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Digital, El objetivo de la presente práctica empresarial es realizar una búsqueda, recopilación e integración de registros e informes de pozo, imágenes UBI, caracterización de fracturas naturales, propiedades geomecánicas, sedimentología e información de producción del campo Cupiagua (4 Pozos) del piedemonte llanero. Mediante la recopilación de información a lo largo de bases de datos (Ecosearch, ICP, etc.) suministradas por la compañía, se logró mantener un estándar de calidad con los respectivos pozos evaluados en este proyecto siendo los pozos A y D los más completos y detallados para el respectivo estudio. Esto se realizó con el fin de completar la carga de información para los respectivos pozos y de visualizar la información relevante a escala 1D utilizando los softwares DSP (Decision space petrophysics) y Techlog, para así facilitar el entendimiento integrado de fracturas naturales en el campo. Como resultado se obtuvieron una serie de graficas para cada uno de los pozos del campo donde se integraron registros básicos, eventos, geomecánica, facies sedimentarias, diagramas de rosetas (fracturas), registros PLT (producción), imágenes UBI y CORE. Posteriormente con los datos ploteados se realizó el modelo petrofísico y una interpretación de fracturas en imagen UBI para el pozo D, el cual no contaba con la información., The objective of this company practice is to perform a search, compilation and integration of wells-logs and reports, UBI images, characterization of natural fractures, geomechanical properties, sedimentology, and production information of Cupiagua field (4 wells) in Llano’s foothills. Through the compilation of information along databases (Ecosearch, ICP, etc.) supplied by the company, it was possible to maintain a quality standard with the respective wells evaluated in this project, being wells A and D the most complete and detailed for the respective study. This was done in order to complete the information load for the respective wells and to visualize the relevant information at 1D scale using DSP (Decision space petrophysics) and Techlog software, to facilitate the integrated modeling of natural fractures in the field. As a result, a series of plots were obtained for each of the wells in the field where basic logs, events, geomechanics, sedimentary facies, rosette diagrams (fractures), PLT logs (production), UBI and CORE images were integrated. Subsequently, with the plotted data, the petrophysical model and an interpretation of fractures in UBI image for well D, which did not have the information, were made., Pregrado, Geólogo, Introducción Planteamiento del Problema Justificación del Problema Objetivos Objetivo General Objetivos Específicos Marco Teórico Yacimientos Naturalmente Fracturados ¿Qué es una Fractura Natural? Razones por las Cuales se Generan Fracturas Naturales Características de las Fracturas Clasificación Genérica Clasificación Geológica Morfología de las Fracturas Rasgos de las Fracturas Intensidad de Fracturamiento (Parámetros) Detección de Fracturas con Registros de Pozo Registros de Resistividad Registros Sónicos Registros de Densidad Variable (VDL) Registros de Imágenes de Pozo Registros de Imagen Ultrasónica Fracturas Naturales vs Inducidas Estado del Arte Bedoya, H. (2004). Caracterización de Fracturas Aplicadas a la Geomecánica de YNF. Piedemonte Llanero (Colombia) Ortiz, A. Cardozo, C. Reyes, A. (2005) Análisis Petrológico y de Microfracturamiento de las Formaciones Mirador y Barco, Pozo Cupiagua A-1 Ortiz, A. Ramírez, A. (2007) Cálculo de Porosidad Secundaria o de Fractura a Partir de Registros Convencionales y Permeabilidad de Fractura a Partir de Pruebas de Presión Para la Formación Mirador del Piedemonte Llanero Ortiz, A. Cantillo, J. (2006) Impacto Geomecánico y Yacimientos Naturalmente Fracturados Beltrán, X. (2005). Estudio Sobre la Relación Existente Entre la Sedimentología y el Fracturamiento en el Campo Cupiagua a Partir de Análisis de Corazones Grupo de Modelamiento de Procesos Hidrocarburos (2004) Determinación de la Intensidad de Fracturamiento y su Incidencia Sobre la Permeabilidad de los Yacimientos Naturalmente Fracturados Ortiz, A. Naranjo, J. Torres, E. (2007) Análisis Petrológico y de Microfracturamiento (Formaciones Mirador y Barco) Campos Floreña, Pauto y Volcanera Localización y Generalidades Ubicación Espacial Columna Estratigráfica General Metodología Modelo de Porosidad Resultados Revisión de Estado de los Pozos Curvas Modeladas (Gráficos) Pozo A Pozo B Pozo C Pozo D Modelo Petrofísico (Pozo D) Gráfico de Petrofísica Cutoff Sensitivity PHI (Formación A y B) Cutoff Sensitivity Vcl (Formación A y B) Comparación GR- Formación A y B Resultados PHI- Formación B Resultados PHI- Formación A Resultados Generales de la Petrofísica Interpretación de Fracturas (Pozo D) Resultados de la Interpretación e Input Generado Para el Modelamiento Discreto de Fracturas (MDF) Conclusiones Referencias Bibliográficas

