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Orientadores: Jose Ferreira de Carvalho, Paulo Tibana Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias Resumo: A análise de correspondência é uma técnica exploratória de grandes matrizes de dados. Sua aplicação resulta em representações gráficas simultâneas das amostras e das variáveis de uma matriz de dados no mesmo plano fatorial, possibilitando interpretação fácil das relações entre elas. A análise de correspondência é uma técnica, mais geométrica do que estatística, que utiliza distâncias Euclidianas ponderadas para analisar as similaridades entre os pontos no espaço. É mais indicada para variáveis discretas, mas pode ser aplicada a dados contínuos desde que estes sejam adequadamente discretizados. O objetivo deste trabalho é divulgar a técnica através de sua aplicação a um conjunto de dados geológicos referente à descrição macroscópica de rochas carbonáticas da Formação Lagoa Feia na Bacia de Campos. Através dos resultados obtidos, pode-se agrupar poços com características semelhantes em relação às diversas variáveis e fazer o mapeamento da distribuição destes grupos Abstract: Correspondence analysis is an exploratory tool for the analyses of large data matrices. Its application results iR simultaneous graphical displays of objects and variables of da:ta matrices on the same coordinate plane, providing easy interpretation of the relations among them. The great advantage of graphical representation of a data matrix is to provide easier interpretation rather than numerical descriptions. Besides, it is a good method to summarize, simplify and allow global understanding of matrix information. Correspondence analysis is more suitable for discrete variables, but it can be applied to continuous variables as well, after adequate transformations. This technique was applied to a set of data comprising macroscopic core description of a sequence of carbonate rocks from Lagoa Feia Formation, Campos basin. From the results of this analysis, it was possible to identify groups of wells having similar behavior with respect to several variables and to map the geographic distribution of those groups Mestrado Geologia do Petróleo Mestre em Geoengenharia de Reservatórios

Orientadores : Job Jesus Batista, Eric W. Mountjoy Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias Doutorado

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: O conhecimento dos fenômenos físicos envolvidos no transporte de fluidos no meio poroso é muito importante para o projeto e o sucesso dos processos de recuperação melhorada de petróleo. O deslocamento miscível é um dos métodos mais eficientes de recuperação melhorada de petróleo. O parâmetro mais relevante na eficiência do deslocamento miscível é a dispersão, que controla a evolução da zona de mistura dos dois fluidos e a propagação do fluido injetado. Neste trabalho é desenvolvido e avaliado um modelo matemático para o deslocamento miscível 1-D em meios heterogêneos. O modelo, referido como modelo de concentração total (MCT) é desenvolvido com base na equação de convecção-dispersão (ECD) considerando a interação entre a rocha e os fluidos. Os parâmetros fenomenológicos envolvidos no MCT são o coeficiente de dispersão, o coeficiente de transferência de massa, a porosidade efetiva do meio poroso no momento de deslocamento e a fração de soluto que é depositada ou retirada do meio poroso. Estes parâmetros podem ser determinados por meio de ajustes multiparâmétricos do modelo aos dados obtidos em laboratório. Para avaliar a aplicação do modelo MCT foram realizados dois experimentos A e B, cada um formado por 4 e 5 testes de deslocamento respectivamente. Os testes de deslocamento utilizaram duas salmouras e foram realizados empregando-se uma rocha carbonática. A evolução das concentrações ao longo do meio poroso foi medida por Tomografia Computadorizada de Raios-X (TC). A grande quantidade de dados dos perfis de concentração determinados a partir das imagens da TC do Experimento A foi analisada e ajustada utilizando-se o modelo MCT por meio do método metaheurístico de recozimento simulado (Simulated Annealing, SA). O procedimento de ajuste global, considerando todas as curvas do histórico de concentração, foi utilizado para a determinação dos parâmetros governantes dos fenômenos envolvidos. A quantidade de dados utilizados e a robustez do método permitiu um ajuste muito bom do modelo aos dados experimentais. Determinou-se um coeficiente de dispersão de aproximadamente 0,01cm2/s para vazão de 1 cm3/min e 0,05 cm2/s para vazão de 5 cm3/min. Foram avaliados também os parâmetros de transferência de massa e interação do fluido com o meio poroso. O Experimento B foi realizado com a finalidade de comprovar a deposição de soluto enquanto o fluido se deslocava através da amostra de rocha. No modelo MCT, este fenômeno foi quantificado por meio do parâmetro fr. Os perfis de concentração do Experimento B foram medidos na entrada, ao longo da amostra (rocha) e na saída. A partir desses perfis, foi realizado um balanço de massa para avaliar a fração de deposição de soluto (fr) formulada e determinada a partir do MCT. Os valores de fr obtidos foram de 0,2 a 0,4, que são valores coerentes com os resultados obtidos com o modelo MCT Abstract: The knowledge of the physical phenomena involved in fluid transport in porous medium is very important for the design and successful execution of oil enhanced recovery processes. Miscible displacement is one of the most efficient recovery methods. Dispersion is a key phenomenon in miscible displacement. It controls the evolution of the mixing zone of both fluids and the propagation of injected fluid. The present study focuses on the development and evaluation of a mathematical model for the 1-D miscible and active displacement in an intrinsically heterogeneous porous media. The model, referred to as total concentration model (TCM), is developed based on the convection-dispersion equation (CDE) considering the interaction between rock and fluids. The phenomenological parameters involved in TCM are the dispersion coefficient, the mass transfer coefficient, the effective porosity of the porous medium at the time of the displacement and the amount of solute that is deposited or removed from the porous medium. These parameters may be better determined through multiparametric matching of the model to the data obtained in the laboratory. In order to evaluate the application of the TCM model, two sets of experiments (A and B), totaling 9 tests, were carried out. The tests were conducted with two brines displaced in carbonate rock samples. The concentration evolution along the porous medium was measured by X-Ray Computed Tomography (CT). The vast amount of data from the concentration profiles determined from the CT images from set A was analyzed and matched to the TCM model through the simulated annealing metaheuristic method (Simulated Annealing, SA). The global matching procedure, considering all curves in the concentration history, was used to determine the governing parameters for the involved phenomena. The amount of data used and the robustness of the method allowed a very good matching of the model to the experimental data. A dispersion coefficient of 0.01cm2/s for a 1 cm3/min flow rate; and 0.05 cm2/s for a 5 cm3/min flow rate was determined. The parameters of mass transfer and of the fluid interaction with the rock porous structure were also evaluated. Experiment B was carried out in order to double check solute deposition while flowing through the rock sample. In the TCM model, the phenomenon was quantified by the fr parameter. The concentration profiles of Experiment B were measured at the input, along the rock sample and at the output. From these profiles a mass balance was carried out to evaluate the fraction of solute deposited (fr) during the experiment. The determined values for fr were 0.2 to 0.4, figures that are consistent with the results obtained with the TCM matching procedure Doutorado Reservatórios e Gestão Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: Há um aumento significativo na produção de petróleo do Brasil devido às descobertas recentes de reservatórios de petróleo localizados na camada pré-sal, os quais contêm óleos leves com alto teor de frações voláteis e de CO2 (em alguns casos, a concentração molar de CO2 supera os 40%). Esses reservatórios encontram-se sob elevadas pressões, condição essa que proporciona grande desvio do comportamento ideal das misturas, sendo, portanto para EOR miscível nessas condições, necessário o uso de modelos composicionais de simulação de reservatórios. Os parâmetros críticos para o aumento da recuperação por injeção WAG a que esses reservatórios estão sendo submetidos são parâmetros operacionais de poço (pressão de fundo de poço dos injetores e produtores, limites de injeção de gás e água e o limite de vazão de produção de óleo) e parâmetros da operação da injeção WAG (sequência de injeção alternada, o tamanho ótimo dos bancos de injeção, presença de bancos de perseguição (HWAG), taxa de reposição do volume poroso (VREP), razão WAG e duração do ciclo WAG). Como uma consequência de todas as complexidades dos fenômenos envolvidos, mudanças sutis no esquema de injeção tornam a recuperação sensível a todos os parâmetros acima citados. Neste trabalho, procurou-se compilar um conjunto consistente e completo de dados PVT (pressão, volume e temperatura) e dados petrofísicos de fluidos para a aplicação confiável da simulação composicional em reservatórios de petróleo carbonáticos heterogêneos sob alta pressão. Foram elaborados dois modelos sintéticos de simulação de reservatórios, os quais incluíram aperfeiçoamentos da modelagem do comportamento de fases e do comportamento de fluidos, tendo em vista a reprodução da física dos métodos de recuperação melhorada de óleo baseados na injeção alternada de CO2 e água (WAG). Exemplos destes aperfeiçoamentos são o inchamento e a histerese da permeabilidade relativa trifásica. Para estes dois modelos de simulação de reservatórios (um deles com geologia e petrofísica semelhante a dados de um campo real), foram obtidos da literatura dados de permeabilidade relativa trifásica com histerese de carbonatos e aprisionamento da fase gás; e dados de pressão capilar. Foram obtidos da literatura e também modelados dados PVT da caracterização de um óleo leve do pré-sal rico em CO2 (8% da fração molar) e sob alta pressão (acima de 400 bar); dados de transferência de massa por difusão e solubilização aquosa de voláteis em alta pressão. Os resultados obtidos foram analisados e comparados com diferentes configurações de injeção para o estudo da sensibilidade dos parâmetros listados. A histerese da permeabilidade relativa trifásica foi o fenômeno mais influente e a modelagem de três fenômenos simultâneos a priori e correta otimização, sugere a possibilidade de um aumento no fator de recuperação, enquanto ignorar estes fenômenos possui potencial para grande perda no Fator de Recuperação. A otimização dos parâmetros de operação da injeção WAG considerando as restrições de parâmetros de poço, associada a todos os fenômenos, possuiu um efeito significativo na recuperação de óleo e na vazão de produção. Os resultados deste trabalho são voltados para o desenvolvimento de estratégias de produção do pós-sal e pré-sal brasileiros Abstract: here is a significant increase in oil production of Brazil due to recent discoveries of petroleum reservoirs located in the pre-salt cluster, which contain light oils with a high content of volatile fractions and CO2 (in some cases, the molar concentration of CO2 exceeds 40%). These reservoirs are under high pressure, a condition which provides great deviation from the ideal behavior of mixtures, therefore for miscible EOR in these conditions, it is required the use of compositional models of reservoir simulation. Critical parameters for increasing the recovery of WAG injection to which these reservoirs are being subjected are well operating parameters (downhole pressure of the injectors and producers, gas and water injection limits and the oil production rate limit) and parameters associated with the operation of WAG injection (alternate injection sequence, the optimal size of injection slugs, presence of chase slugs (HWAG), voidage replacement rate of pore volume (VREP), WAG ratio and cycle duration). As a result of all the complexities of the phenomena involved, subtle changes in the injection scheme make recovery sensitive to all the above mentioned parameters. In this work, it was gathered a consistent and complete set of PVT data (pressure, volume and temperature) and petrophysical fluid data for reliable application of compositional simulation in heterogeneous carbonate oil reservoirs under high pressure. It were generated two synthetic reservoir simulation models, which included improvements of the phase behavior modeling and fluid behavior, aiming at the reproduction of the physics of enhanced oil recovery methods based on the alternate injection of CO2 and water (WAG ), such as swelling tests and three-phase relative permeability hysteresis. For these two reservoir simulation models (one with geological and petrophysical data similar to a real field), were obtained from literature data of three-phase relative permeability hysteresis of carbonates, consequent trapping of the gas phase and capillary pressure data. Were obtained from the literature as well modeled PVT data characterizing a pre-salt light oil rich in CO2 (8% of molar fraction) and at high pressure (over 400 bar); data of mass transfer by non-Fickian diffusion and high pressure aqueous solubility volatile components data. The results were analyzed and compared with different injection configurations to study the sensitivity of the parameters listed above. Three-phase relative permeability hysteresis was the most influential phenomenon and modeling of three simultaneous phenomena a priori and coupled correct optimization, suggests the possibility of an increase in the recovery factor, while ignoring these phenomena has potential for great loss in the Recovery Factor. The optimization of WAG injection operating parameters simultaneously with the constraints of well parameters and a priori knowledge of all phenomena physics, led to a significant effect on oil recovery and production rates. The results of this work are focused on the development of production strategies in the Brazilian post-salt carbonates and pre-salt Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

O método Caracterização Multiescalar de Reservatórios (Camures) vem se consolidando como uma importante ferramenta e que tem auxiliado na caracterização dos mais diferentes tipos de afloramentos e seções de rochas sedimentares. O objetivo deste trabalho compreende a aplicação desse método em um afloramento da Formação Lagoa do Jacaré, Grupo Bambuí, representado por uma pedreira desativada na região de Paraopeba, centro-norte de Minas Gerais. Para tanto, utilizaram-se diferentes ferramentas investigativas em macro, meso e microescalas de análise para caracterização dessa unidade nesse afloramento. A caracterização litofaciológica de detalhe na pedreira revelou cinco litofácies carbonáticas principais. Dados geofísicos de Ground Penetrating Radar (GPR) e raios gama foram levantados para auxiliar no reconhecimento das principais geometrias e litologias presentes na área, bem como na correlação lateral dos perfis levantados na pedreira. A análise petrográfica microscópica mostra a ocorrência de seis fácies. A análise das litofácies e estruturas sedimentares presentes apontam para deposição sob influência de ondas de tempestade em diversos ciclos tempestíticos em plataforma carbonática rasa. Essa sequência é definida na base por brechas intraclásticas, representando momentos de alta energia, passando a momentos de menor energia que favorecem a deposição carbonática fina com estratificações hummocky e plano-paralelas, marcas onduladas associadas, até raros momentos de calmaria com deposição de sedimentos carbonáticos finos na transição antepraia-plataforma (shoreface-offshore).

Universidade Federal do Pará Universidade Federal do Pará Universidade Federal do Pará Serviço Geológico do Brasil - CPRM University of Oslo Universidade de São Paulo Universidade Federal do Pará Universidade Federal do Pará Universidade Federal do Pará Foraminifera biostratigraphy has been applied successfully as a geologic tool for establishing the subsurface hydrostratigraphy of the Eastern Amazonia coast. The subsurface Miocene deposits in the Eastern Marajó Graben, previously considered the Pirabas carbonate deposits, were redefined as the Marajó Formation. This unit comprises 250m-thick sedimentary rocks consisting of marine sediments being the main aquifer of this region, and also sandstone and shales deposited in a fluvial and coastal plain environment influenced by the siliciclastic inflow from the Amazon River drainage system. In the late Miocene, changes in the patterns of aquatic and ocean currents occurred, where the Amazonian coast of the northern Brazil show a strong influence of this river. Sixty-four subsurface samples from the easternmost Marajó Graben were provided by the RIMAS-BELÉM project are stored in the CPRM lithoteca along with aliquots of tubular from the of Inhagapi and Vigia locations. These samples were split in the Sample Preparation Laboratory at CPRM, and taken to the UFPA Sedimentology Laboratory, where they are being processed and treated with the usual methods for calcareous microfossils. The macroforaminifera record of the Peneroplidae family, Amphisteginas, and the species-index Orbulina suturalis (Aquitaniano) associated with Globoquadrina quadraria var. advena indicate lower Miocene strata. These microfossils indicate deposition in the coastal marine environment, close to coral reefs. The presence of Quinqueloculina, Elphidium e Globigerina confirms estuaries and inner shelf settings. The occurrence of species Amphistegina lessonii (d'Orbigny) indicates clean water from environments rich in calcareous algae with a tendency to hypersaline waters. The hyaline microforaminifera corroborates these paleoenvironmental changes. The foraminifera assemblage confirms the worldwide Oligocene-Miocene sea-level rise influencing the deposits of the Marajó Formation. The recognition of the well-sorted marine sediments with rounded grains is important as they serve as preferential pathways for groundwater movement. The foraminifer biostratigraphy has been critical in determining the age and the facies changes characterizing the aquifers and confining units in the Eastern Amazon coast.

Múltiplos estágios de fluxo de fluido localizado associadosà intrusão do Complexo Granítico Caçapava do Sul em mármores do Complexo Metamórfico Passo Feio resultaram em escarnitos magnesianos prógrados e retrógrados. Os mármores foram intrudidos por apófises máficas e félsicas entre ca.578 a 557 Ma, gerando reações metassomáticas em três estágios principais. Os escarnitos representam indicadores das condições e dos caminhos dos fluidos ígneos ao infiltrar os carbonatos. O primeiro estágio resultou em diopsídio escarnitos que foram formados em contatos litológicos e ao longo de planos de foliação pré-existentes, sugerindo infiltração localizada e limitada de fluidos derivados de apófises félsicas e máficas, incluindo lamprófiros. O segundo estágio é registrado na formação sin-cinemática de forsterita escarnitos causada por fluidos ricos em H2O derivados de intrusões félsicas. Geocronologia U-Pb em zircão com ca.578 Ma obtidas para um granodiorito diretamente associado a fo escarnito define a idade deste estágio. O calor de repetidas intrusões tabulares e transpressão resultou no metamorfismo e deformação das apófises máficas e félsicas previamente formadas. Neste estágio, o fluxo de fluidos foi localizado e heterogêneo ao longo dos contatos litológicos e controlado estruturalmente, concentrado em zonas de charneira e planos axiais. O fluxo de fluidos nos dois primeiros estágios foi canalizadoe em altas temperaturas (~ 581 a 628°C) e profundidades entre 14 e 17 km. As mudanças das assembleias minerais foram controladas por pulsos distintos com XCO2 e a SiO2 variáveis. O terceiro estágio é caracterizado pela serpentinização dos escarnitos anteriores, cloritização de fases ígneas e formação de escarnitos retrógrados entre ~270 e 310°C. O regime de fluxo neste estágio foi controlado pela porosidade criada devido ao hidrofraturamento relacionado ao resfriamento do complexo granítico. Apatita e titanita de diferentes apófises máficas registram idades U-Pb de ca.557 Ma que marcam o efeito térmico das últimas intrusões ígneas e resfriamento do complexo granítico. Finalizando, conclui-se que as reações metassomáticas comumente observadas nas rochas hospedeiras e apófises de um complexo magmático fornecem informações úteis sobre a deformação, atividade de fluido e história de formação de corpos ígneos complexos. Multistage localized and episodic fluid flux associated with the intrusion of the Caçapava do Sul Granitic Complex into marbles of the Passo Feio Metamorphic Complex resulted in prograde and retrograde magnesian skarns. The marbles were intruded by mafic and felsic intrusions from ca.578 to 557 Ma, triggering a set of metasomatic reactions at three main stages. The skarns represent useful indicators of the pathways used by the magmatic fluids when infiltrating the carbonates. The first stage resulted in diopside-skarns. They were formed at lithological boundaries and along pre-existing foliation planes suggesting spatially-limited infiltration of fluids released from felsic and mafic apophyses, including lamprophyres. A second stage is recorded by the synkinematic formation of forsterite-skarns during transpression triggered by H2O-rich fluids derived from felsic apophyses. Zircon U-Pb age ofc. 578 Ma obtained for a granodiorite directly associated to fo-skarns define the age of the second stage. Heat supply from repeated intrusions and transpression resulted in deformation and metamorphism of the prior mafic and felsic apophyses. Fluid pathways recorded by reaction textures were localized and characterized by heterogeneous flow along lithological boundariesandstructurally controlled focused flow in fold hinges and axial planes. Fluid flux in the first two stages was highly localized and at high temperatures (~581 to 628°C) and depths between 14 and 17 kmin which the changes of the skarn assemblages were controlled by variable XCO2 and a SiO2of distinct pulses. The third stage is mainly characterized by serpentinization of previous skarn assemblages, chloritization of igneous phases and formation of retrograde skarns between ~270 and 310°C. Fluid flow regime at this stage was controlled by the porosity and permeability created due to brittle fracturing related to the cooling of the granitic complex. Apatite and titanite from different mafic apophyses record consistent U-Pb ages of ca.557 Ma that mark the thermal effect of the last igneous intrusions and subsequent cooling of the Caçapava do Sul Granitic Complex. Themetasomatic reactions commonly observed in the host rocks and apophyses of a magmatic complex provide useful insights on timing of the pluton assembly, deformation and associated fluid activity.

