natureza estratigráfica, por indicarem estabilidade nas paisagens e descontinuidade temporal no registro sedimentar. A maioria das sucessões sedimentares que se formou em ambientes continentais é caracterizada por uma interestratificação vertical e horizontal de paleossolos e sedimentos. Estudos de interação entre paleossolos e sedimentos são valiosos instrumentos na reconstituição paleoambiental e estratigrafia de bacias sedimentares continentais, uma vez que os solos, além servirem como registros das condições ambientais, representam momentos de estabilidade da paisagem, podendo ser utilizados como proxies estratigráficos. O objetivo da presente tese foi elaborar um modelo de evolução paleoambiental do Maastrichtiano da Bacia Bauru, através do estudo da interação entre sedimentos e paleossolos, em sistemas deposicionais continentais. Foram descritas onze seções da Formação Marília (S1, S2, S3, S4, S5, S6, S7, S8, S9, S10 e S11), compreendendo quarenta e três perfis. As análises micromorfológicas, mineralógicas e geoquímicas foram feitas de acordo com a literatura especializada. Foram identificadas três litofácies principais: arentito (S), conglomerado (G) e lamito (F). Os paleossolos da Formação Marília apresentaram horizontes argílicos (Btkm, Bt, Bss) e cálcicos (Bk) com distintos graus de cimentação, constituindo-se calcretes em sua maioria. Paligorskita, quartzo e calcita foram os minerais dominantes. Pedofeições texturais de revestimentos, distribuições relativas porfíricas, quitônicas e gefúricas, associadas com fábricas birrefringentes cristalíticas, granoestriadas, poroestriadas e salpicadas foram identificadas nos paleossolos. Na Bacia Bauru, a sedimentação da Formação Marília ocorreu durante o Maastrichtiano, a partir de depósitos de sistemas fluviais dominados por rios entrelaçados. Sedimentação, erosão e pedogênese foram processos que ocorreram de forma conjunta na Formação Marília. Os ciclos deposicionais, intercalados com processos erosivos, tiveram taxas de sedimentação variando entre altas e baixas, contínuas e lentas, episódicas e rápidas e controlaram a freqüência de avulsões. Na Formação Marília, os paleossolos, exumados e soterrados, constituídos por horizontes argílicos e cálcicos, e definidos como poligenéticos, compostos e cumulativos, indicam o término de ciclos deposicionais, com taxas, intensidades e duração diferenciadas. Os paleossolos compreendem pedotipos bem drenados, moderadamente drenados, hidromórficos, indicativos de sazonalidade climática e pedotipos de condições mais secas. A Formação Marília corresponde a trato de sistemas deposicionais distributivos de clima semiárido, de baixa taxa de acomodação, dominados por depósitos de rios entrelaçados em zonas proximais a distais, depósitos de planície de inundação e depósitos eólicos limitados na porção intermediária e compreendidos por dunas sand sea isoladas. Os paleossolos, com horizontes cálcicos (Bk) e argílicos (Btk, Bt, Bss), são reflexos das paradas na sedimentação e da dinâmica de avulsão e erosão, indicando momentos de estabilidade da paisagem e das condições paleodeposicionais e sugerindo ciclicidade climática, com variação na umidificação do clima semiárido, acompanhada por mudanças na circulação hidrológica durante o Maastrichtiano da Bacia Bauru Abstract: Integration between methods of sedimentology and paleopedology has helped paleoenvironmental analysis and studies of evolution of continental sedimentary basins. Soils and paleosols reflect a complex interrelationship between sedimentation, erosion and non-deposition, in addition to registering the environmental conditions during their evolutionary processes, since they are open systems. Paleosols have also contributed and allowed more complete studies of stratigraphic nature, since they indicate stability in the landscapes and temporal discontinuity in the sedimentary record. Most of the sedimentary sequences that formed in continental environments are characterized by vertical and horizontal interstratification of paleosols and sediments. Studies of interaction between paleosols and sediments are valuable instruments in the paleoenvironmental reconstruction and stratigraphy of continental sedimentary basins, since the soils, besides serving as records of the environmental conditions, represent moments of stability of the landscape, and can be used as stratigraphic proxies. The objective of this thesis was to elaborate a paleoenvironmental evolution model of the Maastrichtian of the Bauru Basin, through the study of the interaction between sediments and paleosols, in continental depositional systems. Eleven sections of the Marília Formation (S1, S2, S3, S4, S5, S6, S7, S8, S9, S10 and S11) were described, comprising forty three profiles. The micromorphological, mineralogical and geochemical analyzes were done according to the specialized literature. Three main lithofacies were identified: sandstone (S), conglomerate (G) and mudstone (F). The paleosols of the Marília Formation presented argillic (Btkm, Bt, Bss) and calcic (Bk) horizons with different degrees of cementation, constituting calcretes in their majority. Palygorskite, quartz and calcite were the dominant minerals. Textural pedofeatures of coatings, porphyric, chitonic and gefuric c/f-related distributions, associated with crystallitic, granostriated, porostriated e speckled b-fabrics were identified in the paleosols. In the Bauru Basin, the sedimentation of the Marília Formation occurred during the Maastrichtian, from deposits of fluvial systems dominated by braided rivers. Sedimentation, erosion and pedogenesis were processes that occurred together in the Marília Formation. The depositional cycles, interspersed with erosive processes, had sedimentation rates varying between high and low, continuous and slow, episodic and quick controlled the frequency of avulsions. In the Marília Formation, paleosols, exhumed and buried, constituted by argillic and calcic horizons, and defined as polygenetic, compound and cumulative, indicate the end of depositional cycles, with differentiated rates, intensities and duration. The palaeosols comprise well drained, moderately drained, hydromorphic pedotypes, indicative of climatic seasonality and pedotypes of drier conditions. The Marília Formation corresponds to the tracts of distributive fluvial systems of semi-arid climate, low rate of accommodation, dominated by deposits of braided rivers in proximal and distal zones, floodplain deposits and eolic deposits limited in the intermediate portion and comprised of dunes isolated. The paleosols, with calcic (Bk) and argillic (Btk, Bt, Bss) horizons, are reflections of the non-sedimentation and avulsion and erosion dynamics, indicating moments of landscape stability and paleodepositional conditions and suggesting climatic cyclicity, with variation in the humidification of the semi-arid climate, accompanied by changes in the hydrological circulation during the Maastrichtian of the Bauru Basin Doutorado Geologia e Recursos Naturais Doutor em Ciências

Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: A Bacia Bauru, de idade neocretácica, apresenta um conjunto de depósitos continentais que constituem um sistema aluvial dominado por rios entrelaçados desenvolvidos em condições de clima árido a semiárido. A Formação Marília, unidade localizada na porção superior do Grupo Bauru, é reconhecida por uma sucessão de paleossolos superpostos aos depósitos arenosos e conglomeráticos. Esses paleossolos apresentam distribuição regional e guardam informações importantes sobre as condições paleoambientais. A análise macro e micromorfológica dos paleossolos, associada à arquitetura das fácies da Formação Marília na região oeste do Estado de Minas Gerais, propiciaram a compreensão dos processos deposicionais e pedogenéticos ocorridos no Maastrichtiano. Análises geoquímicas forneceram informações sobre os processos pedogenéticos e o paleoclima. A relação espacial e temporal entre depósitos e paleossolo permitiu elaborar um modelo de desenvolvimento dos ciclos sedimentares de alta frequência para a unidade Abstract: The Bauru Basin, neocretacic agree present a set of continental deposits that form an alluvial system dominated by braided river developed in a climate arid to semiarid. The Marilia Formation, unit located in the upper portion of the Bauru Group, is recognized by a succession of paleosols superimposed on the sandy and conglomeratic deposits. These paleosols have regional distribution and keep important information about the paleoenvironmental conditions. The macro and micromorphological analysis of paleosols associated with facies architecture of the Marilia Formation in the western region of Minas Gerais, led to the understanding of the depositional and pedogenic processes occurring in the Maastrichtian.Geochemichal analyzes provide informations on pedogenic processes and paleoclimate.The spatial and temporal relationship between deposits and palaeosol allowed us to elaborate a development model of the sedimentary high frequency cycles to the unit Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestra em Geociências

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

Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Estudos geoquímicos e mineralógicos de arenitos e argilitos da Bacia Bauru (Cretáceo Superior), localizada na região do Triângulo Mineiro (Minas Gerais) foram realizados visando à determinação da proveniência, tectônica da rocha fonte, o papel de processos como intemperismo e reciclagem sedimentar na assinatura geoquímica da rocha fonte e à proposição de um modelo de evolução paleoambiental para a área de estudo. As amostras tem sua mineralogia principal composta por quartzo, microclínio, calcita, albita, dolomita e hematita. Illita, montmorillonita e paligorsquita são os argilominerais identificados. Elementos maiores, traços e terras raras e as razões elementares entre eles foram utilizadas para determinar a composição da rocha fonte. Valores do Índice Químico de Alteração e do Índice de Intemperismo Químico variando de 64 a 92 e de 84 a 98, respectivamente, e a ocorrência de feldspatos nas rochas sedimentares indicam intemperismo químico moderado na área fonte. Gráficos de elementos maiores e traços e valores para razões como La/Sc (1,47-4,86), (La/Yb)c (3,86-20,44) e a anomalia de Eu (Eu/Eu* = 0,62-0,92) comparados com dados da literatura sugerem que os sedimentos da Bacia Bauru na área de estudo tenham sido originados de rochas de composição quartzítica a granítico-gnáissica, derivadas de áreas continentais estáveis e depositados em ambientes de bacias intracratônica. A possível área-fonte para as rochas estudadas localiza-se a NE da Bacia Bauru, consistindo em rochas graníticas e metassedimentares do embasamento pré-cambriano. A deposição sedimentar na Bacia Bauru reflete a interação de processos aluviais e lacustres Abstract: Geochemical and mineralogical studies of sandstones and mudstones from the Late Cretaceous Bauru Basin of Triângulo Mineiro region (Minas Gerais State) were undertaken to determine the provenance, tectonic setting, the role of weathering, sorting and recycling on the source rock geochemical signature and to propose a palaeoenvironmental evolution model to the study area. The analysed samples are mainly composed by quartz, microcline, calcite, albite, dolomite and hematite. Illite, montmorillonite and palygorskite are the identified clay minerals. Major elements were used to determine the source rock composition, as well as trace and rare earth elements and the ratios among them. Chemical Index of Alteration and Chemical Index of Weathering ranging from 64.83 to 92.3 and from 84 to 98.2, respectively, along with the feldspar occurrence on sedimentary rocks indicate a moderate weathering in the source area. Plots of major and trace elements and values for the ratios such as La/Sc (1.47-4.86), (La/Yb)c (3.86-20.44) and the Eu anomaly (Eu/Eu*= 0.62-0.92), compared to data from the literature indicate source rock was located into a continental passive margin tectonic setting and sediments were derived from quartzitic to granitic-gneissic rocks of stable continental areas and deposited in an intracratonic basin. Probable source area to the studied rocks is located at NE of Bauru Basin and consists in granitic and metassedimentary rocks from the Precambrian basement. Sedimentary deposition in Bauru Basin reflects an interaction of alluvial and processes Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestra em Geociências

Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Estudos voltados para a reconstrução paleoambiental e paleoclimática usando paleossolos vêm crescendo a partir do aumento e melhoramento das técnicas de investigação. Os paleossolos são potencialmente um meio mais direto de fazer reconstruções paleoclimáticas e paleoambientais visto que os solos formam-se na superfície da Terra, em contato direto com a atmosfera e são dependentes das condições climáticas vigentes. Os paleossolos analisados neste trabalho fazem parte da Formação Santo Anastácio ¿ Bacia Bauru e a partir das análises macroscópicas, microscópicas e mineralógica dos mesmos foi possível definir o ambiente de formação de tal unidade, bem com seu paleoclima. O paleossolo (Geossolo Santo Anastácio) caracteriza-se por uma coloração avermelhada, conteúdo carbonático na forma de nódulos e rizoconcreções, elevado conteúdo de quartzo como esqueleto, um plasma composto por argilominerais e óxidos e hidróxidos de ferro, ilita e vermiculita como argilominerais. Acima destes encontramos os depósitos flúvio-lacustres da Formação Araçatuba (Grupo Bauru). As propriedades dos paleossolos nos indicam um ambiente bem drenado, com características oxidantes, com pouca, mas relevante presença de água, em clima semiárido. A presença de um paleossolo remete-nos a uma estabilidade no terreno, o qual propicia um ambiente favorável à pedogênese. A passagem do Grupo Caiuá (Formação