RESUMEN Una evaluación petrofísica se llevó a cabo para los niveles siliciclásticos del pozo ANH-TIERRALTA-2-X-P en la Cuenca de Sinú-San Jacinto, Noroeste de Colombia. El pozo se dividió en cinco unidades informales que contienen diez ciclos estratigráficos basándose en la litología y la respuesta del registro de gamma ray. La primera desde la superficie hasta 1100 ft (Formación El Carmen, Oligoceno), la segunda (1100 ft - 3100 ft) compuesta de biomicritas (Formación Tolúviejo, Eoceno). La Unidad 3 corresponde a areniscas cuarzosas y litoarenitas interestratificadas con lutitas (de 2000 ft de espesor); la Unidad 4 corresponde a areniscas conglomeráticas (5530 ft - 6620 ft); la Unidad 5 (6620 ft hasta 6770 ft) contiene calizas grises; estas tres últimas, se correlacionan con la Formación San Cayetano, Paleoceno. La unidad basal (6770 ft hasta 8711 ft) contiene lutitas de color gris oscuro, y se correlaciona con la Formación Cansona, del Cretácico superior. Petrográficamente, se analizaron 26 secciones delgadas del Ciclo 8 (Unidad 3). La diagénesis temprana está representada por compactación, caolinitización de feldespatos alcalinos y sericitización de plagioclasas, y la diagénesis de enterramiento por neoformación de cemento de poros de calcita. Los ciclos siliciclásticos basales (4, 5 y 6 en la Unidad 4) son los más prospectivos para la acumulación de hidrocarburos, mientras que el Ciclo 7 (en la Unidad 3), correspondería a la roca sello del posible sistema petrolífero. El volumen de shale se calculó a partir de los registros de gamma ray y densidad-neutrón. Los cálculos de porosidad hechos a partir del registro de densidad (entre 8 y 15%) son los más próximos a los valores calculados en el laboratorio a partir de los plugs recuperados (5%). La saturación de agua se estimó utilizando la porosidad calculada y el registro de resistividad profunda, reportándose un valor promedio de 95% en los potenciales reservorios analizados. ABSTRACT A petrophysical evaluation was carried out for the siliciclastic levels of the ANH-TIERRALTA-2-X-P well in the Sinú-San Jacinto Basin, Northwest of Colombia. The well was divided into five informal units that contain ten stratigraphic cycles based on the lithology and response of the gamma ray log. The first from surface to 1100 ft (El Carmen Formation, Oligocene), the second (1100 ft - 3100 ft) composed of biomicrites (Tolúviejo Formation, Eocene). Unit 3 corresponds to quartzitic and lithic sandstones interbedded with shales (2000 ft thick); Unit 4 corresponds to conglomerate sandstones (5530 ft - 6620 ft); Unit 5 (6620 ft to 6770 ft) contains gray limestones; these last three, correlate with the San Cayetano Formation, from Paleocene. The basal unit (6770 ft to 8711 ft) contains dark gray shales, and correlates with the Cansona Formation of the Upper Cretaceous. Petrographically, 26 thin sections of Cycle 8 (Unit 3) were analyzed. Early diagenesis is represented by compaction, alkali feldspar kaolinitization and plagioclase sericitization, and the burial diagenesis by neoformation of calcite cement. The basal siliciclastic cycles (4, 5 and 6 in Unit 4) are the most prospective for the accumulation of hydrocarbons, while Cycle 7 (in Unit 3) will correspond to the cap rock of the possible oil system. The shale volume was calculated from the gamma ray and density-neutron logs. The porosity calculations made from the density log (between 8 and 15%) are the closest to the values calculated in the laboratory from the recovered plugs (5%). The water saturation was estimated using the calculated porosity and the deep resistivity log, reporting an average value of 95% in potential reservoirs analyzed.

El presente trabajo tiene como objetivo la realización de un modelo geológico-petrofísico, es decir una caracterización integrada de las rocas que constituyen el reservorio del yacimiento Puesto Touquet (sector suroriental de la Cuenca Neuquina). Para ello se utilizaron los informes inéditos disponibles sobre muestras de subsuelo (testigos corona, cutting y cortes delgados) realizados por el laboratorio geológico-petrofísico LCV, junto con perfiles de pozo y datos de estudios de petrofísica básica y especial., Facultad de Ciencias Naturales y Museo

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

En este trabajo se realizó una caracterización sísmica de la Fm. Vaca Muerta en un intervalo estratigráfico que abarca desde la Segunda Cocina hasta su base, en un área ubicada al noreste de la cuenca Neuquina que se encuentra en etapas tempranas de desarrollo. A partir de la técnica de inversión sísmica post-stack, se obtuvo un volumen de impedancias acústicas (Zp) donde se logró identificar cinco niveles orgánicos de interés: Segunda cocina, Berriasiano superior, Berriasiano inferior, Orgánico superior, Regresivo y Base de Vaca Muerta. Mediante relaciones empíricas se estudió la factibilidad para obtener propiedades petrofísicas de reservorio a partir del volumen de Zp calculado. Se obtuvo una relación lineal e inversamente proporcional entre la impedancia acústica y la porosidad, con una alta correlación. Esto permitió generar un volumen de porosidades sobre la región de estudio. Por último, se interpretaron los mapas de porosidades calculados sobre cada nivel y se identificaron zonas de gran potencial para el desarrollo prospectivo del área., Facultad de Ciencias Astronómicas y Geofísicas

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

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

Orientador: 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

The office U.S. Energy Information Administration (EIA) has suggested significant volumes of hydrocarbon resources in unconventional Shale type reservoirs, which happens to be very interesting nowadays. The complexity of these reservoirs, along with the high level of risk during the exploration stage, and the lack of laboratory data, are challenging for an adequate estimation of hydrocarbon volumes in shale reservoirs. An innovative methodology to estimate prospective resources on a Shale reservoir is proposed in this paper, based on petrophysical and geochemical data from well logs, such as porosity, hydrocarbon saturation, TOC (total organic content), gas content, thermal rock maturity, clay fraction, thickness, rock density, etc, all of them using Monte Carlo simulation. Further, this paper proposes a new way of interpreting petrophysical data to obtain a clearer view of reservoir characterization, especially Brittleness, which is of great relevance to define the potential of fracturing and hydrocarbon production. The methodology was applied to the Tablazo Formation in the Middle Magdalena Valley Basin (MMVB) in Colombia. The results show a total best estimate of oil in place (OOIP) of 51 637 Bls/acre, gas adsorbed in place 39.72 Mcf/acre, and free gas in place of 177.18 Mcf/acre. Comparing these results with those obtained by applying other methodologies, the best estimates of oil in place is 146 933 Bls/ acre, gas adsorbed in situ 40.57 Mcf/acre, and free gas in place of 504.07 Mcf/acre. Data reported in the literature, on the same area, corroborate these results. To conclude, with this methodology a new approach is achieved for estimating prospective resources in Shale reservoirs with better results using the Monte Carlo simulation. RESUMEN La complejidad de los yacimientos no convencionales tipo Shale, aunada con el alto nivel de riesgo en etapas exploratorias y la escasa información de Laboratorio, plantea un desafío para la adecuada estimación de los volúmenes de hidrocarburo que los yacimientos shale pueden ofrecer. Este trabajo propone una metodología innovadora para estimar los recursos prospectivos en un yacimiento tipo shale a partir de datos petrofísicos y geoquímicos extraídos de registros de pozo, tales como porosidad, saturación de hidrocarburos, TOC (contenido orgánico total), Contenido de Gas, madurez termal de la roca, fracción de arcilla, espesor, densidad de la roca, entre otros, aplicando simulación Monte Carlo. Adicionalmente, se plantea una nueva forma de interpretar los datos petrofísicos para obtener una visión más clara de la caracterización del yacimiento, especialmente del Brittleness que es de gran importancia para definir el potencial de fracturamiento y por lo tanto de producción que tiene la formación. La metodología se aplicó a la formación Tablazo en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM - Colombia). Los resultados de mejor estimado arrojan un aceite total en sitio (OOIP) de 51 637 Bls/acre, gas adsorbido en sitio de 39.72 Mcf/acre y gas libre en sitio de 177.18 Mcf/acre. Al comparar estos resultados con los obtenidos al aplicar otras metodologías y datos reportados en la literatura sobre la misma zona, corroboran los resultados obtenidos. En conclusión, con esta metodología, se logra un nuevo enfoque de estimación de recursos prospectivos en yacimientos Shale con resultados más ajustados al usar simulación Montecarlo.