Orientador: Prof. Dr. Luiz Fernando de Lima Luz Junior Coorientador: Prof. Dr. Leonardo Fadel Cury Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química. Defesa : Curitiba, 30/03/2021 Inclui referências: p. 105-110 Resumo: As recentes descobertas de grandes acumulações de CO2 nas bacias do pré-sal, e o desafio de descartar esse gás de acordo com as normas ambientais, impulsionam as pesquisas sobre utilização de CO2 para finalidades de recuperação avançada por WAG (Water Alternating Gas) ou aprisionamento geológico de CO2 (CCS) em rochas carbonáticas. A técnica WAG é uma das demais técnicas de recuperação avançada, e consiste na injeção de água e dióxido de carbono com o objetivo de alterar as propriedades petrofísicas da rocha, devido aos fenômenos reativos. Esses fenômenos podem ser de precipitação e/ou dissolução. Todavia os fenômenos reativos em rochas carbonáticas ainda não são completamente entendidos. Sendo assim, o objetivo desse trabalho é investigar experimentalmente os fenômenos gerados a partir do escoamento de fluido reativo, em dois tipos de rochas carbonáticas, uma que não passou por diagênese e uma que passou por processos diagenéticos, análogas aos carbonatos encontrados no pré-sal. Utilizou-se uma amostra que não passou pelos processos diagenéticos, proveniente da Patagonia chilena (TP3 C Base) que se formou em um contexto geológico similar ao contexto geológico de formação dos carbonatos do pré-sal. Além disso, utilizou-se outra amostra, que passou por processos diagenéticos, proveniente do poço Fragata localizado na bacia de Campos (6-DEV-18PARJS 5099.280). Durante os ensaios foram alterados parâmetros como pressão e salinidade do fluido de injeção. Antes e após o escoamento, as amostras foram caracterizadas morfologicamente por microtomografia computadorizada de raios X (micro-CT), difração de raios X (DRX) e microscopia eletrônica de varredura (MEV-EDS), com o objetivo de obter informações sobre as alterações físicas e químicas nas amostras entre os escoamentos. Além disso, também foram feitas análises de fluido por pH e ICP-OES. Os ensaios foram conduzidos em um reator de fluxo contínuo a uma vazão de 1 mL/min e 60 ºC de temperatura. Os resultados demonstraram alterações nas amostras, a partir da variação dos parâmetros de escoamento. Através dos estudos, demonstrouse que além dos fenômenos de dissolução e precipitação, a migração de grãos durante o escoamento causou alterações na estrutura das amostras. Os ensaios demonstraram que a salinidade é um parâmetro importante quando se trata de escoamento reativo, aumentando a porosidade em 4,79% na Amostra TP3 C- Base. Já a amostra 6-DEV-18PA-RJS 5099.280 demonstrou maior estabilidade mineral e menor dissolução. Para essa amostra, o maior aumento na porosidade foi de 0,17%. Os ensaios experimentais de escoamento reativo com as fácies carbonáticas utilizadas neste trabalho são importantes, pois fornecem informações que podem ser aplicadas no entendimento dos fenômenos reativos que podem ocorrer nos carbonatos do pré-sal. Os dados podem ser utilizados para o desenvolvimento de modelos matemáticos que simulem o transporte reativo nesses tipos de rochas para fins de CCS, WAG, ou até mesmo entender o impacto que os fenômenos diagenéticos, sob baixa temperatura e pressão, tiveram sobre a qualidade desses reservatórios. Abstract: The recent discoveries of huge accumulations of CO2 in the pre-salt basins, and the challenge of the disposal of this gas according to the environmental regulations, stimulate researches on the use of CO2 for Enhanced Oil Recovery by WAG (Water Alternating Gas) or CO2 geological trapping (CCS) in carbonate rocks. The WAG technique is one of many Enhanced Oil Recovery techniques, and consists of the injection of water and carbon dioxide in order to change the petrophysical properties in the rock, due to the reactive phenomena. These phenomena could be precipitation and / or dissolution. However, those reactions in carbonate rocks are not yet fully understood. Thus, the aim of this work is to investigate experimentally the reactions generated from the flow of reactive fluid in two types of carbonate rocks, one that hasn't been through any diagenetic process and one that has been through diagenetic processes, samples that fit as analogues to those carbonates found in the pre-salt region. A sample that hasn't been through diagenesis from Chilean Patagonia (TP3 C Base) was used. This sample was generated in a geological context similar to the geological context of formation of the pre-salt carbonates. In addition, another sample was used, a sample that has been through the diagenetic processes, from the Fragata well located in the Campos basin (6-DEV-18PA-RJS 5099.280). During the tests, parameters such as pressure and salinity of the injection fluid were changed. Before and after the flow, the samples were morphologically characterized by X-ray computed microtomography (microCT), X-ray diffraction (XRD) and scanning electron microscopy (SEM-EDS) in order to obtain information about the physical and chemicals changes in the samples between tests. In addition, the reactive fluids were analyzed by pH and ICP-OES. The tests were conducted in a continuous flow reactor at a flow rate of 1 mL / min and 60 ºC temperature. The results showed changes in the samples, caused by the variation of the parameters. In this work, it was demonstrated that, in addition to the dissolution and precipitation reactions, the migration of fine grains during the test caused changes in the structure of the samples. The tests showed that salinity is an important parameter when it comes to reactive flow, increasing the porosity by 4.79% in the TP3 C-Base Sample. The sample 6-DEV-18PA-RJS 5099.280 showed higher mineral stability and less dissolution. For this sample, the highest increase in porosity was 0.17%. The experimental tests of reactive flow in the carbonate facies used in this work are important, since they provide information that can be applied to understand the reactive reactions that can occur in the pre-salt carbonates. The data can be used for the development of mathematical models that simulate the reactive transport in these types of rocks for the purposes of CCS, WAG, or even to understand what were the impacts that the diagenetic processes, that occurred at the low temperature and pressure, had over the reservoir's quality.

Outra Agência O presente trabalho versa sobre a análise em multiescala de rochas carbonáticas neoproterozóicas da Formação Lagoa do Jacaré (Grupo Bambuí) que afloram em uma pedreira desativada em Paraopeba-MG. Aplicou-se parcialmente a metodologia de Caracterização Multiescalar de Reservatórios (CAMURES) que assume como premissa a caracterização de um afloramento análogo a partir da aplicação de diferentes métodos investigativos, em diferentes escalas de observação, variando desde escala de bacia, passando pela escala de reservatório, até a microescala petrofísica e diagenética. As rochas presentes na pedreira GMD compreendem cinco litofácies sedimentares: calcarenitos médios a finos maciços, brechas intraclásticas, calcarenitos finos com marcas onduladas assimétricas, calcarenitos médios com estratificação cruzada hummocky e, finalmente, litofácies de calcilutitos e siltitos (raros). As litofácies descritas representam ambientes de sedimentação plataformal, variando entre shorefaceoffshore. Levantamentos de GPR (Ground Penetrating Radar) evidenciaram geometrias deposicionais como sigmóides, hummockys e padrões planoparalelos. As análises petrográficas revelaram a presença de cinco microfácies carbonáticas e uma híbrida terrígena carbonática: grainstones ooidais intraclásticos, grainstones intraclásticos, grainstones recristalizados, wackestones intraclásticos, mudstones e por fim, siltitos laminados. O ambiente deposicional dessas rochas aponta para uma deposição em plataforma carbonática marinha rasa, sob influência de ondas de tempestades, a partir da identificação de diversos ciclos tempestíticos. A análise estrutural da pedreira permitiu identificar três famílias de fraturas principais com direções N-S, NE-SW e NW-SE, geralmente subverticalizadas, cortando o grande afloramento que apresenta camadas subhorizontais. Os levantamentos de gama-ray permitiram correlacionar lateralmente os quatro perfis levantados na base da pedreira, e serviram de base para um zoneamento faciológico que norteou a modelagem geológica 3D do afloramento da pedreira. A modelagem geológica levou em consideração um workflow que permitiu interpolar os dados de microfácies para definição da proporção e distribuição espacial dessas microfácies ao longo do afloramento. Os resultados mostraram predominância de microfácies de grainstones ooidais intraclásticos com cerca de 58% de presença, seguida pelas microfácies de wackestones com 15%, siltito com 13%, grainstones intraclásticos com 12%, e grainstones recristalizados com 2%. A análise das litofácies carbonáticas, geometrias e arquitetura deposicionais, combinadas com dados micropetrográficos, tanto em lâminas delgadas como texturas ao Microscópio Eletrônico de Varredura – MEV, estruturas rúpteis identificadas, e dados da modelagem sugerem que a seção estudada da Formação Lagoa do Jacaré na Pedreira GMD tem potencial para um reservatório do tipo fraturado não convencional. The present work features multiscale analysis of Neoproterozoic carbonate rocks of Lagoa do Jacaré Formation (Bambuí Group) that outcrops in a deactivated quarry in Paraopeba - MG. The Multiscale Reservoir Characterization (CAMURES) methodology was partially applied, and it assumes as a premise the characterization of analogue outcrops using different investigative tools, in different scales of observation, ranging from basin scale, passing through reservoir scale, until petrophysics microscale. The rocks in GMD quarry comprise five sedimentary lithofacies: medium to fine grained massive calcarenites, intraclastic breaches, fine calcarenites with asymmetric ripple marks, medium grained calcarenites with hummocky cross-bedding, and finally, calcilutites and siltstones (rares). Those lithofacies represent platform sedimentary environment, in the shoreface-offshore transition. GPR (Ground Penetrating Radar) survey revealed depositional geometries such as sigmoidal, hummocky and parallel patterns. Petrographic analysis showed the presence of five carbonate microfacies and one hybrid terrigenous-carbonate: ooidal intraclastic grainstones, intraclastic grainstones, recrystallized grainstones, intraclastic wackestones, mudstones and laminated siltstones. Depositional environment of these rocks points to a deposition in a shallow marine carbonate platform, under storm waves influence, as identified in many tempestite cycles in the quarry. Structural analysis showed the presence of three fractures systems with principal directions N-S, NE-SW and NW-SE, subvertical in general, cutting the huge outcrop which present subhorizontal layers. Gamma-ray prospects allowed laterally correlate the four profiles prospected in the base of the quarry, and served as basis for a facies zoning that guided the 3D geological modelling of the quarry outcrop. The modelling used a workflow that interpolate microfacies data to define their spatial distribution and proportion along the entire outcrop. The results showed the predominance of oolitic intraclastic grainstones with about 58% of presence, followed by intraclastic grainstones with about 15%, siltites with 13%, wackestones with 12% and recrystallized grainstones with 2%. Carbonate lithofacies analysis, depositional architecture and geometry, in combination with micropetrographic data in thin section and textures observed in Scanning Electron Microscope (SEM), identified brittle structures, and modelled data suggests that the studied section of the Lagoa do Jacaré Formation in the GMD Quarry has a potential for a fractured non-conventional reservoir type.

Orientador: Erika Tomie Koroishi Blini Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Nos últimos anos a injeção de água de baixa salinidade (LSWI) tem ganhado muita atenção na recuperação avançada de óleo (EOR) na indústria petroleira. Assim tem-se desenvolvido muitas pesquisas para entender o mecanismo de recuperação dessa técnica, com o fim de encontrar uma água de injeção ideal e obter ganhos adicionais de óleo. Desta forma, o foco deste trabalho é recuperação de óleo com injeção de água de baixa salinidade enriquecida com íon metálico cobre (Cu2+) em reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro. O trabalho experimental foi realizado para obter maior compreensão das interações entre as rochas carbonáticas e a injeção da água do mar (SW), reduzindo a salinidade total ou o conteúdo de NaCl nela, com adição de íons Cu2+ na recuperação de óleo. Os experimentos foram realizados para replicar as condições do reservatório (63 °C, 8100 psi, rochas reservatório e óleo vivo), suportados por uma robusta bancada experimental. As amostras do reservatório foram limpas, secas, saturadas com água de formação (FW) e preparadas em condições iniciais de saturação de água (SWI). Em seguida, as amostras foram expostas a processos de restauração da molhabilidade. Finalmente, uma sequência de duas salmouras foi injetada nas rochas envelhecidas para avaliar a recuperação do óleo. Duas estratégias experimentais foram propostas para avaliar a recuperação do óleo. A primeira estratégia baseou-se na variação da concentração salina das salmouras injetáveis. As sequências de injeção foram: 10x e 50x de SW diluída, como modo secundário e terciário, SW reduzida totalmente em NaCl e SW com 25% da concentração original de NaCl. A segunda estratégia envolveu os íons de cobre, e as salmouras foram selecionadas a partir dos melhores casos indicados nas experiências realizadas na primeira estratégia. A sequência de injeção com o uso de íon Cu2+ foi de SW diluído 10x no modo secundário, e depois a mesma salmoura enriquecida com 0,1 gramas/ litros de íon Cu2+ no modo terciário. Para a SW reduzida totalmente de NaCl foi enriquecido com 1 grama/litro de íon Cu2+ também no modo terciário. Os ensaios sem íon cobre atingiu recuperações de 50%OOIP na água diluída em modo secundário. O ensaio modificando a concentração do NaCl evidenciou-se uma recuperação adicional de 4,26%OOIP quando foi injetada uma água de maior salinidade em modo secundário. Já nos ensaios com íon metálico não foi evidenciado recuperações adicionais nas águas diluídas enriquecidas com cobre injetada em modo terciário. Por fim na sequência da água depletada com NaCl e enriquecida com íon metálico em modo terciário foi obtido uma recuperação adicional de 5,29%OOIP, evidenciando o efeito dos íons cobre na recuperação de óleo Abstract: In the last years the low salinity water injection (LSWI) has gained attention as a promising enhanced oil recovery (EOR) technique due to its numerous advantages for the oil industry. Thus, many researchers have been developed to understand the recovery mechanism using this technique, in order to find the ideal injection water and obtain additional oil recoveries. The focus of this study is to investigate aspects such as oil recovery due to LSWI together with metallic ion spiking in carbonates reservoirs of Brazilian pre-salt. The experimental work was performed to gain further understanding of the interactions between carbonate rocks and brines injection by reducing total salinity or the NaCl content in addition to copper Ions (Cu2+) in the oil recovery. Experiments were performed to replicate reservoir conditions (63°C, 8100 psi, reservoir core plugs and live oil), supported by robust experimental apparatus. The reservoir plugs were cleaned, dried, saturated with formation water and prepared in initial water saturation condition. Secondly, the samples were to exposed to wettability restoration processes. Finally, a sequence of two brines was injected in the aged rocks to evaluate the oil recovery. Two experimental strategies were proposed to evaluate the Oil Recovery. The first strategies two sequences of SW injection were adopted to obtain the main effect of LSWI and two sequences with copper ions spiking in the second strategy. The first strategy was based on the variation of saline concentration of the injection brines. The injection sequences were: 10x and 50x diluted SW as a secondary and tertiary mode and SW totally depleted of NaCl and SW with 25% of NaCl content. The second strategy involved the copper ions, and the brines were selected from the best cases indicated in the experiments performed in the first strategy. The injection sequence was SW diluted 10x, and then the same brine spiked with 0,1 gr/lit of Cu2+ in tertiary mode. For SW totally reduced of NaCl was injected in secondary mode and the same SW was spiked with 0.1 gr/lit of Cu2+and injected in tertiary mode. The tests without copper ion reached recoveries of around 50%OOIP in diluted SW in secondary mode. The test reducing the concentration of NaCl showed an additional recovery of 4.26% OOIP increase de salinity in tertiary mode. no recoveries from diluted SW spiking with copper injected in tertiary mode had been evidenced in the ion metallic tests. Finally, following the SW depleted with NaCl spiking with ion metallic in tertiary mode, had additional recovery of 5.29% OOIP, evidencing the effect of copper ions on oil recovery in carbonates Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo Funcamp 0

Submitted by Taís Silva (taismoreira001@gmail.com) on 2021-01-29T17:36:20Z No. of bitstreams: 1 LuanaKarinaCamaraDeMedeiros-min.pdf: 4390287 bytes, checksum: 37de4cac807c3fd757871be57ebf2cec (MD5) Approved for entry into archive by Moreno Barros (moreno@ct.ufrj.br) on 2021-04-05T01:10:10Z (GMT) No. of bitstreams: 1 LuanaKarinaCamaraDeMedeiros-min.pdf: 4390287 bytes, checksum: 37de4cac807c3fd757871be57ebf2cec (MD5) Made available in DSpace on 2021-04-05T01:10:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LuanaKarinaCamaraDeMedeiros-min.pdf: 4390287 bytes, checksum: 37de4cac807c3fd757871be57ebf2cec (MD5) Previous issue date: 2019-06 As rochas carbonáticas são os principais reservatórios de hidrocarbonetos, retêm mais da metade do petróleo do mundo. São suscetíveis às condições deposicionais e diagenéticas, e apresentam características petrofísicas complexas, que normalmente são pouco entendidas. Nesse contexto, é importante caracterizar as principais fácies deposicionais carbonáticas, identificar os processos diagenéticos atuantes e classificar os diferentes tipos de poros e conectividade entre eles, com o intuito de auxiliar no controle e gerenciamento desses importantes reservatórios de petróleo. Nesse trabalho, foi possível caracterizar as diferentes fácies permoporosas nos carbonatos do Albino, em um poço da Bacia de Campos, através dos estudos sedimentológicos e diagenéticos, com perfis geofísicos e métodos estatísticos, sendo posteriormente correlacionados com o intuito de verificar suas similaridades. A metodologia aplicada possibilitou o reconhecimento de duas a três eletrofácies com distintas características permoporosas, através da obtenção de eletrofácies associadas aos estudos petrográficos e petrofísicos. A eletrofácie de melhor qualidade reservatório corresponde a litologia composta por bioclastos, correspondendo a microfácies rudstone bioclástico (RB), a qual mantem relação direta com as propriedades petrofísicas e as eletrofácies. A correlação das propriedades petrofísicas com as microfácies deposicionais demostrou ser bastante complexa devido aos processos diagenéticos. Carbonate rocks are the main reservoirs of hydrocarbons, retaining more than half of the world’s oil. They are susceptible to depositional and diagenetic conditions. These exhibit complex and commonly poorly understood petrophysical characteristics. In this context, it is important to characterize the main depositional carbonate facies, to identify the active diagenetic processes and to classify the different types of pores and connectivity between them, in order to assist in the control and management of these important oil reservoirs. In this work, it was possible to characterize the different permo-porous facies in the Albian carbonates, from oil and gas well of the Campos Basin. Sedimentologic and diagenetic studies, with well log data and statistical methods, were carried out to verify their similarities. The applied methodology allowed the recognition up to three electrofacies with different permo-porous characteristics, through the obtaining of electrofacies associated to the petrographic and petrophysical studies. The electrofacies of the best reservoir quality corresponds to the lithology composed of bioclasts, corresponding to bioclastic rudstone (RB) microfacies, which keeps a direct relationship with the petrophysical properties and the electrofacies. The correlation of the petrophysical properties with the depositional microfacies proved to be quite complex, due to the diagenetic processes.