Santo Anastácio), para o Grupo Bauru (Formação Araçatuba) é marcada por uma reestruturação tectônica, a qual é responsável por uma mudança paleoambiental. Enquanto o Geossolo Santo Anastácio é indicativo de um ambiente subaéreo, os depósitos flúvio-lacustres da Formação Araçatuba nos indicam um ambiente subaquoso. Se tal disposição mostrar continuidade ao longo da bacia, o mesmo poderá ser útil como marco estratigráfico Abstract: Paleoevironmental and paleoclimatic reconstructions by paleossols have increase in recent studies due to a new and better technics of investigation. Paleossols are a direct way to do paleoclimatic and paleoenvironmental reconstructions due to the direct contact wirh the atmosfera, witch from soils, and are directly related with climatic changes. The analysed paleossoils in this study are part of Santo Anastácio Formation ¿ Bauru Basin. Macroscopic, microscopic and mineralogical analysis allowed an paleoenvironmental reconstruction and a climatic definition for this unit. This paleossoil (Santo Anastácio Geosol) is characterized by a redish color, carbonatic nodules and rhizoconcretions, high concentrations of quartz as skeleton, plasm composed by clay minerals and iron oxides and hidroxides, illite and vermiculite with clay minerals. Above this soil e found fluvio-lacustrine deposits from Araçatuba Formation (Bauru Group).This properties show us a well draines soil, with oxidant characteristics, low concentration of water in a semi-arid environment. Pedogeneses is favored by a ground stability which leads to a paleossol. Caiuá Group (Santo Anastácio Formation) ¿ Bauru Group (Araçatuba Formation) transition is marked by a tectonic restructuration witch is responsable for a paleoenvironmental change. While Santo Anastacio Geossoil indicates a subaerial environment, the fluvio-lacustrines deposits from Araçatuba Formation show us a subaqueous environment. If this combination remain all over the basin, this could be an important stratigraphic mark Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestra em Geociências

Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: A Formação Marília, que aflora no sudeste do Brasil, é uma sucessão sedimentar caracterizada por estratos sedimentares alternados com paleossolos. As feições pedogenéticas podem ser relacionadas com os fatores climáticos e são utilizadas como ferramenta na interpretação de paleoambientes. Através da descrição macro e microscópica, associada a análise mineralógica e fluorescência de raios-X, foram identificados e caracterizados 20 de perfis de paleossolos da Formação Marília, Maastrichtiano da Bacia Bauru. A intercalação de horizontes C, Ck, Bt, Btk e Gley, possibilitaram a elaboração de um modelo de evolução paleoambiental, onde os dados geoquímicas permitiram tecer considerações paleoclimáticas. As mudanças nos processos de formação destes paleossolos foram impulsionadas principalmente pelas variações de umidade disponível. As estimativas de paleoprecipitação (MAP) obtidas por meio do CIA-K em horizontes Bt e Btk, indicam que a pluviosidade variou de 20-1000 mm/ano. Estas condições climáticas contrastantes resultaram na sobreposição de perfis distintos, sugerindo oscilação entre condições áridas a semiáridas. Estes resultados contribuem para um melhor entendimento paleoambiental do Cretáceo Tardio para a porção sudeste brasileira Abstract: The Marília Formation is the Maastrichtian sequence of the Bauru Basin and crops out in southeastern Brazil. It is a sedimentary succession characterized by alternating sedimentary strata and paleosols. The pedogenic features can be related to climatic factors and are used as a tool in the interpretation of paleoenvironments. By means of a macro- and microscopic description, associated with mineralogical and x-ray fluorescence analyses, twenty paleosol sections were identified and characterized in the Marília Formation. The characterization of C, Ck, Bt, Btk and Gley horizons and the corresponding geochemical data helped define a paleoenvironmental evolutionary model and make some paleoclimatic considerations. Changes in the processes of formation of these paleosols were mainly triggered by moisture variations. Paleoprecipitation estimates (MAP) obtained by means of CIA-K in Bt and Btk horizons indicate that precipitation varied 20-1000 mm/year. These contrasting climatic conditions caused overlapping of distinct profiles, suggesting oscillation between arid to semi-arid conditions. These results contribute to a better understanding of the Upper Cretaceous paleoenvironment in southeastern Brazil Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestra em Geociências