Dissertação (mestrado) — Universidade de Brasília, Instituto de Geociências, Programa de Pós-Graduação em Geologia, 2021. Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) e Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES). Essa dissertação de mestrado apresenta os resultados da investigação do sistema mineral polimetálico Tinteiro mapeado no greenstone belt de Faina, que é associado à estruturas rúpteis que cortam as unidades litológicas e a mineralização aurífera, de idade estimada paleoproterozoica. A mineralização polimetálica é caracterizada por brechas manganesíferas/ferruginosas com teores anômalos de metais de base, tais quais Ag, Co, Cu, Ni, Ba, Mo, As, Pb, U, Fe, Mn e LREE. O footprint da mineralização é marcado por uma alteração hidrotermal hematítica mapeada em várias escalas, ora como vênulas milimétricas, ora presente nos contatos litológicos entre as unidades. Os resultados obtidos nesta dissertação permitiram definir o ambiente mineralizado através da análises de amostras de testemunhos de sondagem que interceptam este sistema. A análise petrográfica e de difratometria de raios-x das brechas indica uma assembleia mineral composta por quartzo, muscovita, hematita, goethita, psilomelano, romanechita e hollandita, e calcopirita. Nas porções onde a alteração hematítica é mais intensa, observa- se quartzo, muscovita, hematita, goethita, clinocloro, corrensita e caulinita. O mapeamento espectral das brechas demonstra que os minerais dos grupos dos óxidos e hidróxidos de ferro possuem composição intermediária entre goethita e hematita, e também que os de minerais do grupo das micas brancastêm sua composição intermediária entre muscovita e fengita, essas apresentando alto grau de cristalinidade. Os resultados de geoquímica de rocha total indicam valores anômalos de até 9% de Fe2O3, 13% de MnO, 2.790 ppm de Co, 10.000 ppm de Ba, 1.890 ppm de Cu e 1.460 ppm de Ni. Os elementos Zn e As demonstraram ser vetores de identificação da alteração hematítica proximal como pathfinders do sistema. A integração dos multiparâmetros coletados permitiu a caracterização do footprint da zona distal do sistema, que é caracterizada por alta susceptibilidade magnética (valor médio de 4,23 x 10-3 SI), abundancia de clorita e carbonato superior a 0,1%, teores superiores a 5% de MgO, Cao, P2O5 e Na2O e pouca incidência de estruturas rúpteis. O footprint do halo proximal do sistema evidencia uma queda nos valores de densidade natural e susceptibilidade magnética das rochas no sentido da mineralização. A composição dos minerais do grupo dos óxidos e hidróxidos de ferro é de hematita e a cristalinidade dos minerais membros do grupo das micas brancas atinge valores superiores a 10. E quanto maior a proximidade da porção mineralizada, maior a intensidade de feições de venulações e fraturas. O footprint da zona mineralizada é caracterizado por queda da abundancia de minerais do grupo dos óxidos e hidróxidos de ferro (menor que 0,22), queda nos valores da densidade da rocha, mas altos valores de densidade absoluta e a susceptibilidade magnética aumenta em relação às zonas proximais (média de 0,542 x 10-3 SI). This research investigates the Tinteiro polymetallic mineral system that is found in several locations in the Faina greenstone belt, which is associated with brittle structures that cut the lithological units. The polymetallic mineralization is characterized by manganesiferous/ferruginous breccias with anomalous levels of base metals, such as Ag, Co, Cu, Ni, Ba, Mo, As, Pb, U, Fe, Mn and LREE. The mineralization footprint is marked by a hematitic hydrothermal alteration mapped at various scales, sometimes as millimeter veinlets, or even present in the lithological contacts between the metachert units, muscovite schist and carbonate units. The results obtained in this dissertation made it possible to define the mineralized environment through the analysis of samples extracted from drilling cores that intercept this system. The petrographic description and x-ray diffractometry analysis of the breccias shows a mineral assemblage composed of quartz, muscovite, hematite, goethite, psilomelane, romanechite and hollandite, and chalcopyrite. In the portions where the hematitic alteration is more intense, quartz, muscovite, hematite, goethite, clinochlore, corrensite and kaolinite are observed. The spectral mapping of the breccias shows that the minerals from the group of iron oxides and hydroxides have an intermediate composition between goethite and hematite, and that the of minerals from white micas group have their composition intermediate between muscovite and phengite, these presenting a high degree of crystallinity. The results of total rock geochemistry brought anomalous values of up to 9% Fe2O3, 13% MnO, 2,790 ppm Co, 10,000 ppm Ba, 1,890 ppm Cu and 1,460 ppm N, and the elements Zn and As demonstrated to be important pathfinders of proximal hematitic alteration. The integration of the collected multiparameters data identifies that the footprint of the distal zone of the system is characterized by high magnetic susceptibility (average value of 4.23 x 10-3 SI), abundance of chlorite and carbonate greater than 0.1, contents greater than 5% MgO, Cao, P2O5 and Na2O and low incidence of brittle structures. The footprint of the proximal halo of the system shows a drop in the values of density and magnetic susceptibility of the rocks to the direction of mineralization, the composition of the minerals in the group of iron oxides and hydroxides is hematite and the crystallinity of the minerals members of the group of white micas reach values greater than 10, and the greater the proximity of the mineralized portion, the greater the intensity of venulations features. The footprint of the mineralized zone is characterized by a decrease in the abundance of minerals from the group of iron oxides and hydroxides (less than 0.22), a decrease in rock density values, but high absolute density values and magnetic susceptibility increases in relation to to the proximal zones (average of 0.542 x 10-3 SI).