Submitted by Taís Silva (taismoreira001@gmail.com) on 2021-01-30T19:29:48Z No. of bitstreams: 1 LorenaPastanaMartins.pdf: 4010383 bytes, checksum: 3aabc571c5fd2c619370f9235c7ad38e (MD5) Approved for entry into archive by Moreno Barros (moreno@ct.ufrj.br) on 2021-04-05T01:24:48Z (GMT) No. of bitstreams: 1 LorenaPastanaMartins.pdf: 4010383 bytes, checksum: 3aabc571c5fd2c619370f9235c7ad38e (MD5) Made available in DSpace on 2021-04-05T01:24:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LorenaPastanaMartins.pdf: 4010383 bytes, checksum: 3aabc571c5fd2c619370f9235c7ad38e (MD5) Previous issue date: 2019-03 Este trabalho estuda a satisfatoriedade dos modelos de permeabilidade estimados por RMN em coquinas, rochas carbonáticas formadas pela acumulação de conchas, comuns na seção Pré-sal das bacias da margem leste brasileira. Além disso, analisa o comportamento dos coeficientes das equações nesse tipo de rocha, uma vez que estes foram calibrados para rochas siliciclásticas (arenitos). O ajuste dos coeficientes foi determinado pelo método de Regressão Linear Múltipla (RLM) em 45 plugues de coquinas da Formação Morro do Chaves, Bacia de Sergipe-Alagoas, subdividindo-as, também, em dois grupos: alta e baixa permeabilidade. Por fim, os resultados alcançados foram aplicados a dois perfis de RMN da Formação Itapema, composta por coquinas do intervalo Pré-sal da Bacia de Santos. Os resultados experimentais observados mostram que as coquinas apresentam um comportamento mais semelhante ao de arenitos do que rochas carbonáticas clássicas (dolomitos, calcários). This work studies the satisfactory of NMR estimated permeability models in coquinas, carbonate rocks formed by the accumulation of shells, common in the Pre-salt section of Campos and Santos basin. In addition, it analyzes the behavior of coefficients of the equations in this type of rock, since these were calibrated for siliciclastic rocks (sandstones). The adjustment of coefficients was made by the Multiple Linear Regression (MLR) method, determined in 45 samples of coquinas from Morro do Chaves Formation, Sergipe-Alagoas Basin, dividing them into two groups: high and low permeability. Finally, the obtained results were applied on two NMR logs from Itapema Formation, formed by coquinas from Pre-salt interval of Santos basin. The observed experimental results show that the coquinas present a behavior more similar with sandstones than with typical carbonate rocks (dolomite, limestone).

Orientador: Alessandra Winter Spagnol Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Os reservatórios carbonáticos offshore têm a injeção de água do mar como um poderoso mecanismo de recuperação secundária, não apenas por sua disponibilidade e baixo custo operacional, mas também por ter íons ativos como magnésio (Mg2+), cálcio (Ca2+) e sulfato (SO42-) que atuam na superfície das rochas carbonáticas alterando sua carga elétrica, liberando os componentes carboxílicos e, portanto, aumentando o fator de recuperação. Os íons sódio (Na+) e cloro (Cl-) interferem nessa interação iônica e podem ter impacto na eficiência da água de injeção. A criação deste modelo de substituição iônica, relacionado à alteração da molhabilidade nos carbonatos, trouxe também a ideia da modificação ou calibração da composição da água de injeção para provocar ou até aumentar o efeito da mudança da molhabilidade preferencial da rocha pelo óleo. Vários estudos foram realizados buscando um maior entendimento dos fenômenos envolvidos, e inúmeras composições de águas calibradas já foram investigadas, porém, ainda não há um consenso na explicação dos resultados. Sendo assim, esta dissertação apresenta um extenso estudo da redução do cloreto de sódio e do aumento do íon magnésio como agentes fundamentais na interação rocha / fluido durante a injeção de água do mar em dolomitos. Para isso, foram realizados oito ensaios de deslocamento forçado, sendo quatro focados no estudo da redução de cloreto de sódio e outros quatro no aumento do íon magnésio. Em cada ensaio foi injetada uma sequência de quatro salmouras, onde a sequência de aumento do magnésio também abrangeu a redução de NaCl durante a injeção da última água. Para avaliar a repetibilidade dos resultados, quatro testes foram tomados como base e uma réplica de cada ensaio foi realizada na mesma amostra. Os resultados mostraram que há ganhos consideráveis de óleo para ambos os casos durante a injeção de salmouras com composições específicas. No decorrer dos ensaios também foi possível observar que o número ácido e o método de envelhecimento desempenham um papel importante nas condições inicias dos testes, que levaram a alteração do processo de envelhecimento das amostras Abstract: Offshore carbonate reservoirs have seawater injection as a powerful conventional secondary recovery mechanism, not only for their availability and low operating cost, but also for having active ions such as magnesium (Mg2+), calcium (Ca2+) and sulfate (SO42-) that act on the surface of the carbonates rocks altering their electric charge, releasing the carboxylic components and, therefore, increasing the recovery factor. Sodium (Na+) and chlorine (Cl-) ions interfere in this ionic interaction and can have an impact on the efficiency of the injection water. The creation of this ionic substitution model, related to the alteration of the carbonate wettability, also led to the idea of modifying or calibrating the composition of the injection water to cause or even increase the effect of changing the preferential wettability of the rock by the oil. Several studies have been carried out seeking a better understanding of the phenomena involved, and numerous calibrated water compositions have already been investigated, however, there is still no consensus in explaining the results. Thus, this dissertation presents an extensive study of the reduction of sodium chloride and the increase of the magnesium ion as fundamental agents in the rock / fluid interaction during the injection of seawater into dolomites. For this, eight forced displacement tests were performed, four of them focused on the study of the sodium chloride reduction and another four on the increase of the magnesium ion. In each test a sequence of four brines was injected, where the magnesium increase sequence also covered the sodium chloride reduction during the last water injection. To evaluate the repeatability of the results, four tests were taken as bases and a replica of each test was performed on the same sample. The results showed that there are considerable gains of oil for both cases during the injection of brines with specific compositions. During the tests it was also possible to observe that the acid number and the aging method play an important role in the initial conditions of the tests, which led to the alteration of the aging process of the samples Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

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

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Materiais, Florianópolis, 2019. O estudo da morfologia dos sistemas porosos de rochas reservatório de petróleo contribuiu muito na otimização dos processos de obtenção de hidrocarbonetos. A caracterização da morfologia e da conectividade do sistema poroso são peças fundamentais para o entendimento dos processos envolvidos na extração eficiente em reservas petrolíferas. Nos primeiros estudos de geometrias de poros eram utilizadas lâminas (cortes de rochas) com impregnação de resinas e, de posse das respectivas imagens bidimensionais, era feita a reconstrução do sistema poroso tridimensional por modelos matemáticos específicos. Este processo sofreu uma drástica mudança com o surgimento da aplicação da tomografia computadorizada de raios X, a qual permite a elaboração do sistema poroso por completo (3D) diretamente e sem a necessidade de modelos matemáticos. Existem na literatura muitas classificações de poros, mas quase todas utilizam características bidimensionais do sistema poroso, limitando assim a sua caracterização, visto que se trata de uma feição tridimensional. Esta tese pretende contribuir no sentido de classificar rochas reservatório carbonáticas de acordo com seus atributos tridimensionais. A caracterização de materiais porosos pela técnica de análise de imagens, a partir dos resultados de microtomografia computadorizada de raios X (micro-CT) pode representar completamente o sistema poroso e ainda permite simular alguns processos importantes, tais como permeabilidade e curvas de pressão capilar. Trata-se de uma técnica que não destrói a amostra, além de permitir replicar os estudos a partir das imagens geradas. Nesta tese, foram classificadas amostras de rochas carbonáticas através de faixas de permeabilidades experimentais, com o auxílio de algoritmos de aprendizado de máquina, tendo como dados de entrada parâmetros (atributos) do sistema poroso 3D obtidos de: 1) Softwares: C3DE/Imago3D, iMorph e Fiji/ImageJ (a extração dos atributos é feita através de imagens tomográficas das amostras); 2) Atributos de litologia e tipos de poros, obtidos de petrografia; 3) Porosidades e permeabilidades experimentais obtidos através de análises laboratoriais. Esta tese foi executada em duas etapas (a subsequente depende da anterior): Etapa 1: Caracterização do espaço poroso pela obtenção de atributos geométricos e geológicos; Etapa 2: Classificação das amostras em faixas de permeabilidades (categorização) através de aprendizado de máquina, tendo como dados de entrada os atributos obtidos na etapa anterior. Foram classificadas amostras de rochas carbonáticas em 2, 3 e 4 faixas de permeabilidades experimentais, com métricas satisfatórias. Todos estes atributos (alguns obtidos de softwares e outros experimentais) fizeram parte dos modelos de aprendizado de máquina que classificaram as amostras. A categorização permitiu entender quais atributos (características do sistema poroso) são mais valiosos no aprendizado de máquina. A compreensão do sistema poroso tridimensional das rochas carbonáticas têm um papel importante, pois permite o entendimento e auxilia a modelagem de rochas reservatório. Abstract: The study of the morphology of the porous systems of oil reservoir rocks has greatly contributed to the optimization of the processes of obtaining hydrocarbons. The characterization of the morphology and connectivity of the porous system are fundamental pieces for the understanding of the processes involved in the efficient extraction of petroleum reserves. In the first studies of pore geometries, thin sections of rocks with resin impregnation were used and, with the respective two-dimensional images, the three-dimensional porous system was reconstructed using specific mathematical models. This process undergone a drastic change with the advent of the application of X-ray computed tomography, which allows the preparation of the entire porous system (3D) directly and without the need for mathematical models. There are many classifications of pores in the literature, but almost all use two-dimensional characteristics of the porous system, thus limiting its characterization, since it is a three-dimensional feature. This thesis aims to contribute to the classification of carbonate reservoir rocks according to 3D classification criteria. The characterization of porous materials by the image analysis techniques, from the results of X-ray computed tomography (micro- CT) can completely represent the porous system and still allows to numerically simulate some important processes, such as permeability and capillary pressure curves. It is a technique that does not destroy the sample and also allows to replicate the studies from the generated images. In this thesis, samples of carbonate rocks were classified through ranges of experimental permeabilities, with the aid of machine learning algorithms, having as input data parameters (attributes) of the 3D porous system obtained from: 1) Software: C3DE/Imago3D, iMorph and Fiji/ImageJ (the extraction of the attributes is done through tomographic images of samples); 2) Lithology attributes and types of pores, obtained from petrography; 3) Experimental porosities and permeabilities obtained through laboratory analysis. This thesis was executed in two stages (the subsequent one depends on the previous one): Stage 1: Characterization of the porous space by obtaining geometric and geological attributes; Stage 2: Classification of samples in ranges of permeabilities (categorization) through machine learning, having as input data the attributes obtained in the previous stage. Samples of carbonate rocks were classified in 2, 3 and 4 ranges of experimental permeabilities, with satisfactory metrics. All these attributes (some obtained from software and others experimental) were part of the machine learning models that classified the samples. The categorization allowed us to understand which attributes (characteristics of the porous system) are most valuable in machine learning. The understanding of the three-dimensional porous system of carbonate rocks plays an important role, as it allows the understanding and helps the modeling of reservoir rocks.

Os reservatórios carbonáticos da Formação Quissamã do Grupo Macaé (Albiano inferior) contém importantes acumulações de petróleo no centro da Bacia de Campos, margem leste brasileira. Entretanto, essa seção apresenta qualidade heterogênea e frequentemente limitada no Sul da bacia. Um estudo integrando caracterização petrográfica quantitativa de lâminas delgadas, descrição detalhada de testemunhos, fotomicrografias digitais, imagens de elétrons retroespalhados e de microtomografia de raios-X procurou ampliar a compreensão dos fatores controladores da distribuição e da geometria da porosidade dessas rochas. As rochas analisadas correspondem a diversas fácies deposicionais de rampa marinha rasa de alta e baixa energia, incluindo grainstones oolíticos-oncolíticos, rudstones bioclásticos e packstones oncolíticos-intraclásticos-peloidais, bem como arenitos híbridos siliciclásticoscarbonáticos e doloespatitos. Foram identificadas nove petrofácies de reservatório, de acordo com os atributos de maior impacto na porosidade e permeabilidade, incluindo estrutura e textura deposicional (particularmente a distribuição de matriz peloidal), composição primária, e principais processos diagenéticos, agrupadas em associações de petrofácies de média e má qualidade de reservatório, e não-reservatórios. Sua evolução eodiagenética envolveu intensa micritização e incipiente cimentação sob condições freáticas marinhas estagnantes, limitada dolomitização pela mistura com águas meteóricas, dissolução dos oncolitos e bioclastos, neomorfismo e cimentação drusiforme por calcita não-magnesiana sob condições meteóricas freáticas. Durante o soterramento, ocorreram compactação química interpartícula e estilolítica limitada, e cimentação por calcita blocosa, subordinadamente por barita, anidrita, quartzo e pirita. Essas alterações diagenéticas geraram complexos sistemas porosos, combinando dominantemente poros intrapartícula e móldicos formados pela dissolução parcial ou total dos bioclastos, oolitos e oncolitos, pois a porosidade interpartícula foi significativamente reduzida pela cimentação e compactação. Fraturas e poros de canal e vugulares gerados por dissolução são volumetricamente pouco expressivos, ainda que localmente importantes para a conectividade dos sistemas porosos e para a permeabilidade. Poros intercristalinos só são importantes onde a dolomitização foi mais expressiva. Poros seletivos quanto à fábrica (sensu Choquette & Pray) dominam os sistemas porosos dos grainstones e rudstones. A importância da porosidade gerada pela dissolução dos aloquímicos reflete-se na predominância de sistemas porosos do tipo vugular não-conectado (sensu Lucia), ou do tipo móldico (sensu Lønøy), relativamente aos do tipo interpartícula. Microporosidade gerada pela dissolução parcial de oolitos e oncolitos constituem a maior parte da porosidade de algumas amostras com expressiva cimentação interpartícula. Este estudo mostrou que os carbonatos albianos do Sul da Bacia de Campos possuem sistemas de poros complexos, com padrões de porosidade e permeabilidade heterogêneos. A textura e a composição primárias, bem como os processos diagenéticos, tiveram grande influência na evolução da qualidade destes depósitos. Shallow water carbonates of the Quissamã Formation, Macaé Group (lower Albian) contain important petroleum accumulations in central Campos Basin, eastern Brazil. However, this section shows heterogeneous and often limited reservoir quality in the South of the basin. A study integrating quantitative petrographic characterization, detailed core description, digital photomicrographs, backscattered electrons and X-ray microtomography images, aimed to increase the understanding of the factors controlling the distribution and geometry of porosity in these rocks. The analyzed rocks correspond to diverse depositional facies of high and low energy shallow marine ramp, including oolithic-oncolithic grainstones, bioclastic rudstones, and oncolithic-intraclastic-peloidal packstones, as well as hybrid siliciclasticcarbonate arenites and dolostones. Nine reservoir petrofacies were defined according to the attributes of strongest impact on porosity and permeability, including depositional structure and texture, primary composition, and main diagenetic processes, which were grouped in petrofacies associations medium and poor no reservoir quality, and non-reservoirs. Their eodiagenetic evolution involved intense micritization and incipient cementation under stagnant marine phreatic conditions, limited dolomitization due to mixing with meteoric waters, dissolution of oncoliths and bioclasts, neomorphism and drusiform cementation by non-Mg calcite under meteoric phreatic conditions. During burial, interparticle chemical compaction and limited stylolitization, and cementation by blocky calcite, subordinately by barite, anhydrite, quartz and pyrite occurred. These diagenetic changes generated complex pore systems, combining dominantly intraparticle and moldic pores generated by the partial or total dissolution of bioclasts, ooliths and oncoliths, as interparticle porosity was reduced by cementation and compaction. Fracture, channel and vugular pores generated by dissolution have little volume expression, though locally important for the connectivity of pore systems and for permeability. Intercrystalline pores are important only where dolomitization was most expressive. Fabric-selective pores (sensu Choquette & Pray) dominate the pore systems of grainstones and rudstones. The importance of the porosity generated by allochems dissolution is reflected by the predominance of unconnected vugular pore systems type (sensu Lucia), or moldic type (sensu Lønøy), in relation to the interparticle type. Micropores generated by partial dissolution of ooliths and oncoliths constitute the main part of the porosity of some samples with expressive interparticle cementation. This study showed that the Albian carbonates of southern Campos Basin have complex pore systems with heterogeneous porosity and permeability patterns. Primary texture and composition, as well as the diagenetic processes, had great influence on the quality evolution of these deposits.

CAPES As aplicações do calcário e dolomito na granulometria ultrafina (< 10 μm) estão relacionadas à pureza, à distribuição de tamanhos e à morfologia das partículas. Nesta granulometria, as rochas carbonáticas são empregadas, por exemplo, na produção de polímeros, fármacos, papel e celulose. A moagem em moinhos de alta energia é utilizada por garantir elevados fatores de redução de tamanho sem comprometer a pureza do estado particulado. Porém, além do alto consumo energético, o processamento de ultrafinos é dificultado pela aglomeração e por modificações estruturais induzidas pela ação mecânica da moagem. Neste contexto, o trabalho teve como objetivo investigar a influência do tempo de moagem sobre a distribuição granulométrica, as modificações estruturais e a decomposição térmica em partículas ultrafinas de calcário e dolomito processadas em moinho planetário de bolas. Foram empregadas amostras de duas procedências: calcário metamórfico (Currais Novos, RN), com predominância de calcita (CaCO₃), e dolomito sedimentar (Jandaíra, RN), com predominância de dolomita (CaMg(CO₃)₂). Os ensaios foram realizados com potes (250 ml) e bolas (25; 10 mm) de zircônia, em doze intervalos de tempo entre 1 e 1920 minutos, a 300 rpm. As técnicas de espalhamento laser, absorção-dessorção de gás (BET-BJH) e microscopia eletrônica de varredura foram empregadas para realizar a caracterização dimensional e morfológica das partículas. Os resultados mostraram que o limite aparente de moagem foi alcançado após 60 minutos para o calcário (D50 = 12,33±0,58 μm) e após 480 minutos para o dolomito (D50 = 6,35±0,19 μm), ocorrendo aglomeração nos tempos seguintes aos respectivos limites de moagem, sobretudo para o dolomito. Para a análise das modificações estruturais foi utilizado a difração de raios X (DRX) e a espectroscopia RPE em amostras irradiadas (5 kGy). Avariação do tamanho do cristalito e da deformação plástica da estrutura mostrou que as modificações estruturais foram significativas no dolomito, principalmente nos tempos onde ocorreu aglomeração. Com isso, concluiu-se que houve a mudança do comportamento frágil para dúctil entre os tempos de 240 e 480 minutos na amostra de dolomito, evidenciado pelo expressivo aumento da deformação plástica e redução do tamanho de cristalito. Os espectros RPE das amostras irradiadas evidenciaram que a ação mecânica da moagem induz a formação de centros paramagnéticos no calcário (fator g 1,9999) e dolomito (fator g 2,0026). As curvas de decomposição térmica foram realizadas em um equipamento de análise termodiferencial (ATD) e termogravimétrica (TG) em atmosfera de CO₂. O calcário não apresentou uma variação significativa nas análises térmicas. Para o dolomito a calcinação apresentou uma redução de ~30 °C na temperatura da reação e de ~40 % na energia de ativação com o aumento do tempo de moagem. Observou-se que essas reduções estão associadas ao surgimento de um novo evento térmico na temperatura de ~650 °C. Esse novo evento está associado às modificações estruturais causadas pela ação mecânica da moagem. O comportamento distinto observado para o calcário e o dolomito em relação aos efeitos gerados pela ação mecânica da moagem foi explicado pela textura mais refinada do dolomito. Os mecanismos de deformação plástica afetam a decomposição térmica do dolomito. Porém, não foi possível estabelecer relação clara entre a formação dos aglomerados e os centros paramagnéticos. The applications of limestone and dolostone in ultrafine size (

O presente estudo compreende uma análise integrada de dados GPR e petrofísicos que permitiram definir a distribuição tridimensional de zonas cársticas e a distribuição de porosidade a partir de atributos GPR, em unidades de rochas carbonáticas fraturadas da Formação Salitre na Pedreira Sal (norte da Bahia). Zonas caracterizadas por reflexões de baixa amplitude podem estar associadas a halos de dissolução mineral que se desenvolveram em torno de fraturas e planos de acamamento. Os volumes GPR mostram uma geometria 3D das zonas de rochas carbonáticas carstificadas, com orientações e dimensões semelhantes ao conjunto de condutos controlados pelos sistemas de fraturas de direção N-S e E-W, observado em imagens de veículos aéreos não tripulados. Medidas em amostras de plugs indicam que a dissolução modificou a densidade, a permissividade dielétrica e a porosidade das rochas carbonáticas estudadas. A densidade média e a permissividade dielétrica relativa diminuíram de 2714 para 2713 kg/m3 e de 7,36 para 6,81, respectivamente, e a porosidade média aumentou ligeiramente de 0,95% para 1,08%. Essas mudanças nas propriedades da rocha afetam os contrastes da impedância EM entre os horizontes carbonáticos, causando a atenuação do sinal GPR. A correlação entre a permissividade dielétrica e a porosidade pode ser analisada usando o Modelo de Indice de Refração Complexo (CRIM), que usa a velocidade EM estimada a partir de dados GPR. Apesar da porosidade obtida pelo CRIM ser um pouco mais baixa que a porosidade medida nas amostras coletadas, devido às diferentes escalas de medição, o fato de que a porosidade é ligeiramente maior nas zonas carbonáticas carstificadas foi mantido. Além disso, os atributos instantâneos de amplitude e frequência foram utilizados para estimar a variabilidade espacial da porosidade ao longo de todo o volume de dados GPR. Assumindo a correlação empírica entre as propriedades físicas e atributos, dois volumes de porosidade estimada foram estabelecidos para as rochas carbonáticas carstificados na área estudada. Three-dimensional distribution of karstic zones and estimated porosity were obtained in fractured carbonate units of the Salitre Formation (Northern of the Bahia State) from GPR data and petrophysical. Low-amplitude GPR zones could be associated with mineral dissolution halos that developed around fractures and bedding planes. GPR volumes show a 3D mazelike geometry of the vertical karstified carbonate zones, similar with the set of passages controlled by ~N-S and E-W oriented fracture system, observed on surface in unmanned aerial vehicle images. Measurements in plug samples indicate that the local karstification modified the density, dielectric permittivity and porosity of the studied carbonate rocks. While the average density and relative dielectric permittivity decreased from 2714 to 2713 kg/m3 and from 7.36 to 6.81, respectively, the average porosity slightly increased from 0.95% to 1.08%. These changes in the rock properties affect the EM impedance contrasts between carbonate bedding, causing attenuation of the reflected GPR signal. The correlation between dielectric permittivity and porosity could be analyzed using the complex refractive index model (CRIM), which uses EM velocity estimated from GPR data. The CRIM porosities are somewhat lower than porosities derived from plug sample due to different measurement scales. However, the fact that porosity is slightly higher in the karstified carbonates was maintained. In addition, GPR instantaneous amplitude and frequency attributes were used to estimate spatial variability in porosity throughout the whole GPR data volume. The crossplot of these two GPR attributes show that karstified zones generally cluster in narrow ranges of GPR instantaneous amplitude and in broad range of GPR instantaneous frequency. Assuming empirical correlation between physical properties and GPR attributes two predicted porosity volumes were established for the karstified carbonates in the studied area.

