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