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

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: No método de recuperação WAG, a alternância dos fluidos injetados promove alterações de saturações no meio poroso. Associados a estas alterações ocorrem dois fenômenos muito relevantes à movimentação de fluidos na rocha: (1) o trapeamento capilar de CO2 durante o processo de embebição, e (2) a histerese nas curvas de permeabilidade relativa. As informações sobre o aprisionamento de CO2 e os efeitos de histerese cíclica são chaves para a previsão de comportamento dos reservatórios carbonáticos submetidos à injeção alternada de água e dióxido de carbono (CO2-WAG) e estocagem de CO2. Os objetivos deste trabalho são divididos em duas partes. A primeira é investigar, em escala de laboratório, a influência de diferentes condições de pressão e temperatura sobre a máxima saturação de gás trapeada em escoamento bifásico. A segunda é investigar, também em escala de laboratório, os efeitos de histerese cíclica (gás e água) da permeabilidade relativa em escoamento trifásico. Com esta finalidade, foram realizados testes em rochas carbonáticas, consideradas heterogêneas. As coquinas utilizadas são de afloramentos análogos ao do pré-sal, procedentes da Formação Morro do Chaves, da Bacia Sergipe-Alagoas, Brasil. Amostras semelhantes às utilizadas no trabalho tiverem sua composição mineralógica, geometria dos poros e propriedades petrofísicas caracterizadas por lâminas delgadas e por tomografia computadorizada. No trabalho é desenvolvida uma metodologia experimental para caracterização de experimentos em rochas carbonáticas, de forma a permitir adequada investigação do método WAG em escala de laboratório. O monitoramento das distribuições de saturações durante os ensaios de deslocamento foi realizado através de tomografia computadorizada, juntamente com criteriosos procedimentos para obtenção dos balanços de materiais. A metodologia é apresentada em duas etapas que contemplam, em uma primeira instância, a montagem de um aparato (A) para o estudo sobre trapeamento bifásico de N2 ou CO2 em uma amostra (A) longa (76 cm); e, em uma segunda, a montagem de outro aparato (B) para conduzir o teste de histerese trifásica em uma amostra (B) curta (21 cm). As amostras foram preparadas e os testes seguiram com os procedimentos considerados padrões para os estudos propostos. Para a investigação do trapeamento bifásico (água-gás) e da variação dos coeficientes de trapeamento de Land, foram realizados deslocamentos de drenagens e embebições em diferentes condições de pressão (700 a 7000 psi) e temperatura (22°C e 65°C) para avaliar a influência das propriedades rocha-fluido na saturação residual de gás em meio poroso. Para a investigação da histerese cíclica da permeabilidade relativa trifásica e da redução da permeabilidade relativa ao gás e à água, foram realizadas sequências de deslocamentos de drenagem e embebição em meio poroso saturado com óleo e na condição de água irredutível. Os resultados da investigação sobre o trapeamento do gás pela água revelam que os efeitos combinados de aumento de viscosidade e densidade do gás em condições de pressão e temperatura elevadas aumentam a saturação máxima de gás trapeada. Os coeficientes de trapeamento de Land obtidos neste trabalho foram caracterizados através da determinação local das saturações via tomografia computadorizada, apresentando variação local do coeficiente. Eventos de dissolução-precipitação nos testes envolvendo CO2 e salmoura carbonatada alteram a estrutura dos poros e podem modificar a capacidade de trapeamento da amostra, funcionando como um mecanismo auxiliar. O efeito de histerese em processo WAG fica claro na análise dos dados experimentais de permeabilidade relativa à água e ao gás do teste trifásico, destacando-se o comportamento da permeabilidade relativa ao gás. Através da adequada caracterização da histerese em regime permanente foi possível determinar o expoente (?) de redução da permeabilidade relativa ao gás do modelo de Larsen. Conclui-se que os parâmetros de histerese bifásica e trifásica são dependentes do processo de injeção, que é uma característica da injeção WAG. Os parâmetros devem ser medidos na pressão e temperatura de reservatório do campo em estudo, para assim, serem representativos em ajustes de histórico experimental e para uma adequada previsão do comportamento do processo WAG em escala de campo Abstract: In the WAG recovery method, alternating the injected fluids promotes changes in the saturation of the porous media. Associated with these changes, two phenomena occur, which are very relevant to the movement of fluids in the rock: (1) capillary trapping of CO2 during an imbibition process, and (2) hysteresis in the relative permeability curves. Information regarding CO2 trapping and cyclic hysteresis effects is key for predicting the behavior of the carbonate reservoirs subjected to water alternating gas (CO2-WAG) and CO2 storage processes. The objectives of this study were divided in two parts. First was to investigate, at laboratory scale, the influence of different pressure and temperature conditions on the maximum trapped saturation of gas in two phase flow. The second was to investigate, also at laboratory scale, the effects of cyclic hysteresis (gas and water) of three-phase relative permeability in three phase flow. To this end, tests were conducted on carbonate samples that were considered to be heterogeneous. The samples used were coquinas from outcrops that are analogous to pre-salt samples, coming from the Morro do Chaves formation, in the Sergipe-Alagoas Basin, Brazil. The mineralogical composition, pore geometry and petrophysical properties of samples similar to those used in this study were characterized by thin sections and computed tomography. In this study, an experimental methodology was developed to characterize carbonate rocks in such a way as to allow adequate investigation of the WAG method at laboratory scale. Monitoring