Submitted by Emanuel Varela Cardoso (emanuel.varela@ufcg.edu.br) on 2018-08-30T00:03:01Z No. of bitstreams: 1 RAYSSA LIMA COSTA COURA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2018.pdf: 4185304 bytes, checksum: 1e8284ec7d32626c2482990d60ee620f (MD5) Made available in DSpace on 2018-08-30T00:03:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RAYSSA LIMA COSTA COURA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2018.pdf: 4185304 bytes, checksum: 1e8284ec7d32626c2482990d60ee620f (MD5) Previous issue date: 2018-02 Neste trabalho analisou-se o efeito integrado de contatos de grãos, da macroporosidade e da microporosidade sobre as velocidades elásticas de rochas carbonáticas oriundas da Bacia do Araripe, da Bacia Potiguar e da Bacia Sergipe – Alagoas, localizadas no nordeste do Brasil. Tal estudo propõe um método novo, o qual busca avaliar as variáveis que influenciam na dispersão observada na relação entre as velocidades elásticas e a porosidade de rochas carbonáticas. A macro e a micro porosidades foram estimadas a partir de imagens digitais de microtomografia de raios-X, enquanto que as velocidades das ondas elásticas foram medidas em um equipamento sob pressão confinante de 40 MPa em amostras secas. Um índice para qualidade dos contatos entre grãos foi proposto com base na redução do volume de modelos 3D desses contatos com o aumento da suavização aplicada durante a geração dos modelos. Funções multivariadas de regressão não linear foram obtidas para correlacionar as velocidades elásticas e as macro e micro porosidades digitais, além do índice de qualidade de contatos entre grãos. Estas funções permitiram a estimativa da velocidade de onda compressional (VP) e da velocidade de onda cisalhante (VS) com a maior precisão possível, isto é, com um coeficiente de determinação R² = 1. Essas relações têm potencial para serem usadas no mapeamento da qualidade de contatos entre grãos e da microporosidade em reservatórios carbonáticos. A qualidade dos contatos intergrãos é uma variável importante para aplicações geomecânicas, enquanto a microporosidade afeta a permeabilidade da rocha. Essas duas variáveis são muito mais difíceis de estimar do que a macroporosidade e as velocidades das ondas elásticas, que podem ser estimadas a partir de perfis de poços e de dados sísmicos. Modelos preditivos do índice de qualidade dos contatos intergrãos foram definidos para as amostras das Bacias do Araripe, Sergipe-Alagoas e Portiguar. Tais modelos foram aplicados em um poço oriundo da região do pré-sal e os resultados indicam que o modelo definido para a Bacia Potiguar é o mais adequado para ser aplicado nos poços do pré-sal brasileiro. Sugere-se calibrar esse modelo com dados de amostras de rocha do próprio pré-sal, com o intuito de permitir que a inversão conjunta de dados sísmicos e de poços seja capaz de mapear, com elevada precisão, a distribuição espacial da porosidade nesses reservatórios. This work analyzed the integrated effect of grain contacts, macroporosity and microporosity on elastic velocities of carbonate rocks from Araripe Basin, Potiguar Basin and Sergipe-Alagoas Basin, all located in Northeast Brazil. This study proposes a new method, which seeks to evaluate the variables that influence the observed dispersion in the relationship between elastic velocities and porosity of carbonate rocks.The macro and micro porosities were estimated from microCT digital images, while elastic wave velocities were measured in a pressure vessel under confining pressure of 40 MPa in dry samples. An index for grain contact quality was proposed here based on the volume reduction of 3D models of these contacts with the increasing of the smoothing level applied during model generation. Multivariate nonlinear regression functions were obtained in order to get relations between elastic velocities, macro and micro digital porosities, besides the quality index for grain contacts. These functions allowed estimation of compresional wave velocity (VP) and shear wave velocity (VS) with the highest possible accuracy, i.e., with a coefficient of determination R²=1. These relationships have potential to be used for mapping grain contact quality and microporosity in carbonate reservoirs. Grain contact quality is an important variable for geomechanics, while microporosity affects rock permeability. These two later variables are of much more difficult estimation than macroporosity and elastic wave velocities, which can be estimated from well logging and seismic data. Predictive models of contact quality index were defined for samples from the Araripe, Sergipe-Alagoas and Portiguar Basins. These models were applied in a well from the pre-salt region and the results indicate that the model defined for the Potiguar Basin is the most suitable to be applied in the Brazilian pre-salt wells. It is suggested to calibrate this model with data of rock samples from the pre-salt, in order to allow the joint inversion of seismic and well data to be able to map, with high precision, the spatial distribution of the porosity in these reservoirs.

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

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Janeth Alina Vidal Vargas Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Há reservatórios carbonáticos conhecidos por sua elevada taxa de CO2 no óleo. Uma das possibilidades para manejo do gás sem problemas ambientais é reinjetá-lo no reservatório. Injeção de água carbonatada tem atenção crescente em pesquisas por ser uma técnica mais vantajosa comparada à injeção de CO2 gasoso, dada a melhora da mobilidade. O objetivo desse estudo é avaliar o fenômeno da dissolução e precipitação durante a injeção de água carbonatada em rochas carbonáticas. Esses efeitos são identificados pela análise da variação da porosidade por meio de imagens computadorizadas de tomografia de raio-X e perfil de permeabilidade, determinado indiretamente pelos transdutores de pressão que medem o diferencial de pressão do fluido no início e na saída do porta-testemunho. Ensaios de deslocamento foram realizados com dois porta-testemunhos em série para representar regiões diferentes do reservatório, por meio da injeção de solução salina saturada com 25% de CO2 em amostras de reservatório, compostas de dolomita, calcita e argila. Os testes foram realizados usando as seguintes condições de reservatório: 8500, 7500 e 8250 psi a 70°C, usadas para cada cenário. O objetivo foi investigar as mudanças na porosidade por meio de CT scans. A permeabilidade foi determinada indiretamente por transdutores de pressão que mediam o diferencial de pressão do fluido na entrada e na saída dos porta-testemunhos. Baseando-se nos dados experimentais fornecidos pelas imagens de CT, foi possível visualizar o aumento ou redução da porosidade durante a injeção de água carbonatada, devido à co-existência de dissolução (aumento de porosidade) e precipitação (redução de porosidade) ao longo das amostras. Esses fenômenos foram observados nas regiões com maior heterogeneidade de porosidade. Em adição, a mineralogia das amostras é composta por três minerais, que influenciam a capacidade de reação com água carbonatada. Para o primeiro experimento, a amostra localizada no primeiro porta-testemunho apresentou um aumento de porosidade, enquanto a do segundo apresentou uma redução. Por outro lado, a permeabilidade sofreu um aumento significativo para ambos porta-testemunhos, acredita0se que a injeção promoveu um fluxo por caminho preferencial (wormhole) que afetou consideravelmente a permeabilidade da rocha. Para o segundo experimento, a rocha localizada no primeiro porta-testemunho apresentou um aumento de porosidade para todo o comprimento e para a segunda amostra houve um aumento menor do que o da primeira. Nenhum aumento de permeabilidade foi observado nas amostras. Para o terceiro experimento houve um aumento de porosidade médio na amostra do primeiro porta-testemunho e uma considerável redução de permeabilidade. A pesquisa inovou por usar amostras de carbonato de reservatório do pré-sal brasileiro com mineralogia basicamente composta por dolomita, calcita e argila. Além disso, o trabalho experimental foi realizado em condições operacionais de reservatório Abstract: Some carbonate reservoirs are known by its huge amount of CO2 in the oil. One possibility to handle this gas without environmental problems is to reinject it into the reservoir. Injection of carbonated water has been drawing attention because it is an advantageous technique when compared to gaseous CO2 injection, due to its improvement in mobility in the reservoir. The objective of this study is to evaluate the phenomenon of dissolution and precipitation during carbonated water injection in carbonate rocks. These effects are identified by analyzing the porosity variations through X-ray computer tomography images and permeability profile, determined indirectly by pressure transducers that measured the differential pressure by the fluid at the inlet and outlet of the core holders. Coreflooding tests were carried out with two core holders in series to represent different regions at the reservoir by the injection of brine saturated with 25% of CO2 in reservoir samples, composed of dolomite, calcite and clay. The tests were performed using the following reservoir conditions of 8,500, 7500 and 8250 psi at 70°C were used for each scenario. The purpose was to investigate the changes in porosity by CT scans. The permeability was determined indirectly by pressure transducers that measured the differential pressure by the fluid at the inlet and outlet of the core holders. Based on the experimental data provided by CT images, it can be seen that the core porosity increase or decrease during carbonated water injection due to coexistence of dissolution (increase of porosity) and precipitation (decrease of porosity) along the samples. These phenomena are observed in regions with high heterogeneity in porosity. In addition, the mineralogy of the cores is composed by three minerals, which influence in the capacity of reaction with carbonated water. For the first experiment, the core placed in the core holder one presented a porosity increase and the second one decreased. On the other hand, the permeability showed a significant increase for both cores, it is believed that, the injection promoted a preferential way flow (wormhole) that affected considerably the permeability of the rock. For the second experiment, the core placed in the first core holder presented a porosity increase along all the sample length and the second one showed an increase lower than the first sample. The permeability does not show an increase for both samples.The third experiment reports an increase in the porosity average in the sample located in the first core holder and a considerable decrease in permeability. The novelty of the investigation is that the experiments were carried out using Brazilian pre-salt carbonate reservoir rocks with mineralogy composed basically by dolomite, calcite and clay. Also, experimental work was performed at reservoir operational conditions Mestrado Reservatórios e Gestão Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Diversos estudos têm sido conduzidos sobre a injeção de água de baixa salinidade em carbonatos, motivados pela importância da técnica no contexto da exploração de petróleo mundial. As várias tentativas de reproduzir o mais fielmente possível em laboratório as condições de campo demonstram o quanto os resultados podem ser influenciados por muitas variáveis. Resultados recentes mostram que o sulfato influencia a recuperação, seja na água de formação ou precipitado na forma de minerais. O presente trabalho busca investigar a influência do íon sulfato na recuperação de petróleo em carbonatos, para isso, foram utilizados ensaios de deslocamento forçado em dolomitos com óleo de um campo do pré-sal brasileiro. Para estudar a recuperação e as diferenças causadas pelo sulfato inicial, realizaram-se ensaios duplicados, modificando-se apenas a preparação das amostras durante a saturação com água de formação. Foram estudados ainda os efeitos da temperatura (65 e 110 °C) e da composição das salmouras de injeção. O aumento da concentração do íon sulfato e a redução da salinidade total também foram investigados ao se utilizar duas sequências de três fluidos nos ensaios de injeção: uma de soluções cada vez mais diluídas e outra com aumento da concentração de sulfato. Ainda, visando a minimização dos efeitos de borda, foram utilizadas duas amostras em sequência durante os ensaios experimentais . Ganhos de produção foram observados a cada injeção de água, os incrementos de recuperação para a água do mar foram sempre maiores que 10% do volume de óleo produzido anteriormente pela injeção de água do mar dessulfatada. Para soluções diluídas duas vezes após a água do mar, foram observados incrementos de 5,6% até 20,0% do volume recuperado anteriormente. Houve antecipação da produção em rochas que continham maior quantidade de sulfato inicial na água de formação, acima de 7% de diferença do volume recuperado do OOIP aos 4 VPI obtido por meio da injeção de água do mar. A presença de sulfato e as diluições da água do mar influenciaram positivamente a recuperação, mas esse efeito não é linear e está associado a fatores como concentração do íon e temperatura. Ainda há divergência sobre os mecanismos envolvidos na injeção de água de baixa salinidade. Entender como o sulfato que já está presente na rocha influencia a produção é importante para validar ensaios em escala de laboratório Abstract: Low salinity water injection on carbonates has been receiving a significant attention. Several studies had been carried out, influenced by the relevance of the technique to the world scenario. The attempts to reproduce field parameters in laboratory show the impact of certain variables. Recent reports point the effect of the presence of initial sulphate on rock on oil recovery process, this presence may be on the matrix as a solid or dissolved in formation water. This present work pursuits to deep the knowledge about the sulphate ion influence on the oil production. Therefore displacement tests have been carried out with outcrops of dolomites saturated with Brazilian pre-salt oil. As an attempt to understand the oil recovery and the mechanism behind the presence of initial sulphate, it has been performed tests with the same rocks, changing only the stage of preparation before the rock saturation with formation water. Two temperatures were investigated (65°C e 110°C) besides the changing of composition of the injected brines. The two sequences studied were injected: one of diluted solutions and another increasing sulphate concentration. Each injection sequence was composed by three fluids. Bump flow was not adopted hence it has been set two sequencial samples to minimize end effects. Additional gains on oil production were observed. The additional recovery to sea water injection was always bigger than 10% of the previously produced oil from sea water without sulphate. For the diluted water sequence were observed gains of 5.6% up to 20.0% in oil recovery with injection of brine twice diluted comparing to previously recovered with sea water. Recovery antecipation was observed on the experiments that had a great content of sulphate on the formation water, a difference of more than 7% of the OOIP produced at 4 PVI was observed between the two experiments for injection of sea water. The presence of sulphate and the diluted brine influenced positively the recovery, however the effect is not linear and it is influenced by factors such as ion concentration and temperature. There are still divergences about the mechanisms of low-sal injection. Within the peculiarities of dissolution theory, the understanding of how the ion sulphate already inside the porous media impact the recovery is important to validate lab-scale experiments Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Prof. Dr. Eduardo Chemas Hindi Coorientador: Prof. Dr. Augustinho Rigoti Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Ciências da Terra, Programa de Pós-Graduação em Geologia. Defesa : Curitiba, 17/04/2018 Inclui referências Resumo: Investigacoes geofisicas com tecnicas convencionais voltadas a exploracao de agua subterranea muitas vezes podem apresentar fortes limitacoes envolvendo elevados custos financeiros, logistica de aquisicao complexa, e grande ambiguidade nos resultados. A dispersao do fluxo de corrente eletrica, efeitos IP (Polarizacao Induzida), ruidos culturais e heterogeneidades laterais rasas representam os principais problemas enfrentados pelos metodos geoeletricos nesses tipos de sondagem. Alem do mais, elementos como intrusoes e mineralizacoes a diferentes profundidades podem ser responsaveis pela atenuacao de sinal, assim como a alta resistividade em zonas nao saturadas e formacoes complexas tridimensionais ou zonas argilosas causam variacoes na corrente eletrica. Neste trabalho sao apresentados o desenvolvimento parcial, operacionalidade e aplicacao da tecnica conhecida como Focused Source Electromagnetic ou Fonte Eletromagnetica Focalizada que tem a grande vantagem de focalizar o campo eletrico em subsuperficie, alem de abordagens do Metodo Diferencialmente Normalizado, integrados com outros metodos (Eletrorresistividade, Polarizacao Induzida e Magnetometria) e tecnicas geofisicas aplicados a exploracao de agua subterranea. Aqui, a operacionalidade desses metodos e tecnicas e designada a facilitar a interpretacao de dados de potencial eletrico sob a perspectiva qualitativa, e contribuir significativamente no poder resolutivo de exploracao de agua subterranea. Ainda que as aplicacoes da Focused Source Electromagnetic tenham sido voltadas a exploracao de hidrocarbonetos, ha grande potencial nas investigacoes de agua subterranea. Foram realizados levantamentos geoeletricos com a tecnica de caminhamento eletrico e arranjo dipolo-dipolo, no sentido direto e reverso em linha de 520 metros, com espacamento de 20 metros entre eletrodos. A area de estudo foi em ambiente carstico seccionado por dique de diabasio. Foram obtidos modelos 2D de resistividade e cargabilidade, alem de modelos qualitativos da tecnica de focalizacao do campo eletrico. A calibracao da tecnica de focalizacao a partir dos outros metodos geofisicos permitiu, pela analise qualitativa, a localizacao e delineacao da zona condutora associada ao aquifero carstico. Esta tecnica possui grande potencialidade no auxilio de investigacoes de agua subterranea, uma vez que elimina efeitos causados por estruturas rasas indesejadas fazendo uma simples combinacao linear dos dados geoeletricos convencionais Palavras-chave: agua subterranea, eletrorresistividade, polarizacao induzida. Abstract: Geophysical investigations using conventional techniques for exploration of groundwater can often present strong limitation involving high financial costs, complex acquisition logistics, and large ambiguity on results. The dispersion of electric current flow, induced polarization effects, cultural noises and shallow lateral heterogeneities represent the main problems faced by geoelectric methods in these types of survey. In addition, elements such as intrusions, and mineralizations at different depths may be responsible for signal attenuation, as well as the high resistivity in unsaturated zones and complex three-dimensional formations or clayey zones cause variations in the electric current. It is presented the partial development, operability, and applications of the technique known as Focused Source Electromagnetic which has the great advantage of focusing the electric field in the subsurface, and approaches to Differential Normalized Method integrated with other geophysical methods and techniques (Electrical Resistivity and Induced Polarization) applied to groundwater exploration. Here, the operationality of these methods and techniques is designed to facilitate the interpretation of electrical potential data by the qualitative perspective, and contribute significantly to the resolving capability of groundwater exploration. Although the applications of Focused Source Electromagnetic have been directed to the exploration of hydrocarbons, there is great potential in the investigations of groundwater. A geoelectric survey was carried out using the horizontal electric dipole, in the normal and reverse direction in a line of 520 meters, with a spacing of 20 meters between electrodes. The study area was in a karstic environment, sectioned by diabase dike. 2D models of resistivity and chargeability were obtained, as well as qualitative models of the electric field focusing technique. The calibration of the focusing technique by others geophysical methods allowed the location and delineation of the conductive zone associated to the karstic aquifer for the qualitative analysis. This technique has great potential in the aid of groundwater investigations since it eliminates effects caused by unwanted shallow structures by making a simple linear combination of conventional geoelectric data. Keywords: Focused Source Electromagnetic, groundwater, electrical resistivity, induced polarization.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências Resumo: Descobertas recentes no pré-sal brasileiro revelaram quantidades significativas de petróleo associadas a grandes quantidades de CO2 em reservatórios carbonáticos. O CO2 produzido não pode ser liberado para a atmosfera devido ao efeito estufa. Injeção de Água Alternada com Gás CO2 é um método conhecido de Recuperação Melhorada de Petróleo utilizado para aumentar a recuperação de campos de óleo e pode ser aplicado nos campos do pré-sal. O CO2 injetado pode interagir com os fluidos no reservatório e mudar as propriedades da rocha carbonática. Quando o CO2 dissolve na água, forma o ácido carbonico, causando a dissolução dos minerais carbonáticos na rocha (principalmente calcita e dolomita). Isto pode causar mudanças nas propriedades de escoamento na rocha, principalmente a porosidade e permeabilidade, e o seu impacto não foi quantificado nas condições do pré-sal brasiliero (9.000 psi e 64oC). Tendo isso em mente, este trabalho experimental tem como objetivo principal o de avaliar como a porosidade e permeabilidade de rochas carbonáticas mudam devido à exposição de CO2 e água em condições próximas às dos reservatórios do pré-sal. Um objetivo secondário também foi definido como o de delinear as melhores práticas para a medição de porosidade e permeabilidade em condições de laboratório. O primeiro objetivo foi alcançado através de dois estudos experimentais em reatores: o primeiro, projetado para avaliar como a permeabilidade e porosidade de amostras de coquina e dolomita varia em sistemas de água fresca/CO2, com variação de pressão (até 9.000 psi) e temperatura constante; o segundo, para avaliar a variação das mesmas propriedades nas mesmas amostras de rocha, em sistemas de salmoura/CO2 em alta pressão (9.000 psi), temperatura constante e salmoura de salinidade variável. Foi concluído que a taxa dissolução diminiu com o tempo, aumenta com a pressão e porosidade inicial. Também foi constatado que a taxa de dissolução é inversamente proporcional com a salinidade da salmoura. A taxa de dissolução de coquina é maior que a da dolomita. Foi observado que a despressurização do reator de alta pressão poderia causar diminuições na porosidade e permeabilidade da rocha. O procedimento experimental proposto no segundo estudo experimental diminuiu este efeito. Em geral, quando a taxa de dissolução aumenta, a porosidade e permeabilidade das rochas aumentam também. O segundo objetivo foi alcançado comparando os valores de permeabilidade à gás e líquido medidos em laboratório de amostras de coquina e dolomita, assim como, avaliando medidas de porosidade e permeabilidade à gás de amostras de coquina, dolomita e arenito. Foi visto que, com o aparato experimental utilizado, não foi possível realizar a análise de Klinkenberg para converter permeabilidade à gás em permeabilidade à liquido. Também foi visto que a diminuição de permeabilidade com o aumento do diferencial de pressão utilizado na medade é mais evidente em rochas carbonáticas e que a permeabilidade média a gás da mesma amostra, medida nas mesmas condições, pode ser utilizada para avaliar a variação da permeabilidade da amostra Abstract: Recent discoveries in brazilian pre-salt fields revealed significant quantities of oil associated with high quantities of CO2 in carbonate reservoirs. The produced CO2 may not simply be liberated in the atmosphere due to the Greenhouse Effect. Water alternating Gas (WAG) injection together with CO2 is a well know Enhanced Oil Recovery (EOR) Method used to increase recovery in oil fields and may be applied in the pre-salt fields. The injected CO2 will interact with the fluids in the reservoir and change the carbonate rocks properties. When CO2 dissolves in water, it forms carbonic acid, causing the dissolution reaction of the carbonate minerals in the rock (mainly calcite and dolomite). This will change the rock flow properties, mainly porosity and permeability, and its impact has not been fully quantified in pre-salt conditions (9,000 psi and 64oC). Therefore, this experimental work has the main objective of evaluating how permeability and porosity of carbonate rocks changes due to exposure of CO2 and water at conditions close to that of the pre-salt reservoirs. A secondary objective was also defined as to delineate the best practices for measuring porosity and permeability in laboratory conditions. The first objective was achieved by two batch dissolution experimental studies: the first one, designed to evaluate how the permeability and porosity of coquina and dolomite outcrop rocks varies in fresh water/CO2 systems, with increasing pressure (up to 9,000 psi) at constant temperature (64oC); and the second, to evaluate the variation of the same properties for the same rock types, in high pressure (9,000 psi) brine/CO2 systems at constant temperature and varying brine salinity. It was concluded that dissolution rate decreases with time, it increases with the pressure and with initial porosity. Also, dissolution rate is inversely proportional with brine salinity. Coquina¿s dissolution rate is higher than Dolomite¿s. It was found that the depressurization of the high pressure vessel could cause decreases in porosity and permeability of the rock. The experimental procedure proposed in the second experimental study decreased this effect. In general, as the dissolution rate increases, the permeability and porosity of the rocks increases as well. The secondary objective was achieved by comparing gas permeability and liquid permeability measured in laboratory of coquina and dolomite rock samples and assessing gas porosity and permeability measurement of coquina, dolomite and sandstone samples. It was found that with the used experimental set-up it was not possible to perform Klinkenberg¿s analysis to convert gas permeability into liquid permeability. It was also found that the decrease in permeability with increase in measuring pressure differential is more evident in carbonate rocks and the average gas permeability of the same sample, measured at the same conditions can be used to evaluate the variation of the sample¿s permeability Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A técnica CO2-WAG é um dos processos EOR avaliados para os reservatórios brasileiros do Pré-sal. Há muitos desafios de desenvolvimento do reservatório devido às características de heterogeneidade dos carbonatos e à complexidade do processo (como simulador composicional, numerosas variáveis de decisão, entre outros). Schiozer et al. (2015) propuseram uma metodologia de doze etapas que abordasse os aspectos relevantes do desenvolvimento e gerenciamento de campo, cobrindo a caracterização do reservatório, quantificação de incerteza, seleção de modelos representativos (RM), definição da estratégia de produção e curva de risco. Esta metodologia contempla a seleção da estratégia de produção para cada RM, portanto, é importante ter um procedimento de otimização determinística eficiente. De tal modo, o objetivo deste trabalho é alcançar um procedimento de otimização determinística para um esquema de desenvolvimento empregando a técnica de CO2-WAG. O procedimento de otimização baseia-se na metodologia proposta por Gaspar et al. (2014). As variáveis de decisão são adaptadas de acordo com o esquema de desenvolvimento e a maximização do valor presente líquido (NPV) é a função objetivo. O modelo black-oil é usado como modelo substituto do composicional em parte do processo para acelerá-lo. A avaliação do comportamento adaptativo e a avaliação do processo de otimização foram desenvolvidas através da etapa de simulações cruzadas (Lamas, 2014). A metodologia é testada em um caso de referência com características típicas ao pré-sal, reservatório de eficiência de recuperação desafiante, altamente heterogêneo, reservatório de carbonato de molhabilidade intermediária, sistema fraturado e com conteúdo considerável de CO2. Neste modelo, são avaliados dois casos miscíveis de CO2-WAG de injeção de CO2; O primeiro envolve o emprego da produção do campo de CO2 e o segundo considera fontes adicionais externas de CO2. Os dois casos WAG conseguem uma injeção total e contínua de CO2 alternando os ciclos dos injetores WAG. A resposta de cada caso WAG é comparada ao esquema de injeção de água. O procedimento alcançado para o esquema de CO2-WAG contempla as variáveis de decisão envolvidas na seleção da estratégia de produção e a compreensão do desempenho WAG. O ganho de tempo computacional para a definição da estratégia WAG foi alcançado graças ao uso de um modelo black-oil como um modelo substituto do composicional. Cinco controladores comuns de WAG foram identificados para o processo de otimização; daqueles, dois são empregados como variáveis WAG operacionais (tamanho do banco e vazão de injeção). A resposta dessas variáveis mostra que tamanhos de bancos menores e maiores vazões de injeção de gás antecipam a produção; no entanto, valores inadequados para estes, resulta em uma resposta pobre do esquema, e em alguns casos mesmo menor do que a injeção de água. Finalmente, em ambos os casos de WAG, o conteúdo de CO2 é aproveitado através da reinjeção. Os resultados mostram um ganho em termos de VPL de 63 e 183 milhões de dólares em comparação com o esquema de inundação de água (ambos os casos consideram o investimento adicional para a implementação do WAG) Abstract: CO2-WAG technique is one of the EOR process appraised for Brazilian Pre-salt reservoirs. There are many reservoir development challenges due to the heterogeneity of carbonates and complexity of the process (such as compositional simulator, numerous decision variables, among others). Schiozer et al. (2015) proposed a twelve-steps methodology that addresses the relevant aspects of field development and management covering reservoir characterization, uncertainty quantification, representative models (RM) selection, production strategy definition and risk curve. This methodology contemplates the production strategy selection for each RM. Thus, it is important to have an efficient deterministic optimization procedure. Therefore, the objective of this work is to achieve a deterministic optimization procedure to CO2-WAG development scheme. The optimization procedure is based on the proposed methodology of Gaspar et al. (2014). Decision variables are adapted according to the development scheme and maximization of the net present value (NPV) is the objective function. A black-oil model is used as a surrogate of the compositional model in part of the process to speed it up. Adaptive behavior assessment and valuation of the optimization process is developed through a cross-simulation stage (Lamas, 2014). The methodology is tested in a benchmark case with typical characteristics to offshore pre-salt, challenging recovery efficiency reservoir, highly heterogeneous, intermediate water-wet carbonate reservoir and fractured system with considerable CO2 content. In this model, two miscible CO2-WAG cases are evaluated; the first involves the employment of CO2 field production and the second considers additional external CO2 sources. Both WAG cases get a total and continuous CO2 injection by alternating the cycles of WAG injectors. The response of each WAG case is compared to the water flooding scheme. The attained procedure for CO2-WAG contemplates the decision variables involved in the selection of production strategy and the comprehension of WAG performance. Computational time gain to WAG strategy definition was achieved thank the use of a black-oil model as a surrogate of the compositional model. Five common WAG controllers were identified for the optimization process; from those, two were employed as operational WAG variables (slug size and injection rate). The response of these variables shows that smaller half-cycle slug sizes and higher gas injection rates accelerated the production; however, inadequate values for these, results in a poor scheme response, even lower than water flooding. Finally, in both WAG cases, the CO2 content is harnessed through reinjection. The results showed a respectively NPV gain of 63 and 183 million USD compared to the water flooding scheme (both cases consider the additional investment for WAG implementation) Mestrado Reservatórios e Gestão Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo Funcamp 0050.0022715.06.4