of the saturation distributions during the displacement tests was conducted through computed tomography, along with detailed procedures for obtaining material balances. The methodology is presented in two steps that include, first, the assembly of an apparatus (A) for studying two-phase trapping of N2 or CO2 in a long sample (A) (76 cm) and, second, the assembly of another apparatus (B) to conduct the three-phase hysteresis test on a short sample (B) (21 cm). The samples were prepared, and the tests followed the procedures considered to be standard for the proposed studies. To investigate the two-phase trapping (water-gas) and variation in Land trapping coefficients, drainage and imbibition displacements were carried out under different levels of pressure (700 to 7000 psi) and temperature (22°C and 65°C) in order to evaluate the influence of the rock/fluid properties on the residual saturation of the non-wetting phase in the porous media. To investigate the cyclic hysteresis of three-phase relative permeability and reduction in both water and gas permeability, sequences of multiphase drainage and imbibition displacements were carried out in porous media saturated with oil and irreducible water. The results of the investigation of two-phase trapping show that the combined effects of increased viscosity and density of the gas in high pressure and temperature conditions increase the maximum gas trapped saturation. The Land trapping coefficients obtained in this study were characterized by determining local saturations through computed tomography, presenting a local variation of the coefficient. Dissolution-precipitation events involving CO2 and carbonated brine altered the pore structure and can modify the sample¿s trapping capacity, serving as an auxiliary mechanism. The effect of hysteresis on the WAG process becomes clear when analyzing the experimental data from the three-phase test, in particular the behavior of the gas relative permeability. Through proper characterization of hysteresis in steady state, it was possible to determine the reduction exponent (?) of the gas relative permeability using the Larsen and Skauge model. It was concluded that the parameters of two-phase and three-phase hysteresis are process dependent, which is characteristic of WAG injection. The parameters should be measured under the conditions of the reservoir in study in order to be a representative in adjustments of experimental history matching and to properly predict realistic behavior of the WAG process at field scale Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Fresia Soledad Ricardi-Branco Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Um considerável volume de informações pode ser obtido a partir das perfilagens geofísicas, tais como composição química, mineralogia, textura, porosidade além da identificação das zonas de acumulação de hidrocarbonetos. Para atingir uma interpretação confiável é necessária uma correta correlação entre os testemunhos de amostragem, amostras de laboratório e perfilagens geofísicas. Algoritmos de aprendizagem de máquina vêm sendo utilizados com o intuito de auxiliar o intérprete na tarefa de correlação entre as diferentes fontes de dados. O algoritmo da Support Vector Machine (SVM) tem aplicação em diversas áreas tais como a bioinformática, análise de imagens e categorização de textos. Os resultados obtidos até o momento mostram que o algoritmo pode atingir os mesmos ou melhores resultados que outras técnicas já em uso. A SVM foi desenvolvida por Vapnik e se baseia na Teoria da Aprendizagem Estatística (TAE). Tem como características a utilização de equações de kernel para amostras não lineares e o uso das margens de máxima separação para determinação do hiperplano canônico. Neste trabalho foi obtida uma classificação de eletrofácies com a SVM em dados oriundos do Campo de Peregrino na Bacia de Campos. Para avaliar a capacidade de classificação e predição de fácies do SVM, foram utilizados seis poços e suas respectivas leituras de perfilagem do poço, descrições petrográficas e dados laboratoriais. Foram testadas duas equações de Kernel, Linear e Radial Basis Function (RBF). O resultado foi comparado à outra técnica, KNN. Ambas as técnicas atingiram bons resultados tendo o SVM atingido taxa de acerto de 89% e o KNN com 70,8%. Com esse resultado o SVM se mostrou um confiável classificador para a utilização no campo de Peregrino Abstract: Log curves generate a considerable amount of information like, chemistry composition, mineralogy, texture, porosity and even identify hydrocarbon accumulations. To obtain a reliable interpretation is important to do a correct correlation between the core log, the laboratory samples and the log curves. Machine learning algorithms help the interpreter on the job of correct correlation between different data sources. Many knowledge areas apply the Support Vector Machine (SVM) algorithm, e.g., bioinformatics, image analysis and texts categorization. The studies obtained show that the algorithm can achieve the same or better results of other techniques in use. Based on the Statistical Learning Theory, the SVM was proposed by Vapnik (1995). It¿s characterized by the presence of kernel equations for nonlinear samples and determination of hyperplane through maximum separation margins. In this work, an electrofacies classification obtained with SVM using data from the Peregrino field, Campos Basin. To evaluate the classification and prediction capacities of the SVM, we utilized six exploratory wells with log curves, petrographic descriptions and laboratorial analysis. Two kernel equations was utilized, the Linear and Radial Basis Function (RBF). The results were compared to another technique, KNN. Both algorithms achieved good results, with SVM scoring 89% and KNN with 70.8%. With this result the SVM algorithm showed to be a reliable classifier to be applied in the Peregrino Field Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestre em Geociências