Orientador : Prof. Dr. Anelize Bahniuk Coorientadores : Dr. Almério Barros França ; Prof. Dr. Leonardo Fadel Cury Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Ciências da Terra, Programa de Pós-Graduação em Geologia. Defesa: Curitiba, 17/03/2017 Inclui referências ao final de cada capítulo Resumo: Carbonatos não-marinhos, como os travertinos e tufas, têm se tornado o principal alvo de estudos por empresas petrolíferas, devido às grandes similaridades dessas rochas com as rochas reservatório do Pré-Sal. Este projeto está inserido no âmbito do Projeto Geobiocal, convênio técnico-científico entre Universidade Federal do Paraná e Universidade de Hiroshima (Japão). As tufas são rochas carbonáticas continentais precipitadas a partir de fluidos ricos em bicarbonato e carbonato em temperatura ambiente. Essas rochas possuem sua gênese relacionada à combinação de processos físico-químicos e biológicos, a saturação do fluido em bicarbonato e carbonato de cálcio e ao processo de desgaseificação, os quais influenciam na precipitação de carbonato de cálcio (calcita ou aragonita). No Brasil, os depósitos quaternários tipo tufa ocorrem extensamente na Serra da Bodoquena (MS), que pertencem ao contexto geotectônico da Faixa de Dobramentos Paraguai Sul. As tufas ocorrem principalmente ao longo de drenagens, e estão relacionadas com o sistema cárstico e com rochas subjacentes do Grupo Corumbá. O presente trabalho tem como objetivos compreender as características do sistema hidrológico, ambiente deposicional, além de testar a biogenicidade das tufas da região de Bonito. Para isso, foram realizadas análises geoquímicas através de Difratometria de Raios X (DRX) e Fluorescência de Raios X (FRX), análises isotópicas de Carbono e Oxigênio, bem como estudos por Microtomografia de Raios-X e imageamento através de Microscopia Eletrônica de Varredura (MEV), além de análises palinológicas. Diversas amostras de rocha foram coletadas em duas localidades em Bonito, denominadas sítios Taíka e Mimosa, situadas estratigraficamente no Membro Rio Formoso, Formação Serra da Bodoquena. Descrições de campo e análises petrográficas permitiram a identificação das seguintes fácies: fitoherma, estromatolitos e shrubs. Foram identificados elementos geomorfológicos tais como piscinas, barreiras e cascatas/cachoeiras como os principais ambientes deposicionais. As amostras de tufa analisadas são constituídas essencialmente por calcita e, pontualmente, por quartzo. Valores depletados de ?18O indicam um fluído com origem meteórica, compatível com valores da literatura para tufas. A presença de cianobactérias e outros organismos fotossintéticos, além da influencia de águas de solos com carbono leve estão relacionados aos valores negativos de ?13C. A análise através de MEV revelou diversos filamentos de cianobactérias, confirmando processos com influência biológica durante a formação de tufas da Serra da Bodoquena. Análises palinológicas revelaram palinomorfos de fungos, hifas, grãos de pólen e esporos de pteridófitas, os quais indicam um ambiente úmido com vegetação abundante, típico de clima tropical. Palavras-chave: Formação Serra da Bodoquena; Membro Rio Formoso; Tufas calcárias; Geoquímica. Abstract: Non-marine carbonate rocks, such as travertines and tufas, have become targets for oil companies because of their great similarities with the Aptian reservoir rocks in Brazil. The present project is part of the Geobiocal Project, a technical-scientific cooperation between the Federal University of Parana (Brazil) and the Hiroshima University (Japan). Tufas are continental carbonate rocks precipitated from a bicarbonate fluid at surface temperature. The genesis of tufas is related to physical, chemical, and biological processes, where calcium bicarbonate-saturated fluid loses its CO2 by degassing, which results in calcium carbonate precipitation (calcite or aragonite). Quaternary deposits occur in Bonito, Brazil, located in Serra da Bodoquena, which is included in a tectonic unit named South Paraguai Fold Belt. The tufas occur mostly along rivers and creeks in a karstic system of the Corumba Group. The present work aims to understand the hydrological system and the depositional environment, besides testing the biogenecity of tufas in the Bonito region. For this purpose geochemical (X ray Diffraction, X ray Fluorescence and stable isotopes) analyses, X ray microtomography and scanning electron microscopy observations were carried out, besides palynological analysis. Several samples of rocks were collected in two locations in Bonito, named Taika and Mimosa sites, both in the Rio Formoso Member. Field description provided the following facies: stromatolites, phytohermal tufa and shrubs. Pools, barriers and cascade/waterfall were identified as the main depositional environment. Results of XRD and XRF indicate the presence of calcite and, locally, quartz. A depletion of the ?18O indicates a fluid of meteoric origin, which is compatible with the literature for tufas. The presence of cyanobacteria and other photosynthetic organisms, besides the influence of light carbon soil is related with low values of ?13C. Images taken under SEM showed several cyanobacterial filaments, proving the influence of biological processes on the formation of tufas at Serra da Bodoquena. Palynological analysis revealed palynomorphs of fungus, hyphae, pteridophyte spores and pollen grains, which indicate a humid environment with abundant vegetation, typical of tropical climate. Keywords: Serra da Bodoquena Formation; Rio Formoso Member; Calcareous tufas; Geochemistry.

Orientador : Prof. Dr. Luiz Fernando de Lima Luz Jr. Coorientador : Prof. Dr. David Alexander Mitchell Coorientadora : Profª. Drª. Anelize Manuela Bahniuk Rumbelsperger Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química. Defesa: Curitiba, 30/08/2017 Inclui referências : f.92-95 Resumo: As técnicas de Recuperação Avançada de Petróleo, do inglês EOR (Enhanced Oil Recovery), e captura e armazenamento de CO2, CCS (Carbon Capture and Storage) consistem respectivamente na injeção alternada de CO2 e água do mar em reservatórios para pressurização e aumento de produção, e ainda possibilitando o armazenamento de CO2 em rochas carbonáticas na presença ou não de água. Em ambas as situações as pressões são elevadas e conduzem à reações entre a rocha e o fluido injetado. Considerando que a formação do pré-sal brasileiro é composta principalmente por rochas carbonáticas, assim como a maior parte dos reservatórios de petróleo, o estudo das reações envolvendo água, CO2 e rochas carbonáticas torna se relevante. O acompanhamento das reações de precipitação e dissolução da rocha carbonática quanto à morfologia e porosidade foi realizado via microtomografia de raio-X. O meio aquoso foi analisado quanto ao pH, condutividade e concentração dos íons via ICP, em amostras pré e pós reação com e sem agitação mecânica. Observou se aumento de porosidade de até 10,26% na rocha, devido à dissolução parcial da mesma e posterior precipitação de CaCO3 em poros menores. Em todas as amostras a massa final foi inferior a inicial. Já nos experimentos com agitação ocorreu a redução de conectividade e porosidade aberta. Estes resultados, podem contribuir para o melhor entendimento da alteração da estrutura da rocha, bem como a sua interferência na vida útil do reservatório e na permeabilidade da rocha, fatores predominantes para extração do óleo e segurança no armazenamento de CO2. Palavras chaves: Rochas carbonáticas. CO2 supercrítico. Injeção de CO2. Microtomografia. Porosidade. Dióxido de carbono. Solução salina. Água carbonatada. Alta pressão. Abstract: The Enhanced Oil Recovery (EOR) and Carbon Capture and Storage (CCS) technologies, respectively, consist in carbon dioxide and seawater alternating injection in oil reservoirs to increase pressure, which lead to a production increase and CO2 storage in carbonate rocks with or without water presence. For both situations, the high pressure induces reactions between the rock and the injection fluid. Considering that, Brazilian Pre-salt layer is mainly composed of carbonate rocks, similarly the most of oil reservoirs around the globe, the study of reactions involving CO2, water and carbonate rocks are very relevant. The precipitation and dissolution reactions are monitored by the variation of morphological properties like porosity and Euler number, these analyses are performed by X-Ray Micro tomography. Regarding the liquid phase measurements of pH, conductivity and ions concentration via ICP were compared using before and after reaction samples without perturbation and under mechanical agitation. There was an increase in the rock porosity of up to 10.26%. This change in porosity occurs by its own partial dissolution and posterior precipitation of calcium carbonate in microporous. Mass reduction occurred in all rock samples. While in the experiments with agitation occurred the reduction of connectivity and open porosity. These results may contribute to a better understanding of the change in the rock structure and how this interferes in the reservoir life cycle and the rock permeability, predominant factors for safe oil exploration in the field. The results obtained in this work can contribute to new research areas, besides enabling adjusting of preexisting models and helping to create new ones. Key words: Carbonate rocks. Supercritical CO2. CO2 injection. Micro tomography. Rock morphology. Oil reservoir. Enhanced recovery. Dissolution and precipitation. Calcite dolomite. Carbon dioxide. Brine. Carbonated water. High pressure.