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

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: As recentes descobertas do pré-sal no Brasil trouxeram novos desafios para as atividades de explotação de petróleo. Perfuração em formações carbonáticas apresentam grandes diferenças em relação a perfurações em rochas areníticas. Enquanto arenitos são mais homogeneos, rochas carbonáticas podem apresentar significativas variações em relação ao tamanho e à distribuição de poros, refletindo na produtividade de formação, como também na operação e manutenção de produção. A produtividade dos poços é avaliada logo após a perfuração dos mesmos, uma vez que danos à formação produtora podem alterar suas características originais. Diante disso, fluidos especificamente formulados para perfurar o reservatório, conhecidos como fluidos drill-in, vem sendo estudados com vistas à otimização da perfuração e à minimização de dano. Estes fluidos são desenvolvidos de acordo com as características do reservatório a ser perfurado e testes em laboratórios são necessários para que se possa adequar a formulação do fluido de perfuração com o menor custo, além de avaliar a invasão na rocha e verificar o possível dano residual para os fluidos candidatos. Este trabalho visa a comparação da invasão de fluidos drill-in e fluxo reverso de óleo em amostras de carbonatos e de arenitos de forma a avaliar a influência do tipo de rocha no dano à formação e sua interação com o fluido de perfuração testado. Os testes foram realizados usando dois aparatos experimentais diferentes, um para amostras com cerca de 7 cm de comprimento e outro para amostras medindo cerca de 30 cm, ambas com diâmetro de aproximadamente 3,7 cm. Os ensaios foram executados em amostras de carbonato e de arenito com permeabilidades absolutas ao gás semelhantes e submetendo-as ao respectivo protocolo de teste, cujas etapas incluíam a preparação das amostras, a caracterização de escoamento multifásico, a invasão com fluido de perfuração e o fluxo reverso de óleo. A invasão foi induzida por meio de um diferencial de pressão positivo através das amostras saturadas com óleo na condição de água conata, simulando o reservatório. O fluxo reverso ou deslocamento de óleo no sentido oposto ao de invasão representou a produção de óleo bem como a limpeza natural do reservatório. Durante a caracterização foi possível observar que as amostras de carbonatos utilizadas são menos molháveis à água em comparação aos arenitos. Com os resultados obtidos com o aparato utilizado para as amostras mais longas, foi possível identificar o deslocamento da frente de fluido invasor por meio dos pontos de medida de pressão distribuídos ao longo da amostra. A dinâmica de escoamento apontou que a invasão do fluido de perfuração foi mais rápida para as amostras de carbonatos em comparação com as amostras de arenito. Na etapa de fluxo reverso, pode-se observar que as amostras de carbonato apresentaram um retorno de produtividade maior e mais rápido relativamente aos arenitos Abstract: The recent pre-salt discoveries in Brazil have brought new challenges to oil exploitation activities. Drilling in carbonate formations differs widely of drilling in sandstone rocks. While sandstones are more homogeneous, carbonate rocks are characterized by a large range of size and distribution of pores, which reflects in the reservoir productivity, as well as in the operation activities and production maintenance. The productivity and changes of original reservoir's characteristics due to formation damage are evaluated after drilling. Then fore, drilling fluids specifically designed to cross pay-zone, known as drill-in fluids, have been studied aiming at drilling optimization and damage minimizing. These fluids are developed according to the drilled reservoir characteristics and laboratory tests are performed to obtain proper drilling fluids formulations as fluid invasion and clean up are evaluated. The objective of this work is to compare drill-in fluids invasion (water-based polymer fluid) and backflow of oil in carbonates and sandstones samples to assess the rock type influence in damage formation and their interaction with the tested drilling fluid. Tests were run using two different apparatus, one for samples ~7,0 cm long and another for samples ~30 cm long, both with ~3,7 cm diameter. Lab tests were performed using carbonate and sandstone samples, with similar absolute permeability. These samples were submitted to a proper test protocol, that includes samples preparation, multiphase flow characterization, invasion and backflow processes. Damage formation was induced by injecting drill-in fluid with a positive differential pressure through samples saturated with oil and connate water, simulating the reservoir. Oil displaced in the opposite flow direction was performed to simulated natural cleanup or oil production. During the samples characterization, it was possible to observe that tested carbonate samples were less water wet than sandstones ones. From the results obtained with the apparatus used with longer samples, it was possible to identify the drill-in fluid displacement through pressure observation points distributed throughout the sample. The flow dynamics pointed out that the drilling fluid invasion was faster for carbonate samples comparing to sandstone samples. However, in backflow stage, a higher and faster productivity restoration was observed for carbonate samples than for sandstone ones Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Dissertação (mestrado) — Universidade de Brasília, Instituto de Geociências, Programa de Pós-Graduação em Geologia, 2021. Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES). O estado de Goiás é reconhecido pelo seu potencial metalogenético, pois possui expressivo número de ocorrências minerais, garimpos desativados e minas de ouro. Mapeamento geológico de detalhe na região ao sul da cidade de Cezarina comprovou a potencialidade para depósitos de Cu-Au. Essas ocorrências têm sido interpretadas como litocapas metamorfizadas que se associam aos depósitos de Cu-Au do tipo pórfiro da região. Recentemente, foram relatados pela Votorantim contexto geológico similar, sem descrição na literatura, na mesma região (Arco Magmático de Arenópolis), próximo as cidades Turvânia e Morrinhos. Desta forma, este trabalho tem como objetivo, usando como modelo o depósito de Cu-Au Chapada realizar a caracterização geofísica, por meio da análise qualitativa e quantitativa de dados aéreos de gamaespectrometria e magnetometria. A geofísica aplicada utiliza propriedades e parâmetros físicos dos materiais terrestres para a investigação de objetos geológicos em subsuperfície. Foram utilizados dados de aerolevantamentos regionais de magnetometria e gamaespectrometria, além de dados de petrofísica coletados em campo, visando identificar áreas hidrotermalmente alteradas e explorar suas relações com os processos de mineralização. As três ocorrências apresentaram uma alta resposta nos dados magnéticos. Os dados gamaespectrométricos também obtiveram correlação com o exposto, uma alta concentração de K, baixa a intermediária concentração da razão eTh/K, alta resposta do Fator F e alta concentração do potássio anômalo. A análise do espectro de potência gerou grids correspondentes às interfaces de profundidade das principais fontes anômalas dos dados magnéticos. Assim, foram obtidas as profundidades de 457, 1846 e 4068m, classificadas, respectivamente, como zonas rasa, intermediária e profunda. Foi possível observar que, assim como descrito na literatura, a direção principal das estruturas é NE-SW, classificados como dúcteis. Contendo ainda alguns lineamentos de direção NW-SE, classificados aqui como lineamentos rúpteis. Os dados de petrofísica foram coletados apenas na região de Cezarina, sendo possível destacar as zonas de alteração argílica e propilítica. Não foi possível caracterizar a zona de alteração potássica, pois, provavelmente, já foi erodida. Com o auxílio da inversão dos dados magnéticos foi possível modelar os corpos magnéticos associados espacialmente às ocorrências de cobre e ouro. Na região de estudo observamos que as direções dos lineamentos magnéticos relacionados às ocorrências minerais (NE-SW) geralmente são discordantes das direções das zonas de cisalhamento próximas (NW-SE). Outra questão analisada são as direções de magnetização que poderiam fornecer assinaturas geofísicas das mineralizações. Detailed geological mapping in the south area of the city of Cezarina (southwest of Goiania) demonstrated the potential for Cu-Au deposits. We interpreted the mapped areas as metamorphic lithocapes associated with Cu-Au porphyry deposits. This project showed the region’s potential for Cu-Au deposits. Recently, Votorantim reported a similar background in the same region (Arenópolis Magmatic Arc). Therefore, through qualitative and quantitative analisys of airborne gamma-ray spectrometry and magnetometry, this work aims to use the Chapada Cu-Au deposit model deposit to perform geophysical characterization of the study region. Applied geophysics uses physical properties and parameters to analyze sub-surface geology. The three occurrences reported high magnetic response. Gamma-ray spectrometry data also correlated with the exposed data. High K concentration, low to moderate eTh/K ratio concentration, high Fator F response and high anomalous potassium concentration. The power spectrum analysis generated grids corresponding to the depth interfaces of the main anomalous sources of magnetic data. Thus, the depths obtained were 457, 1846 and 4068m, and we classified them, respectively, as shallow, intermediate and deep zones. We observed that the main strike of the structures is NE-SW, classified as ductile. This also includes some NW-SE lineaments, which we called as brittle ones. We collected petrophysics data only in the Cezarina area, making it possible to highlight the argilic and propylitic alteration zones. It was not possible to characterize the zone of potassium alteration. With the help of the inversion of the magnetic data, it was possible to model the magnetic bodies associated spatially to the Cu-Au occurrences. In the study area, we observed that the strike of the magnetic lineaments related to mineral occurrences (NE-SW) are discordant with the strike of nearby shear zones (NW-SE). Another issue analyzed is the magnetization directions that could provide geophysical signatures of mineralization.