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-17T23:15:52Z No. of bitstreams: 1 FELIPE DE OLIVEIRA APOLINÁRIO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2016.pdf: 5151929 bytes, checksum: f4706d54cb97c9b01a64299ddb28cd7d (MD5) Made available in DSpace on 2018-04-17T23:15:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FELIPE DE OLIVEIRA APOLINÁRIO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2016.pdf: 5151929 bytes, checksum: f4706d54cb97c9b01a64299ddb28cd7d (MD5) Previous issue date: 2016-09-06 Capes O presente trabalho teve como objetivo analisar a influência da saturação fluida nas propriedades elásticas de rochas carbonáticas, bem como a eficácia dos modelos de substituição de fluidos e de simulação computacional. Foram estudadas 9 amostras de rochas carbonáticas, sendo dois calcários laminados e sete tufas. As medições de velocidade foram realizadas em amostras secas, saturadas com água ou com óleo, sob diferentes pressões efetivas. A simulação de propagação de ondas foi feita no COMSOL Multiphysics 5.1, utilizando o Avizo Fire 8.1 para a criação das amostras digitais. Análise por difração de raios X (DRX) foi realizada para determinar a composição das amostras de rocha. Os resultados obtidos nos ensaios laboratoriais e nas simulações computacionais foram comparados com as estimativas dos modelos de substituição de fluidosGassmann, Biot e Brown & Korringa. Foi observado que a saturação das amostras com agua ou óleo geraram aumentos nas velocidades de propagação de onda P, porém sem apresentar um comportamento padrão. Para o caso das ondas S, a saturação por óleo predominantemente gerou aumentos nas velocidades, com exceção para os casos em que as amostras possuíam porosidade secundária do tipo vugular, devido à pouca influência que o óleo oferece para o módulo de cisalhamento nestes casos. A saturação por água resultou em diminuições das velocidades de propagação de onda S devido ao aumento da densidade total. Também foi constatado que o modelo de Gassmann foi o mais efetivo na estimativa de velocidades de onda P e S, enquanto que o de Biot mostrou-se eficaz apenas para a estimativa de velocidades de ondas S, sendo ineficiente para a estimativa de velocidades de ondas P, com erros de até 20%. A simulação computacional gerou resultados superdimensionados, porém que evidenciam que um aperfeiçoamento da metodologia, tal como o aumento do número de pontos de leitura pode gerar resultados mais próximos dos obtidos laboratorialmente e de maior confiabilidade. This research aimed to analyze the influence of the saturating fluid in carbonate rocks, as well as verify the effectiveness of the fluid substitution models and computational simulations of wave propagation. To do so, nine carbonate rock samples were analyzed, which two of them were laminated limestones and seven were carbonate tufas. The measurement of velocities were made in dry, water saturated and oil saturated samples, under different effective pressures. The wave propagation simulations were made in COMSOL Multiphysics 5.1 using Avizo Fire 8.1 to generate the digital rock samples. The results obtained in lab procedures and in computer simulations were compared with the estimated velocities of the fluid substitution models of Gassmann, Biot and Brown & Korringa. It was observed that the saturation of the samples with water or oil resulted in an increasing of P-wave velocities, however without a pattern. The saturation with oil resulted in most cases in an increasing of S-wave velocities, the exceptions occurred in samples which had vugular porosity, due to the small influence of the oil in the shear modulus in this cases. T he saturation with water resulted in a decreasing of S-wave velocities due to the increment of the bulk density. It was found that the Gassmann’s model was more effective than the other two models in estimating P-wave and S-wave velocities. Biot’s model generated unsatisfying results to P-wave velocities, with errors up to 20%. However, this model had a good accuracy in estimating S-wave velocities. The computer simulations produced mainly overestimated results, though it was shown that an optimization of methodology, such as and addition in the number of the measure points, could improve the quality of the data, providing more representative results.

Submitted by Everaldo Pereira (pereira.evera@gmail.com) on 2017-05-16T15:20:11Z No. of bitstreams: 1 Marcio Dantas _ Dissertação.pdf: 13924387 bytes, checksum: 4d49b9382fbc42c602c7e496e3e8e345 (MD5) Made available in DSpace on 2017-05-16T15:20:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Marcio Dantas _ Dissertação.pdf: 13924387 bytes, checksum: 4d49b9382fbc42c602c7e496e3e8e345 (MD5) As rochas carbonáticas têm grande interesse entre os geocientistas devido a sua importância como reservatórios de petróleo. Neste âmbito, as rochas carbonáticas da Formação Riachuelo, Bacia de Sergipe-Alagoas, auxiliam nos estudos de análogos de reservatórios, pois tem excelente seção aflorante de calcarenitos ooidais/oncoidais bioclásticos, calcirruditos, bioconstruções e calcilutitos. Os principais objetivos desta dissertação foram integrar dados de afloramentos com dados de poços, propor uma interpretação estratigráfica em alta resolução e analisar a qualidade como rochas reservatórios dos afloramentos estudados. Para isso, utilizou-se os dados do Projeto P&D “Caracterização Multiescalar em Reservatórios Carbonáticos Análogos da Bacia Sergipe-Alagoas/CAMURES-Carbonato – SEGUNDA ETAPA” , sendo 6 perfis de afloramentos que compreendem um total de aproximadamente 160 m de sucessão estratigráfica descontínua aflorante, os quais foram amostrados em seus intervalos principais e confeccionadas lâminas petrográficas para descrição das microfácies, e 3 perfis de poços, na região das cidades de Divina Pastora, Riachuelo e Laranjeiras, área central do estado de Sergipe. A aplicação da Estratigrafia de Sequências foi feita pela metodologia de Embry e Johannessen (1992), que considera como limite de sequência a Superfície Regressiva Máxima (SRM) e a discordância erosiva (não identificada), e utiliza como superfície auxiliar a Superfície Transgressiva Máxima (STM), com o auxílio dos ciclos de Karagodin (1975). Foram interpretados ciclos de alta frequência em 6ª e 5ª ordens nos afloramentos estudados e definidas as sequências elementares, e ciclos de 3ª, 4ª e 5ª ordens nos perfis de poços. A parte carbonática aflorante foi identificada no poço com o auxílio do perfil de raio-gama a uma profundidade de aproximadamente 250 m nos poços GALP e MAT. Toda a sucessão estratigráfica estudada apresenta baixa qualidade reservatório em sua seção carbonática e mista, pois em geral, tem alta microporosidade, resultado dos processos eo e mesodiagenéticos como cimentação de calcita espática, micritização e dolomitização que fecharam os poros primários. Por vezes, processos de dissolução em fase telodiagenética criaram porosidade móldica, mas que não resultam em boa porosidade efetiva. ABSTRACT - Carbonate rocks have such a great interest by geoscientist due its importance as petroleum reservoirs. So the carbonate rocks of Riachuelo Formation, Sergipe-Alagoas Basin, give good support in the study of analogue reservoirs, because it has great outcrops sections of oolitic/oncolitic bioclastic calcarenites, calcirrudites, bioconstructions and calcilutites. The main objectives of this work is integrate outcrop data with wells data, propose a high resolution stratigraphic interpretation and analyze the quality of study rocks as reservoirs. Aiming this, data of the Project research “Caracterização Multiescalar em Reservatórios Carbonáticos Análogos da Bacia Sergipe-Alagoas/CAMURES-Carbonato – SEGUNDA ETAPA” were used, as follows 6 profile outcrops that comprises approximately 160 m of discontinuous stratigraphic section, that were sampled in key intervals and made thin sections to describe microfacies, and 3 well logs, at the area of Divina Pastora, Riachuelo e Laranjeiras cities, central area of Sergipe state. The application of Sequence Stratigraphy was done with Embry and Johannessen (1992) methodology, that considers as sequence's limit the Subaerial unconformity and the Maximum Regressive Surface, and uses Maximum Transgressive Surface as support, and the Karagodin cycles (1975). 5ª and 6ª orders high frequency cycles were interpreted in outcrops and defined them elementary sequence, and 3ª, 4ª and 5ª orders cycles in the well logs. The carbonate section of outcrop was identified at 250 m deep in the GALP and MAT well logs using gamma ray logs. All the studied section has low quality reservoir because of low porosity and low permeability inferred from thin section, and high microporosity, due eo and mesodiagenetic process like sparry calcite, micritization and dolomitization that closed primary pores. Sometimes, dissolution process in telodiagenesis creates moldic porosity but it isn't effective porosity.

Orientador : Profª. Drª. Anelize Manuela Bahniuk Rumbelsperger Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Ciências da Terra, Programa de Pós-Graduação em Geologia. Defesa: Curitiba, 10/08/2016 Inclui referências : f. 17-21;59-61;84-86 Área de concentração: Geologia exploratória Resumo: O objetivo deste trabalho foi uma detalhada investigação sedimentológica e geoquímica em rochas carbonáticas continentais modernas, entre elas microbialitos, no Japão. O termo "microbialito" é usado para descrever depósitos organosedimentares com ação direta e / ou indireta de bactérias, tais como estromatólitos, tufa e travertino. Apesar da idêntica composição química e mineralógica, tufas e travertinos diferem em algumas características ambientais, deposicionais e isotópicas. Este grupo específico de rochas carbonáticas tornou-se alvo de estudos, devido as recentes descobertas de petróleo em microbialitos. A ilha do Japão é um dos ambientes modernos, onde ocorre a formação de rochas carbonáticas, do tipo tufa e travertino. A área de estudo está localizada nas ilhas de Kyushu, Honshu e Hokkaido. Dez fontes hidrotermais foram amostras nas três ilhas, a fim de comparar diferentes condições ambientais e geológicas regionais, com base na química da água, e padrões físico-químicos e geoquímicos. Com base em dados macro e microscópicos, quatro fácies foram descritas: estromatólito, shrub, bubble e root. Os dados mostram que a química da água (temperatura, Potencial Hidrogeniônico, Oxigênio Dissolvido.) interferem diretamente na precipitação e, consequentemente, em diferentes fácies. Além disso, o relevo do substrato e a distância do vent, também contribuem para a formação de diferentes fácies. Os resultados mineralógicos mostram que a ilha de Kyushu, fontes hidrotermais (NAG, SHIO e MYO), são compostas principalmente por aragonita e as ilhas de Honshu, fontes hidrotermais (YAMA, NIIMI e KIBE) e Hokkaido, fontes hidrotermais (FURU, OKU, OHF e FUTA) são compostas majoritariamente por calcita. Os resultados químicos mostraram elevados teores de CaO e subordinadamente a ocorrência de Fe2O3 e SiO2. Teores de arsênio também foram observados e sua origem ainda está em debate. Os sinais isotópicos mostram que as amostras majoritariamente seguem o trend isotópico nacional de água meteórica com valores depletados de ?18O. Os valores de ?13C foram agrupados em 3 grupos principais: (a) valores próximos a 0‰ que representam pouca ou nenhuma influencia biológica na precipitação, (b) depletados, possivelmente biologicamente induzidos e (c) enriquecidos, possivelmente biologicamente influenciados. Portanto, estes carbonatos continentais foram interpretados como precipitados a partir de água meteórica em superfície devido a desgaseificação de CO2, por vezes com contaminação de vulcanismo ativo, com pouca ou baixa precipitação biológica. As imagens de Microscopia Eletrônica de Varredura (MEV) permitiram observações em micro escala e mostraram fósseis relacionados com Substância Poliméricas Extracelulares (EPS) que caracterizam possível influência biológica durante a precipitação na fácies estromatólito. As observações de microtomografia computadorizada (micro-CT) permitiram uma análise detalhada dos poros de todas as fácies, mostrando que a fácies bubble é a mais porosa, seguida das fácies shrub, root e estromatólito. Esta rara sequência de carbonatos continentais encontrada no Japão permite inferir um entendimento preciso de sinais geoquímicos de rochas carbonáticas continentais e microbialitos associados às condições ambientais, assim como caracterizar o sistema permo poroso dessas rochas. Palavras-chave: Microbialitos, Geoquímica, Fácies, Porosidade, Japão. Abstract: This research focused on a sedimentological and geochemical comprehensive research in modern continental carbonate rocks, including microbialites, in Japan. The term "microbialite" is used to describe organosedimentares deposits formed with direct and / or indirect action bacteria, such as stromatolites, tufa and travertine. Despite the identical chemical and mineralogical composition, tufa and travertine differ in some environmental, depositional and isotopic characteristics. The recent discoveries of oil reservoir rocks comprising continental carbonate rocks including microbialites, has issued the interest of studies in this particular group of deposits. The archipelago of Japan is one of modern environments, with precipitation of continental carbonate rocks and microbialites; tufa, travertine and stromatolite type. The study area is located in Kyushu, Honshu and Hokkaido Islands. Ten hot springs were sampled in the three islands in order to compare different regional environmental and geological conditions such as water chemistry, physico-chemical and geochemical patterns. Based on macro and microscopic data, four lithofacies have been described: stromatolite, shrub, bubble and root. The data show that the water chemistry (temperature, potential of Hydrogen, dissolved oxygen) directly interfere in the precipitation and consequently in different facies. Furthermore, the morphology of the substrate which carbonates grow, as well as the distance of the vent, also contribute to the formation of different facies. Mineralogical results show that the hot springs from the Kyushu island (NAG, SHIO and MYO) are composed of aragonite and the hot springs of Honshu (YAMA, NIIMI and KIBE) and Hokkaido islands, (FURU, OKU, OHF and FUTA) are composed mainly of calcite. The chemical results show high contents of CaO and subordinately contents of Fe2O3 and SiO2 in all samples. Arsenic contents ranging from 1 to 17% are also observed and its origin is still under debate. The isotopic signals reveal that the majority of the samples follow the water national ?18O trend, with depleted values in all samples. The ?13C values were grouped in three main categories: (a) values near 0 ‰, indicate few or absence of biological influence on precipitation, (b) depleted values, indicating possible biologically induced carbonates and, (c) enriched values, indicating possible biologically influenced carbonates. Therefore, these carbonates are interpreted as precipitated from meteoric surface water, sometimes contaminated by volcanism, due to the CO2 degassing, with little or insignificant biological precipitation. The scanning electron microscopy (SEM) observations allowed micro scale and reveal fossils related to Extracellular Polymeric Substance (EPS) characterizing possible biological influence during precipitation in stromatolite facies. The computed microtomography (micro-CT) observations allowed a detailed analysis of the pores in all facies, showing the highest volume of pores in bubble facies, followed by facies shrub, root, stromatolite facies. This particular sequence of modern continental carbonates in Japan allows the possibility of inferring a precise understanding of geochemical signs of continental carbonate rocks and microbialites associated with environmental conditions, and to evaluate the perm-pore system of these rocks. Keywords: Microbialites, Geochemistry, Facies, Porosity, Japan.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: O processo de deslocamento miscível apresenta-se como um dos processos mais eficientes de recuperação de petróleo. Para um bom projeto de engenharia, é fundamental compreender e caracterizar os fenômenos físicos envolvidos no processo. A dispersão é um dos parâmetros que governa a eficiência do deslocamento miscível, e é chave na definição do tamanho do banco de solvente do processo. Neste trabalho será aplicado o modelo da teoria de passos aleatórios (CTRW) na determinação do coeficiente de dispersão. Inicialmente, o modelo CTRW será avaliado pela aplicação de curvas tipo de concentração construídas pelo modelo de Concentração Total (MCT), variando os parâmetros fenomenológicos do deslocamento: o coeficiente de dispersão (Kl), o coeficiente de transferência de massa (NDa) e a fração de poros acessível (f). Das curvas experimentais, o modelo CTRW é comparado com os modelos de dispersão tradicionais: a equação de advecção-dispersão (ADE), o modelo Coats & Smith, na determinação do coeficiente de dispersão. Os modelos permitem determinar os parâmetros fenomenológicos mencionados e o parâmetro de heterogeneidade do modelo CTRW. O estudo envolve a realização de experimentos controlados de deslocamento miscível em laboratório. Foram realizados três testes de deslocamento, empregando-se uma rocha carbonática. O histórico de concentração para as posições ao longo da amostra foi calculado utilizando a técnica de tomografia computadorizada (TC) de raios-X, empregando-se dois fluidos de saturação: uma solução de 100 g/L de iodeto de sódio (NaI) e água destilada. No último teste, o sentido do porta-testemunho foi invertido com o objetivo de verificar se o coeficiente de dispersão apresentava um comportamento similar ou diferente aos testes anteriores. Os modelos foram ajustados aos dados experimentais do histórico de concentração para cada posição e calculou-se para cada modelo o coeficiente de dispersão ao longo do comprimento da amostra. Dos resultados da avaliação teórica do modelo CTRW com as curvas tipo de concentração foram calculados os números de Peclet (NPe) para três diferentes comprimentos adimensionais. A partir dos resultados dos ajustes dos modelos com o histórico de concentração experimentais foram gerados: perfil de Kl, perfil de velocidade intersticial, perfil de NPe e perfil do parâmetro ? para dez diferentes posições do comprimento da amostra. A aplicação da TC apresentou bons resultados na obtenção do histórico de concentração. Das curvas tipo, foi observado que para grandes valores de NDa e pequenos valores de NPe, o modelo CTRW obteve resultados diferentes dos iniciais, mostrando melhores resultados para valores de NDa pequenos e NPe grandes. Dos resultados experimentais, observou-se que o coeficiente de dispersão e os outros parâmetros fenomenológicos variam ao longo da amostra, este comportamento é devido à variação na distribuição da heterogeneidade apresentada nas rochas carbonáticas. Da aplicação dos modelos nos dados experimentais, o modelo CTRW apresentou um melhor ajuste na quantificação do transporte constatado no valor do erro, comparando-o com os modelos tradicionais Abstract: The miscible displacement is one of the most efficient oil recovery methods. For a good project engineering design, it is essential to understand and characterize the physical phenomena involved in the process. The dispersion is one of the parameters that govern the efficiency in the miscible displacement and it is essential to define de size of the solvent bank to perform this process. In this study was applied the Continuous Time Random Walk (CTRW) to determine dispersion coefficient. Initially, CTRW model is evaluated by applying concentration type curves carried out by Total Concentration Model (TCM), varying the displacement phenomelogical parameters: dispersion coefficient (Kl), mass transfer coefficient (NDa) and the amount of the solute that is deposited into the porous media (f). From experimental curves, CTRW model is compared with the traditional models: the advection-dispersion equation (ADE), Coats & Smith model, to determine the dispersion coefficient. The models allow to determine the mentioned phenomelogical parameters and heterogeneity parameter from CTRW model. The study involves tests of miscible displacement in laboratory. The experiments carried out in this study are three tests through outcrop carbonate rock. The concentration profiles were calculated by using X-ray computed tomography technique (CT), using two fluids; 100 g/l NaI brine and freshwater. In the last test the direction of the core-holder was turned to verify if the dispersion coefficient exhibited a similar or different behaviour from the previous experiments. The models were fitted to the experimental data of breakthrough curves (BTC) and for each model was calculated the dispersion coefficient along the length of the sample. From the results of theoretical evaluation of CTRW model with concentration type curves, Peclet numbers were calculated for three dimensionless length. From the results of models fitting with the experimental data; the dispersion coefficient profile, velocity profile, number Peclet profile and the CTRW coefficient ? profile for ten different sections along the length of the sample were generated. The application of CT showed good results in obtaining the breakthrough curves. From concentration type curves results, it was observed that for large values of NDa and small values of NPe, CTRW model obtained different values from initial values. Showing the best results for larges values of NPe and small values of NDa. From experimental results, it was observed that dispersion coefficient and the other phenomelogical parameters presented a variation along length of the core for each dimensionless length, this behaviour was attributed to the influence of the heterogeneities in the carbonate rocks. From experimental results of the application of the dispersion models, CTRW model presented better results than the traditional models to evaluate the transport Non-Fickian, found in value error Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo CAPES 33003017

Made available in DSpace on 2018-07-27T17:13:50Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2015-11-16. Added 1 bitstream(s) on 2018-07-27T17:16:49Z : No. of bitstreams: 1 000895976.pdf: 6319308 bytes, checksum: 61a28ced681adcaa7ced7a8a73e12138 (MD5) Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) O presente trabalho trata da geocronologia das rochas e dos aspectos mineralógicos e geoquímicos do manto de intemperismo do complexo alcalino-carbonatítico de Tapira (MG), inserido na Província Ígnea do Alto Paranaíba (APIP). As rochas podem ser agrupadas nas séries silicática (bebedouritos e sienitos), carbonatítica e foscorítica e o espesso manto de intemperismo acima destas, pode ser dividido em zona de fosfato pobre, zona de fosfato, zona de titânio, cobertura profunda e cobertura superficial. A concentração dos elementos maiores e menores varia de acordo com o litotipo de origem e composição mineralógica ou de acordo com o estado de alteração da amostra e, portanto das fases minerais neoformadas. A análise geoquímica indica que o magmatismo que gerou as rochas de Tapira está associado à fusão da litosfera metassomaticamente enriquecida. Além disso, os processos intempéricos estão associados à hidrólise parcial das rochas silicáticas e dissolução dos carbonatos, com a perda geral de Ca, Mg, K e Si, acumulação de Al, Fe e Ti. O padrão de distribuição de ETR's das amostras de bebedouritos, foscorito e sienito indica, possivelmente, uma mesma fonte magmática para estas rochas. O conteúdo em ETR's aumenta da rocha fresca até a zona de titânio, devido à rápida re-precipitação dos ETR's e à perda de elementos maiores, que são facilmente remobilidados com a progressão do intemperismo químico. Nas coberturas profunda e superficial, ocorre uma diminuição nas concentrações de ETR's em direção ao topo dos perfis, ao mesmo tempo em que as concentrações de SiO2 e Al2O3 aumentam, possivelmente devido à influência dos materiais da encaixante que foram incorporados ao final dos processos de intemperismo e erosão. As novas idades 40Ar/39Ar indicam ao menos três eventos magmáticos durante a coloca ... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) In this work the geochronology of the rocks and a mineralogical and geochemical characterization of the weathering cover was performed in the Tapira alkaline-carbonatitic complex, Minas Gerais State, Brazil, which belongs to The Alto Parnaíba Igneous Province (APIP). The rocks can be grouped in the silicate (bebedourites and syenites), carbonatitic and foscoritic series, and the thick weathering cover above them can be divided in poor phosphatic zone, phosphatic zone, titanium zone, deep cover and superficial cover. The concentration of major and minor elements varies according to the lithotype and mineralogical content or according to the weathering state of the sample and, therefore the neoformed mineral phases. The geochemical analysis indicates that the magmatism, which generated Tapira rocks, is associated with a metasomatically enriched lithosphere melting. Moreover, the weathering processes are typically related to partial hydrolysis of silicatic rocks and dissolution of carbonates, with a general loss of Ca, Mg, K and Si, and accumulation of Al, Fe and Ti. The distribution patterns of REE in the bebedourites, foscorite and syenite samples, possibly indicate the same magmatic source for these rocks. The content in REE increases from the fresh rock towards the titanium zone, probably due to a rapid reprecipitation of the REE and to the lost of major elements that are easily remobilized during the chemical weathering progression. In the deep and superficial covers, the concentration of REE decreases towards the top of the profiles, along with an increase in SiO2 and Al2O3 concentrations, probably due to the influence of country-rocks materials that were incorporated by the end of the weathering and denudation processes. The new 40Ar/39Ar ages indicate three magmatic events during the emplacement of this complex in ca. 96 Ma, 85-86 Ma and 79 ... (Complete abstract click electronic access below)

Made available in DSpace on 2016-09-27T13:40:06Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2015-10-16. Added 1 bitstream(s) on 2016-09-27T13:45:17Z : No. of bitstreams: 1 000868388.pdf: 28958477 bytes, checksum: 6479d1b2cff42f93fd32bae301c700f3 (MD5) Calcários marinhos neoaptianos-eoalbianos das bacias da Margem Leste Brasileira registram as fases iniciais de instalação do primitivo Oceano Atlântico Sul (AS). Associações fossilíferas e assinaturas geoquímicas presentes nestas rochas apontam para influência de águas do paleoceano Tétis sobre este mar restrito, com preservação de matéria orgânica e bioeventos de foraminíferos planctônicos associados. O intervalo Aptiano superior-Albiano inferior é marcado por mudanças climáticas e paleoceanográficas responsáveis por perturbações no ciclo global do carbono e sua investigação no AS e correlação com seções contemporâneas possibilitam melhor compreensão e definição temporal dos processos atuantes neste contexto, fundamentais para exploração petrolífera. Este trabalho apresenta o estudo quimioestratigráfico e microfaciológico de uma seção distal do Grupo Macaé (Neoaptiano-Cenomaniano), Bacia de Campos, visando à caracterização paleoambiental e correlações globais para a base desta unidade. O estudo microfaciológico envolveu petrografia e catodoluminescência óptica, análises em MEV/EDS, enquanto a quimioestratigrafia utilizou isótopos de C, O e Sr, elementos maiores, menores e traços, COT e pirólise. Os resultados permitiram a divisão da seção em seis unidades informais, I-VI (base para o topo), associadas às formações Quissamã e Outeiro, que registram o progressivo afogamento da plataforma e clima mais úmido. O estudo microfaciológico das unidades I e III identificou seis microfácies, agrupadas em cinco associações microfaciológicas dispostas em modelo de rampa carbonática. As microfácies correspondentes à Unidade I (CCB e C*CB), compostas por wackestones e packstones bioclásticos ricos em organismos bentônicos, foram dispostas em rampa protegida/interbanco e flancos de banco (AM-1 e AM-2, respectivamente), como ambiente mais proximal e oxigenado. As microfácies da Unidade III... Late Aptian-Early Albian marine limestones from the basins of eastern Brazilian Continental Margin record the early stages of the South Atlantic Ocean (SA). Fossil assemblages and geochemical signatures of these rocks indicate marine incursions from Tethys paleocean in this restricted sea, with organic-rich sediments and planktic foraminiferal bioevents registered. The Late Aptian-Early Albian transition is marked by paleoclimatic and paleoceanographic changes which resulted in global carbon cycle perturbations. The investigation of this interval at the SA and its stratigraphic correlation with coeval sections promote a better understanding and temporal definition of the geological processes that occurred in this setting, which are fundamental to petroleum exploration. This work presents the chemostratigraphy and microfacies analysis of a distal section of the Macaé Group (Late Aptian-Cenomanian), in Campos Basin, focusing on the paleoenvironmental characterization and global correlations to the base of this unit. The study of microfacies was carried out by petrography, cathodoluminescence and SEM/EDS analysis. The chemostratigraphy encompassed C, O and Sr isotopes, major, minor and trace elements, TOC and pyrolysis analysis. The results allowed the section division into six informal units, I to IV (bottom to the top), and its association with Quissamã and Outeiro formations, which record a gradual platform drowning and more humid climate conditions. Six microfacies were identified in units I and III, which were grouped in five microfaciological associations in a carbonate ramp model. In unit I, the microfacies are composed by benthic-dominated wackestones and packstones (CCB and C*CB) deposited on the inner-ramp/inter-bank and its flanks (AM-1 and AM-2, respectively), in a proximal and oxygenated environment. The microfacies from unit III (CPP, C*PP and C*RP) are composed by planktic-dominated mudstones and wackestones, deposited on the...

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico Com o objetivo de avaliar a pedogênese em ambiente tropical sob influência de rochas carbonáticas, selecionou-se uma área entre o norte do Estado do Rio de Janeiro e o Sul do Estado do Espírito santo, onde são comuns os afloramentos de mármores e calcários. A relação solo-relevo foi avaliada em uma microbacia hidrográfica através de suas características pedomorfométricas. A pedogênese foi avaliada por meio das características físicas, químicas, mineralógicas e micromorfológicas de perfis de Cambissolos Háplicos e Argissolos Vermelhos, derivados de calcário, anfibolito e gnaisse. A geoquímica foi avaliada em perfis de Argissolo Vermelho, Chernossolo Háplico e Chernossolos Rêndzicos, derivados de anfbolito e calcário. Os principais resultados encontrados foram: (i) a altitude foi o atributo topográfico mais correlacionado com as características físicas e químicas dos solos da microbacia Córrego Duas Barras; (ii) os Cambissolos Háplicos e Argissolos Vermelhos, derivados de calcário, anfibolito e gnaisse, são bem drenados, pouco profundos, vermelhos, bem estruturados, argilosos, moderadamente ácidos a praticamente neutros, eutróficos, não carbonáticos e com atividade da fração argila variando de moderadamente baixa a média. Possuem traços de minerais alteráveis, como feldspatos, hornblenda, talco e minerais 2:1, resultado de um processo de intemperismo moderado, onde a remoção da sílica liberada dos minerais não atingiu níveis elevados; (iii) a argiluviação não demonstra ser o processo pedogenético mais expressivo na formação do gradiente textural dos Argissolos; (iv) os solos desenvolvidos de calcário, por estarem em local de drenagem desimpedida não apresentam o processo de carbonatação, ao passo que seus valores de pH mais elevados facilitam a ferruginização, formando solos mais vermelhos, com maiores teores de óxidos de ferro, cujos valores da substituição isomórfica de Fe por Al são característicos da hematita; (v) fração argila dos Cambissolos Háplicos e Argissolos Vermelhos, derivados de calcário, anfibolito e gnaisse, é predominantemente caulinítica, e apresenta traços de esmectitas e cloritas, com possibilidade de hidroxi nas entrecamadas; (vi) as caulinitas são pouco espessas, com superfície específica média maior do que as geralmente observadas para este mineral; (vii) a LMA001 da caulinita foi menor na argila tratada com DCB, e maior nos solos derivados de calcário; (viii) o índice de cristalinidade da caulinita foi ligeiramente maior na fração argila grossa dos Cambissolos Háplicos e Argissolos Vermelhos; (ix) os principais processos pedogenéticos dos Chernossolos foram a lixiviação no horizonte superficial, a formação de argila no horizonte textural, e a calcificação nos horizontes sub superficiais; (x) a MOS apresenta depleção nos valores δ13C com o aumento da profundidade e enriquecimento com o aumento do teor de COT nos Chernossolos; (xi) os solos apresentam dois padrões diferentes de distribuição de δ15N em profundidade: enriquecimento com o aumento da profundidade para o solo não-carbonático; e depleção com o aumento da profundidade para os solos carbonáticos; (xii) a idade 14C da MOS variou de 295 a 7190 anos BP entre a superfície e a sub superfície, respectivamente; (xiii) não foram observadas diferenças isotópicas significativas para os valores de δ18O e δ13C entre os carbonatos do solo e dos nódulos carbonáticos; (xiv) os valores 14C dos nódulos carbonáticos revelaram idade Pleistocênica; (xv) os valores de δ13C dos nódulos carbonáticos apresentaram maior equilíbrio isotópico com a vegetação do que com atmosfera; (xvi) os valores médios de δ18O entre a borda e o núcleo sugerem que a precipitação dos nódulos carbonáticos, ao longo do tempo, ocorre provavelmente sempre na mesma estação. Aiming to evaluate the pedogenesis in tropical environment under the influence of carbonate rocks, was selected an area between the northern of the State of Rio de Janeiro and south of the State of Espirito Santo, where marble and limestone are abundant. The soil-relief relationship was evaluated in a watershed through its pedomorphometric features. The pedogenesis was evaluated by the physical, chemical, mineralogical and micromorphological characteristics of Inceptsols and Ultisols derived from marble, amphibolite and gneiss. The geochemistry was evaluated in Mollisols derived from amphibolite and marble. The main results were: (i) the elevation was the topographic attribute more correlated with the physical and chemical soil characteristics of the watershed Córrego Duas Barras; (ii) Inceptsols and Ultisols, derived of marble, amphibolite and gneiss, are well drained, shallow, red, well structured, clayey, moderately acidic to slightly alkaline, eutrophic, carbonate free, and clay activity ranging from moderately low to medium. They have traces of labile minerals such as feldspars, hornblende, talc and 2:1 minerals, result of a moderate weathering process, where the removal of silica released from minerals has not reached a high level; (iii) the argilluviation is not the most significant pedogenic process to formation of textural gradient in the Ultisols; (iv) the soils developed from marble, because they are in unobstructed drainage site does not have the carbonation process, while its higher pH values facilitating ferruginization forming more redness soils, with higher iron oxide contents, whose the values of isomorphic substitution Fe by Al are characteristic of hematite; (v) the clay fraction of Inceptsols and Ultisols derived from limestone, amphibolite and gneiss, is predominantly kaolinite, and shows traces of smectite and chlorite, with the possibility of hydroxy interlayer; (vi) the kaolinite are thin, with an specific surface higher than usually observed for this mineral; (vii) the LMA001 of kaolinite was lower in the clay treated with DCB, and higher in soils derived of marble; (viii) the kaolinite index of crystallinity was slightly higher in the coarse clay of Inceptsols and Ultisols; (ix) the main pedogenic processes of Mollisols consist of leaching in the surface horizons, formation of clay in the textural horizon, and calcification in the sub surface horizons; (x) the SOM shows a depletion in δ13C values with increasing depth and enrichment with increasing TOC content in the Mollisols; (xi) the soils have two different patterns of δ15N distribution in depth: enrichment with increasing depth to the carbonate-free soil; and depletion with increasing depth to the carbonatic soils; (xii) the 14 C age of SOM ranged 295-7190 y BP, between the surface and the sub surface, respectively; (xiii) there were no significant differences for δ18O and δ13C values between the soil carbonates and nodules carbonates; (xiv) the 14 C values of carbonate nodules revealed Pleistocene age; (xv) the δ13C values of carbonate nodules presented greater isotopic equilibrium with vegetation than with atmosphere; (xvi) the average values of δ18O between the edge and the core suggest that precipitation of carbonate nodules, over the time, probably occurs always in the same season.

Made available in DSpace on 2016-09-23T15:54:44Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PIB-E-0040_2014.pdf: 3427949 bytes, checksum: 754cee36f133672468bb1c998004e215 (MD5) Previous issue date: 2015-07-31 FAPEAM Particularmente no que diz respeito à evolução estratigráfica da Bacia do Amazonas, ainda é notória a necessidade de ampliação do conhecimento geológico das rochas sedimentares que compõem as sequências deposicionais da bacia, para que seu arcabouço estratigráfico seja plenamente compreendido. E nesse contexto, as sucessões carbonáticas da bacia são provavelmente as menos estudadas e conhecidas. No Estado do Amazonas as exposições mais significativas destes corpos de rocha ocorrem nas porções nordeste (região do Município de Urucará) e sudeste do Estado (região do Município de Apuí, próximo à fronteira com o Estado do Pará). Tanto os depósitos da borda norte quanto os da borda sul têm sido objeto de interesse e exploração de calcário empregado na construção civil, na agricultura e na pecuária pelo menos desde a década de 1980. Entretanto, apesar do grande interesse econômico destes depósitos e da importante contribuição geológica fornecida por diferentes autores e instituições através de publicações técnico-científicas em termos de caracterização e da evolução destas ocorrências, ainda há muitas lacunas na história deposicional destes depósitos a serem desvendadas, principalmente no que se refere às exposições carbonáticas da borda norte da bacia, que permanecem praticamente desconhecidos em termos de levantamentos e estudos de cunho geológico. De fato, a evolução sedimentar desta região, como um todo, continua sendo objeto de grandes questionamentos, havendo, inclusive, sequências deposicionais cujo posicionamento litoestratigráfico ainda está indefinido. Nesse cenário, com a finalidade de contribuir para a caracterização geológica dos depósitos carbonáticos da borda norte da Bacia do Amazonas propõe-se, neste projeto, desenvolver estudos de caracterização paleoambiental destes depósitos, a partir da classificação e caracterização petrográfica das amostras que compõem a porção basal de uma sucessão carbonática proveniente de uma frente de lavra de calcário pertencente à empresa Itautinga Agro Indústrial S. A., localizada na região do Município de Urucará (AM).