El empleo de métodos de campo potencial en la exploración geofísica, en especial la gravimetría, es una herramienta clásica para el estudio del subsuelo y viene siendo utilizada ampliamente desde principios del S. XX (para una visión histórica más amplia ver LaFerh, 1980). El primer gravímetro moderno fue desarrollado por LaCoste & Romberg en 1936 quienes inventaron la mayoría de los refinamientos posteriores. Desde entonces el desarrollo de los gravímetros, cada vez más portables y precisos, ha permitido la aplicación de este método en un amplio rango de objetivos que incluyen la investigación en recursos naturales (hidrocarburos, minería, geotermia, hidrogeología, etc.), estudios superficiales de detalle (detección de cavidades, arqueología, caracterización de reservorios), investigación básica (caracterización tanto de las estructuras del basamento y la corteza superior como de toda la litosfera), apoyo a la cartografía geológica proporcionando información de geología no aflorante que ayude al entendimiento de la geología regional (p. ej. apoyo a los cortes geológicos), etc., La obtención de los ejemplos aportados en este documento ha sido posible gracias a los siguientes proyectos de financiación pública (nacional y europea): - Establecimiento de bases metodológicas para la obtención de Cartografía Gravimétrica 1:50000. Aplicación a la modelización 2D y 3D en varias zonas de la Península Ibérica (IGME 2005). Fondo documental del IGME, informes nº: 64058, 64059, 64060, 64061, 64062, 64063 y 64064. http://info.igme.es/ConsultaSID/Index.asp. - High-resolution imaging of the crustal-scale structure of the Central Pyrenees and role of Variscan inheritance on its geodynamic evolution (IMAGYN) (Proyecto de I+D+I PID2020- 114273GB-C22 financiado por MCIN/AEI/10.13039/501100011033). - Caracterización 2.5 y 3D de la estructura cortical del Pirineo Catalán con especial atención a los cuerpos graníticos y cuencas volcano-sedimentarias permocarboníferas (GeoPiri3D) (Proyecto de I+D+i CGL2017-84901-C2-2-P financiado por MCIN/AEI/10.13039/501100011033 y "FEDER, una manera de hacer Europa"). - Unravelling the kinetics of burial remagnetizations; an integrated 4D approach (UKRIA4D) (Proyecto de I+D+I PID2019-104693GB-I00 financiado por MCIN/AEI/10.13039/501100011033 y "FEDER, una manera de hacer Europa"). - 3D geomodeling for Europe-Optimizing reconstructions of the subsurface to reduce structural uncertainty in 3D models (GeoERA-3DGEO-EU). Proyecto financiado por ERANET CA 731166 (H2020) de la Unión Europea (Project code GeoE.171.005). - Research network for including Geothermal technologies into Decarbonized Heating and Cooling grids Geothermal DHC (CA18219/ OC-2018-2-23361). - Detachment folds and diapirs; recognition, reconstruction, restoration advanced methodologies (DR3AM) (CGL2014-54118-C2-2-R). - Consistent 3D restoration in complex structures by using structural and paleomagnetic 3D references Pmag3DRest (CGL2009-14214-BTE). - Geociencias en Iberia: Estudios integrados de topografía y evolución 4D. Topo-Iberia. (CGL2010–15416). SiTopo Base de datos de Topo-Iberia (acceso controlado).

Un'analisi integrata di dati morfo-batimetrici, sismo-stratigrafici e sedimentologici sul canyon Dohrn, localizzato nel Golfo di Napoli, viene qui illustrata con lo scopo di chiarire le relazioni tra vulcanismo e tettonica (Aiello et al., 2020). La formazione del canyon Dohrn è geneticamente collegata con gli eventi eruttivi principali che hanno coinvolto il Golfo di Napoli, che includono l'Ignimbrite Campana (37 ky B.P.; Di Vito et al., 1999) ed il Tufo Giallo Napoletano (15 ky B.P.; Deino et al., 2004). I canyons sottomarini sono lineamenti geologici che incidono la piattaforma esterna e la scarpata dei margini continentali (Ceramicola et al., 2015). Tali lineamenti sono frequentemente associati con un rischio geologico significativo, soprattutto quando si sviluppano presso zone costiere densamente popolate, come avviene nel Golfo di Napoli. Lo scopo di questa ricerca è quello di migliorare la comprensione dei processi erosionali e deposizionali lungo un sistema di canyons sottomarini principali che si sviluppa su un margine continentale attivo da un punto di vista tettonico e vulcanico, nel quadro generale delle oscillazioni relative del livello marino durante il Quaternario superiore. L'interpretazione sismo-stratigrafica ha mostrato che la tettonica quaternaria ed il vulcanismo attivo e recente hanno controllato l'evoluzione morfologica ed i processi deposizionali (source-to-sink) dei canyons sottomarini Dohrn e Magnaghi. I dati stratigrafici suggeriscono che la formazione del canyon Dohrn pre-data la messa in posto del Tufo Giallo Napoletano. L'analisi stratigrafica integrata dei profili sismici e della carota C74_12 suggerisce che i processi deposizionali sono dominati da flussi gravitativi (torbiditi sottili, flussi di detrito) e da trasporti gravitativi di massa.

En el área del yacimiento maduro Puesto Touquet, se interpretó el Miembro Cutral Có, correspondiente a la Formación Los Molles desde un punto de vista estratigráfico y estructural identificando discontinuidades, para luego generar un modelo estructural. Al mismo tiempo se analizaron los registros eléctricos de los pozos exploratorios, en conjunto con datos petrofísicos de laboratorio. El trabajo interdisciplinario de índole petrofísico, geofísico y geológico, tuvo como objetivo realizar un estudio evolutivo del desarrollo del yacimiento, y determinar características petrofísicas y atributos sísmicos, que guarden relación geológica con el reservorio alojado en Miembro Cutral Co (alrededor de 650 metros de areniscas lenticulares con intercalaciones de lutitas marinas, en discordancia con el Precuyo)., Facultad de Ciencias Naturales y Museo

Dentre as etapas de exploração e produção de um campo petrolífero, destaca-se a perfilagem geofísica. A interpretação de perfis geofísicos geram dados que nos permitem estimar a quantidade de óleo “in place” de uma jazida. Com os dados de raios gama, resistividade (indução), densidade e neutrão, do campo de Namorado – Bacia de Campos, disponibilizados pela ANP foram gerados gráficos no software MatLab R2011a. A interpretação dos perfis citados permitem inferir sobre a litologia, porosidade e saturação da rocha reservatório, parâmetros importantes para o cálculo da quantidade inicial de óleo in place. Um dos métodos mais utilizados para estimar a quantidade de fluido acumulado na rocha é denominado método volumétrico, com ele estima-se o volume de óleo em função da porosidade do reservatório e da saturação de fluidos na mesma. O poço analisado possui áreas de interesse com boas condições de porosidade e saturação, e consequentemente, apresenta bons resultados de volume de óleo in place. Este método de avaliação traz melhores resultados quando utilizado no início da produção, e envolve uma combinação de mapeamento geológico, análise petrofísica e da engenharia de reservatórios.reservatório, petrofísica, perfilagem de poços.

imágenes, ilustraciones, tablas La viscosidad es una propiedad física importante para la simulación del flujo en el medio poroso, producción, transporte y refinación de hidrocarburos. La medición directa de la viscosidad es obtenida mediante pruebas de laboratorio a una muestra de crudo de fondo de pozo. Estas muestras son difíciles de adquirir y las pruebas toman tiempo en realizarse. Por ello, existen diferentes técnicas para estimar la viscosidad, una de ellas mediante la relación empírica con el registro de Resonancia Magnética Nuclear. Este trabajo presenta una metodología para el desarrollo de un modelo predictivo de viscosidad representativo, de acuerdo con las condiciones del yacimiento a partir de mediciones de laboratorio y registros de pozo usando el aprendizaje de máquina. (Texto tomado de la fuente) Viscosity is a very important physical property to simulate how the fluid flows thru the porous space, hydrocarbon production, oil pipe transport and refination. The direct value of viscosity is measure thru lab test to an oil sample from bottom hole. That is why these samples are difficult to get and test takes time to perform; so, there are different techniques to estimate viscosity; one of them is by an empirical relationship of nuclear magnetic resonance log. This research presents a methodology to develop a predictive model to get a representative viscosity value at reservoir conditions from lab measures and petrophysical well logs using Machine Learning methods. Maestría Magíster en Ciencias - Geofísica

El proyecto GeoPiri3D tiene como objetivo caracterizar la geometría y la cinemática de los batolitos permo-carboníferos del Pirineo Central por medio de una combinación de campos potenciales y de datos estructurales. Durante 2018 se han adquirido 824 nuevas estaciones de gravedad y 186 muestras de roca. Los datos de gravedad se han procesado e integrado en la base de datos del IGME y se ha calculado un nuevo mapa de anomalías de Bouguer. Los dos cuerpos graníticos principales (La Maladeta y Andorra-Mount Louis) proporcionan diferentes respuestas gravimétricas. La anomalía sobre el afloramiento de granito de La Maladeta presenta pequeñas variaciones en su amplitud que se asocian con cambios de facies. Los datos petrofísicos proporcionan una densidad media de ca. 2,6 g/ cm3 que son consistentes con su composición, predominantemente granodiorítica. El afloramiento del plutón de Mount Louis-Andorra se caracteriza por un mínimo relativo, lo que sugiere una composición predominantemente granítica (aún no se tienen resultados de las medidas de densidad). Además, el mínimo se extiende en dirección NE, lo que sugiere que parte del plutón está enterrado. El mínimo relativo al SO del granito de La Maladeta probablemente está relacionado con las acumulaciones de evaporitas triásicas The GeoPiri3D project aims to characterize the geometry and kinematics of the Permo-Carboniferous batholiths of the Central Pyrenees through a combination of potential fields and structural data. During 2018 we have acquired 824 new gravity stations and 186 rock samples. The gravity data were processed and integrated into the IGME database and a new Bouguer anomaly was calculated. The two main granite bodies (La Maladeta and Andorra-Mount Louis) provide different gravimetric responses. The anomaly on the La Maladeta granite outcrop presents a zonation with small variations in its amplitude. The petrophysical data provide an average density of ca. 2.6 g/cm3, which is consistent with its granodioritic composition. The outcrop of the Andorra-Mount Louis pluton is characterized by a relative minimum, suggesting a dominant granitic composition. In addition, the minimum extends in an oblique NE direction indicating that part of the pluton is buried. The relative minimum to the SW of La Maladeta is probably linked to accumulations of Triassic evaporites

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

Pese a la gran controversia que generan los yacimientos no convencional (YNC), estos recursos se vislumbran como una solución a corto y mediano plazo, a falta de reservas de hidrocarburos en Colombia. En la primera parte de esta evaluación, se hace un cálculo de las reservas, zonas de mayor prospectividad y riesgos técnicos en la cuenca Del Valle Medio del Magdalena, y el potencial impacto de su beneficio en la economía del país. De otra parte, y aunque resulta evidente la necesidad de asegurar la auto eficiencia energética de Colombia, una fuerte oposición mediática ha hecho que la opinión pública objete la implementación del fracturamiento hidráulico en el subsuelo colombiano, muchas veces usando argumentos sin el rigor técnico adecuado. En la segunda parte de este análisis se hace un inventario de las principales objeciones y su factualidad científica, tratando de entender la motivación socioeconómica y política de cada argumento Despite the great controversy generated by unconventional fields (YNC), these resources are seen as a solution in the short and medium term, in the absence of hydrocarbon reserves in Colombia. In the first part of this evaluation, a calculation is made of the reserves, areas of greater prospectivity and technical risks in the Del Valle Medio del Magdalena basin, and the potential impact of their benefit on the country's economy. On the other hand, and although the need to ensure energy self-efficiency in Colombia is evident, strong media opposition has caused public opinion to object to the implementation of hydraulic fracturing in the Colombian subsoil, often using arguments without adequate technical rigor. In the second part of this analysis an inventory is made of the main objections and their scientific factuality, trying to understand the socioeconomic and political motivation of each argument Magíster en Ingeniería de Petróleos Maestría