ANP - Agência Nacional do Petróleo PROPESP/UFPA - Pró-Reitoria de Pesquisa e Pós-Graduação Reservatórios carbonáticos correspondem a cerca de 50% dos reservatórios de hidrocarbonetos do planeta. Esse tipo de litologia apresenta diferentes formas de heterogeneidade, que são as principais causas de erros em sua caracterização, podendo induzir resultados errôneos na estimativa dos módulos elásticos das rochas em estado saturado. O presente trabalho objetiva uma análise comparativa dos modelos de substituição de fluidos em reservatório não-convencional do tipo carbonato. Especificamente, analisou-se os processos de substituição de fluido em amostras de rochas provindas do Nordeste brasileiro, sob condições laboratoriais controladas (temperatura, pressão e graus de saturação) sob as perspectivas petrofísicas e ultrassônicas através de modelos de substituição de fluidos convencionais (Gassmann, Biot) e não-convencionais (Brown e Korringa, Muller e Sahay). Foram analisadas seis (6) amostras de rochas carbonáticas e uma (1) rocha arenítica obtendo-se valores de permeabilidade, porosidade efetiva, densidade de grão; além de medidas elásticas de velocidades compressionais (Vp) e cisalhantes (Vs1 e Vs2), na condição de 100% gás, sendo substituída em seguida por água. Previsões teóricas feitas pelos modelos convencionais se aproximaram dos valores experimentais no caso de rochas consideradas homogêneas. Enquanto que predições feitas pelo modelos não convencionais (por exemplo, Muller & Sahay) se ajustaram aos resultados experimentais da maioria das tufas assim como nos calcários. Carbonates reservoirs corresponds on about 50% of the hydrocarbon reservoir in the planet . This type of lithology presents different forms of heterogeneity, which are the main causes of errors in its characterization. This misunderstanding, can induces erroneous estimative elastic modules of rocks in saturated state. The main goal of this work is to perform a comparative analysis of fluid substitution models in unconventional carbonate reservoir. Specifically, fluid substitution processes analyzed in outcrops from Brazilian Northeast, under controlled laboratory conditions (temperature, pressure and degree of saturation) and under perspectives of the petrophysical and ultrasonic features by conventional theories (Gassmann, Biot) and unconventional (Brown and Korringa, Muller and Sahay). In this research, we analyzed six samples of carbonate rock and one sample of sandstone rock. The input data our analysis were: permeability, porosity, rock and grain density, elastic measures of compressional (Vp) and shear (Vs1 and Vs2) velocities. The measure of velocities was performed in cases of 100% gas (dry rock) and then replaced by water (100 % saturated by water). Our results show, that predictions performed by conventional fluid substitution models best fit in experimental measurements of sample considered homogenous. However, predictions performed by unconventional models (e. g., Muller and Sahay) shown best fit with most carbonates types, including tufa and limestanes. ANP - Agência Nacional do Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: Esse trabalho apresenta um estudo de caso de calibração rocha-perfil de um poço de petróleo perfurado em rochas carbonáticas com distribuição bimodal de porosidades, utilizando-se o perfil de Ressonância Magnética Nuclear (RMN) e as análises de laboratório de seus plugues. O que motivou esse estudo foram os resultados incoerentes entre as altas saturações de água interpretadas pelo perfil de RMN, com cortes tradicionais da literatura (100 ms), e a produção de óleo do teste de formação desse poço. Dificuldades na interpretação de dados de RMN em rochas carbonáticas já foram reportadas na literatura por Ramakrishnan et al. (1998), Allen et al. (2001a, b), Mai e Kantzas (2002), entre outros autores, e estão associadas, principalmente, a heterogeneidade do sistema poroso. Com isso em mente, a estratégia adotada no trabalho foi a de primeiro caracterizar a distribuição dos diferentes fluidos nos diferentes poros dessa formação, a partir de análises laboratoriais nos plugues para, em seguida, calibrar os perfis de RMN. As três principais etapas desse trabalho foram: 1) análise do banco de dados existentes de petrofísica básica e especial, 2) execução de novas análises de RMN em plugues, em diferentes condições de saturação e em três estágios de envelhecimento (18, 33 e 42 dias) e, por fim, 3) a integração dos resultados de laboratório na interpretação do perfil de RMN. As análises laboratoriais da principal zona testemunhada mostram rochas com textura grainstone, compostas por grãos arredondados, com altas permeabilidades e porosidades, porém com altos valores de microporosidade, confirmados pelas análises de Pressão Capilar por Intrusão de Mercúrio (PcHg) e, também, pela distribuição do tempo de relaxação transversal (T2) de plugues 100% saturados por salmoura. As frações porosas de ambas as análises apresentaram boa correlação entre si, sugerindo proporcionalidade entre poros e gargantas. Além disso, a macroporosidade apresentou boa correlação com a permeabilidade absoluta, permitindo concluir que esta fração exerce o principal controle sobre o fluxo de fluidos. Nas análises da distribuição de T2 na condição de água irredutível e posterior envelhecimento, foi utilizado um óleo de alta viscosidade (110 cp a 90°C), com tempos de relaxação transversal bulk (T2B) bem distinto das duas modas dos micro e macroporos. Com a evolução do envelhecimento foi possível observar que, além da macroporosidade, os microporos também foram parcialmente preenchidos por óleo. A determinação do corte da distribuição de T2 para separação de água e óleo apresentou bons resultados. No entanto, considerar o mesmo corte para a determinação da permeabilidade pode resultar em distorções na curva de permeabilidade ou demandar ajustes meramente matemáticos dos coeficientes da equação de permeabilidade sem significado físico. Com base nisso, esse trabalho apresenta uma abordagem diferenciada na interpretação do perfil de RMN de carbonatos bimodais utilizando dois cortes de T2 Abstract: The present dissertation presents a case study of core-to-log data integration of a well drilled in a carbonate formation bearing bimodal pore system using the Nuclear Magnetic Resonance (NMR) log and core analysis. The work is motivated by the persistant inconsistencies observed between results provided by the high water saturations from the NMR log interpretation using traditional cutoff from literature (100 ms), and oil production results seen at corresponding well tests. Some difficulties in NMR data interpretation on carbonate rocks have been reported in the literature by Ramakrishnan et al. (1998), Allen et al. (2001), May and Kantzas (2002), among other authors, and are mainly related to the porous system heterogeneity. With that in mind, the strategy adopted in the study was to first understand the fluid distribution in different pores by core analysis and then calibrate the NMR log. The main tasks of this study were: 1) assessment of existent database on basic and special core analysis, 2) run new NMR core analysis with different saturation conditions and for three stages of aging (18, 33 and 42 days), and finally, 3) the integration of the laboratory results into the NMR log interpretation. Laboratory tests from the main cored interval show rocks of grainstone texture, composed of rounded grains, with high permeability and porosity. But, petrography revealed a high level of microporosity that were confirmed by mercury injection capillary pressure (MICP) analysis and also by the core transverse relaxation times (T2) obtained in the 100% brine saturated condition. The porous fractions rendered by the two last analyzes showed good correlation, suggesting proportionality between sizes of pores and throats. Moreover, the macroporosity subfraction showed good correlation with absolute permeability, allowing to conclude that this attribute is the dominant parameter controlling fluid flow. The T2 distribution analysis at irreducible water saturation and for different aging times were performed using a high-viscosity oil (110 cp at 90°C) whose transverse relaxation time (T2) was lower than the two distinct time modes for the micro and macropores. Results revealed that with aging the macropores and part of the micropores were sequentially filled by oil. The T2 cutoff determination for separating oil and water showed good results. However, the practice of using the same cutoff to determine permeability can result in distortions in the final permeability curve, or else, requires mathematical adjustments with no corresponding physical meaning to the permeability equation coefficients. Given this scenario, this study presents a new approach to the interpretation of NMR logs in bimodal carbonates using two T2 cutoffs Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Emilson Pereira Leite Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Esta pesquisa mostra a aplicação do método de inversão simultânea em dados sísmicos pré-empilhamento em um campo de petróleo localizado na Bacia de Campos, Brasil. Este método tem sido utilizado com sucesso em diversos reservatórios areníticos em várias regiões do mundo. O objetivo desta pesquisa foi o de avaliar e estudar a aplicação deste método em rochas carbonáticas albianas da Formação Quissamã. Com base em descobertas em campos próximos, esta Formação tem o potencial de possuir acumulações de hidrocarbonetos que podem ser revelados com o auxílio de modelos de inversão. Curvas de velocidades de ondas P (Vp), S (Vs) e densidade (?) ao longo de sete poços serviram como parâmetros de entrada para a construção de modelos iniciais tridimensionais. Os poços que não continham curvas de Vs e densidade foram calculados através de equações estabelecidas junto a literatura disponível. Assim, foram realizadas análises dos resultados da inversão ao longo dos poços. Com o intuito de criar os modelos iniciais de inversão, foram usados dados de impedâncias das ondas P (Zp), S (Zs) e ? ao longo dos poços. Os modelos tridimensionais finais foram calculados a partir dos desvios das relações lineares entre os logaritmos de Zs e Zp, assim como entre ? e Zp, os quais foram combinados com os modelos iniciais. Foram testados e analisados diversos parâmetros e filtros para a criação dos modelos iniciais e finais. As interpretações dos resultados da inversão foram conduzidas com base nos padrões encontrados em perfis de resistividade, raios gama, densidade, porosidade neutrão e sônico. Estas análises forneceram os critérios para selecionar os melhores modelos finais que são discutidos em detalhe. Os modelos finais mostram anomalias de baixa impedância consistentes com os estudos realizados junto aos perfis dos poços. Além disso, de acordo com as interpretações, um poço em particular possui alto potencial para conter hidrocarbonetos. O padrão de distribuição de impedâncias neste poço foi utilizado como referência para a identificação de outras regiões com alto potencial, dentro de todo o volume sísmico pré-empilhado disponível Abstract: We have applied a method of simultaneous inversion of prestack seismic data of a hydrocarbon field located in the Campos Basin, Brazil. This method has been successfully applied to several sandstone reservoirs around the world. The purpose of this research was to test and study the application of this method to Albian carbonate rocks of the Quissamã Formation. Based on what is found in near fields, this Formation potentially contains hydrocarbon accumulations that could be revealed with the help of the inverted models. P-wave velocity (Vp), S-wave velocity (Vs) and density curves along seven wells were used as inputs to construct 3D initial models of acoustic impedance (Zp), shear impedance (Zs) and density (?). Wells without Vs and ? curves had those values calculated from well-established equations available in the literature. Analysis of the inversion results along wells were carried out. Final 3D models were calculated from deviations in linear relationships between the logarithms of Zs and Zp, as well as between density and Zp, which were merged with the initial models. We have tested and analyzed several parameters and filters to create initial and final models. Interpretations of the inversion results were conducted based on patterns found in logs such as resistivity, gamma ray, density, neutron porosity and sonic along the wells. These analyses provided criteria to select the best final models that are discussed in detail. The inverted models show low impedance anomalies that are consistent with previous studies performed with the well logs available. Furthermore, one well in particular was interpreted as having high potential to contain hydrocarbons. This well shows an impedance pattern that allowed us to highlight other areas with the same pattern throughout the entire prestack seismic volume Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestre em Geociências CNPQ

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

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A capacidade de armazenamento de hidrocarbonetos no reservatório depende do tipo de rocha e da estrutura dos poros. Uma das propriedades rocha-fluido mais estudadas é a permeabilidade relativa, ou seja, a medida da resistência ao escoamento que um fluido apresenta na presença de outro. A permeabilidade relativa é essencial para a avaliação dos processos de recuperação de hidrocarbonetos e previsão do escoamento multifásico de fluidos através do reservatório. A permeabilidade relativa depende de outros parâmetros que têm sido estudados por especialistas durante os últimos anos, como saturação dos fluidos, molhabilidade, tensão interfacial, estrutura porosa, temperatura, heterogeneidades e vazão de deslocamento. Em relação ao efeito da vazão de deslocamento na permeabilidade relativa, muitas pesquisas têm sido realizadas sem conseguir um acordo. Por tanto, a principal motivação deste estudo é a falta de conformidade na literatura. O foco do trabalho é encontrar se existe dependência da permeabilidade relativa com a vazão e avaliar este efeito em óleos de diferentes viscosidades. Foram realizados quinze testes de deslocamento em regime transiente a temperatura e vazão constantes. Os experimentos de laboratório foram executados com três plugues, cortados a partir de uma amostra única de rocha carbonática e saturados com três óleos de viscosidades diferentes, respetivamente. Foram utilizadas três vazões diferentes para cada amostra, que correspondem aos valores mínimo, máximo e intermediário de acordo o critério de dos Santos et al (1997) que visa balancear as forças viscosas, capilares e gravitacionais. Estas vazões foram variadas começando pela maior e diminuindo até a menor e posteriormente revertendo o ciclo, para observar se a sequência seguida influencia nos resultados. A análise dos resultados foi realizada mediante o método de Johnson-Bossler-Naumann para calcular as permeabilidades relativas ao óleo e à água. Sob as condições dos testes realizados, observou-se que as saturações e permeabilidades dos pontos terminais bem como as curvas de permeabilidade relativa, dependem da vazão. Além disso, pode-se observar que as variações foram diferentes dependendo da viscosidade do óleo utilizado. Deste modo, o óleo de menor viscosidade sempre se comportou de modo contrário ao de maior viscosidade e a mistura dos outros dois teve um comportamento intermediário. Este comportamento tem sido atribuído, nos óleos mais viscosos, a um aumento no ângulo de contato e consequente diminuição do número capilar em resposta à vazão mais elevada. Já nos óleos menos viscosos, a vazão não altera significativamente o ângulo de contato e, portanto, o número capilar aumenta com a vazão. Estas diferenças na variação do número capilar, dependendo do óleo utilizado, podem gerar as tendências diferentes nos resultados e explicar o desacordo na literatura Abstract: The storability of hydrocarbons in the reservoir is dependent upon the rock formation and the pore structures. One of the main important rock-fluid property is the relative permeability, a measure of the flow resistance of one fluid in the presence of another one into the rock. Relative permeability depends on other parameters which have been studied by researchers during the years like fluid properties and saturation, wettability, interfacial tension, porous structure, temperature, heterogeneity and flow rate. Many researchers have focused on flow rate influence in relative permeability curves without obtaining agreement. Therefore, the main motivation for this study is the lack of conformity in the literature. The focus of the work is to find whether there is dependence of relative permeability with the flow and evaluate this effect in oils of different viscosities. Fifteen transient displacement tests were performed at constant temperature and flow rate. The laboratory experiments were performed with three plugs, cut from a single sample of carbonate rock and saturated with three fluids of different viscosities, respectively. Three different flow rates were used for each sample, corresponding to the minimum, maximum and intermediate according to dos Santos et al criterion (1997) which aims to balance the viscous, capillary and gravitational forces. These flow rates were varied starting with the largest and decreasing to the smallest, and subsequently reversing the cycle, to see if the next sequence influences the results. Experimental results were analyzed using JBN method (Johnson-Bossler-Naumann) to calculate oil and water relative permeability curves. Under the studied circumstances, it was observed that the end point saturations and permeabilities and the relative permeability curves depend on the flow rate. Moreover, variations were different depending on the viscosity of the oil used. Thus, the lower viscosity oil will always behave in a contrary manner to the higher viscosity and the mixture of the other two had an intermediate performance. This behavior has been attributed, for more viscous oils, to an increment in contact angle and thus diminution in the capillary number in response to the higher flow. Nevertheless in lower viscous oils, the flow rate does not alter significantly the contact angle and thus the capillary number increases with flow rate. These differences in the variation of the capillary number depending on the oil used may generate the differences on the results trends and explain the disagreement in the literature Mestrado Reservatórios e Gestão Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo CNPQ

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Nos últimos anos tem havido um interesse crescente no uso dos métodos de Análise Avançada de Dados de Produção (AADP) para a descrição dinâmica do reservatório. A partir destes métodos analisam-se dados de produção diárias disponíveis, reduzindo a necessidade de operações de teste de poço, evitando perda de produção e com uma exatidão comparável à Análise de Transiente de Pressão. Diferentes modelos AADP têm sido propostos para reservatórios de óleo e gás homogêneos, de metano em camadas de carvão e de gás de xisto. No entanto, a produção de reservatórios naturalmente fraturados, tais como rochas carbonáticas ou siliciclásticas, ainda está sendo analisada como sistemas homogêneos utilizando métodos AADP atuais. Este trabalho apresenta a derivação analítica de dois métodos de AADP (Balanço de materiais dinâmico e curvas tipo de Blasingame) baseados no modelo de dupla porosidade, para analisar a produção diária de reservatórios naturalmente fraturado. Foram avaliados a transferência matriz-fratura pseudo-permanente e transiente (camadas e esferas). O desenvolvimento foi baseado nas soluções aproximadas de longo tempo da equação da difusividade em sistemas de dupla porosidade, para vazão constante em reservatórios fechados sem fluxo na fronteira. As aproximações foram comparadas com a solução exata, dada pela inversa da solução no espaço Laplace, obtida aplicando o algoritmo de Gaver-Stehfest. A validação foi feita usando dados de produção e pressão de fluxo sintéticos, gerados por um simulador numérico, e dados reais de campo de um reservatório de gás-condensado naturalmente fraturado. Os resultados confirmaram que reservatórios naturalmente fraturados com fluxo interporoso pseudo-permanente podem apresentar dois comportamentos dominado pelos limites do reservatório (fraturas y sistema total). A permeabilidade da fratura e o dano do poço são dependentes variáveis ômega e lambda. Reservatórios fraturados com fluxo interporoso transiente podem ser analisados utilizando técnicas de AADP atuais desenvolvidas para sistemas homogêneos Abstract: In recent years there has been an increasing interest in the use of Advanced Production Data Analysis (APDA) methods for dynamic reservoir description. These methods analyze available daily production data, reducing the need of well testing operations, avoiding production loss, with accuracy comparable to Pressure Transient Analysis (PTA). Different APDA models have been proposed for homogeneous, coalbed methane and shale gas reservoirs. Nevertheless, production from naturally fractured reservoirs, such as Carbonates or Siliciclastic, is still being analyzed as homogeneous systems with current APDA techniques. This work presents the analytical derivation of two APDA methods (Dynamic Material Balance and Blasingame Type Curves) based on the dual porosity model, to analyze daily production of Naturally Fractured Reservoirs (NFR). Both interporosity flow models between matrix and fractures, pseudosteady-state and transient (slabs and spheres), were evaluated. The development was based on long-time approximate solutions of diffusivity equation for constant flow rate in a closed system with no-flow boundary. These approximations were compared with the exact solution given in Laplace space, inverted to time domain applying the Gaver-Stehfest algorithm. The validation of the derived methods was made using synthetic production and flowing pressure data, generated by a numerical simulator, and real field data from a gas-condensate naturally fractured reservoir. Results confirmed that naturally fractured reservoirs with pseudosteady-state interporosity flow could present two boundary-dominated behaviors (fracture and total systems). Fracture permeability and wellbore skin are functions of omega and lambda variables. Fractured reservoirs with transient interporosity flow between matrix and fracture system, can be analyzed using current APDA techniques developed for homogeneous systems Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo CAPES 33003017

O relatório apresenta uma evolução na cartografia geológica, detalhando os principais alvos potenciais para produção de rochas carbonáticas. Foram realizadas análises químicas de amostras de carbonatos visando agregar mais informações aos depósitos já pesquisados pelo Serviço Geológico do Brasil – CPRM.

Carbonate rocks from the Macaé Group (Albian) represent an example of carbonate sedimentation related to the drift phase in Campos Basin. This study presents depositional features, integrating them with diagenetic and stratigraphic aspects of the Macaé Group carbonates including the upper part of the Quissamã Formation and the lower part of the Outeiro Formation. Macroscopic analyses in cores and microscopic ones in thin sections allowed the recognition of eleven sedimentary facies - nine of them corresponding to the Quissamã Formation and two of them representing the Outeiro Formation. These facies were grouped into five facies associations. Oolitic grainstones and oncolitic grainstones are interpreted to be deposited in shallow depth probably in shoals above the fair weather wave base. The interbanks between shoals were formed in less agitated waters and characterized by deposition of peloidal bioclastic packstones and wackestones representative of sedimentation in calm waters. Bioclastic packstones and oolitic packstones/wackestones represent allochthonous deposits related to the beginning of the regional drowning that occur in upper Quissamã Formation. Pithonellids wackestones and bioclastic wackestones with glauconite are related to deep water deposits, characteristics of the Outeiro Formation. Post-depositional features revealed the action of diagenetic processes as, micritization, cimentation, dissolution, compaction, dolomitization and recrystallization occurred during the eo- and mesodiagenesis phases. Vertical facies analysis suggests shallowing upward cycles stacked in a sequence progressively deeper towards the top (from the Quissamã Formation to the Outeiro Formation). As rochas carbonáticas do Grupo Macaé (Albiano) representam a sedimentação carbonática relacionada ao início da fase drifte na Bacia de Campos. Discutem-se aqui aspectos deposicionais, diagenéticos e estratigráficos das rochas carbonáticas do Grupo Macaé, englobando a porção superior da Formação Quissamã e a porção basal da Formação Outeiro. Análises macroscópicas em testemunhos e microscópicas utilizando-se lâminas delgadas permitiram o reconhecimento de onze fácies sedimentares - nove delas correspondentes à Formação Quissamã e duas à Formação Outeiro. Estas foram agrupadas em cinco associações de fácies, relacionadas às diferentes posições fisiográficas de uma plataforma carbonática. Os bancos carbonáticos estão relacionados à deposição de grainstonesoolíticos e grainstonesoncolíticos em profundidades rasas, acima do nível de base de ondas de tempo bom (NBTOB). Os baixios oncolíticos ou interbancos foram formados em águas menos agitadas e são caracterizadas pela deposição de packstonespeloidais bioclásticos e wackestones,representativos da sedimentação em águas calmas Packstonesbioclásticos e wackestone/packstonesoolíticos representam depósitos alóctones relacionados ao início do afogamento regional da plataforma que ocorre na porção superior da Formação Quissamã. Wackestonescom pitonelídeos e wackestonesbioclásticos com glauconita são aqui relacionados a depósitos de água profunda, característicos da Formação Outeiro. As feições pós-deposicionais revelaram a atuação de processos diagenéticos de micritização, cimentação, dissolução, compactação, dolomitização e recristalização, ocorridos nas fases eo- e mesodiagenética. A análise da sucessão vertical das fácies indica a presença de diversos ciclos de raseamento ascendente, empilhados com uma tendência retrogradacional da sequência em direção ao topo (passagem da Fm. Quissamã para Fm. Outeiro).

Made available in DSpace on 2015-07-13T12:10:08Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2014-10-17. Added 1 bitstream(s) on 2015-07-13T12:25:44Z : No. of bitstreams: 1 000831076.pdf: 3456145 bytes, checksum: 4e2c8dea5dfcc79acc523e0e5c2de20d (MD5) SCTC/CARMOD Alguns dos depósitos carbonáticos do Grupo Macaé (Albiano), sobretudo na Formação Quissamã, correspondem a importantes reservatórios na Bacia de Campos. O problema fundamental na modelagem de reservatórios de hidrocarbonetos é a caracterização das heterogeneidades petrofísicas, as quais estão intimamente relacionadas à variabilidade temporal e espacial das propriedades sedimentológicas (modelo deposicional). Modelos anteriormente propostos para estas rochas mostram as fácies presentes e a variação lateral entre elas. No entanto, não detalham os processos deposicionais formadores destas fácies. Este trabalho tem como objetivo construir um modelo deposicional para os carbonatos do Grupo Macaé - englobando o intervalo superior da Fm. Quissamã e porção basal da Fm. Outeiro, em um total de cerca de 200 a 400 metros de espessura - em um campo petrolífero (área de 32km2) a sudoeste da Bacia de Campos. Os tipos de fácies e as associações de fácies (AF) foram definidos a partir da análise macroscópica de 320 metros de testemunhos, com auxílio da análise microscópica. A análise das 237 lâminas delgadas também possibilitou reconhecer a história diagenética das rochas estudadas. Foram geradas fácies a partir de perfis geofísicos (eletrofácies) pelo método de redes neurais segundo as aprendizagens supervisionada e não-supervisionada em 28 poços - de testemunhagem mais contínua, menos contínua e sem testemunhos. A partir do empilhamento das fácies definido nos testemunhos, foram interpretados ciclos em três diferentes hierarquias: alta, média e baixa frequência. Reconheceram-se onze fácies sedimentares: (A) grainstone oolítico, (B) grainstone oncolítico, (C) grainstone oncolítico peloidal, (D) packstone oncolítico bioclástico, (E) packstone peloidal bioclástico, (F) packstone bioclástico, (G) packstone/wackestone oolítico, (H) wackestone, (I) wackestone a pitonelídeos, (J) wackestone... Carbonate rocks from the Macaé Group (Albian), particularly the Quissamã Formation, are important reservoirs of the Campos Basin. A fundamental problem related to modelling of hydrocarbon reservoirs is the characterization of petrophysical heterogeneties, which is closely related to temporal and spatial variability of sedimentological properties (i.e., depositional model). Geological models previously presented for Macaé Group rocks show facies and their lateral variation. On the other hand, those models lack information about depositional processes of these facies. This work presents depositional model for Macaé Group carbonates including the upper part of the Quissamã Formation and the lower part of the Outeiro Formation. The studied interval comprises a 200-400m thick section within an oil field located in southwest portion of the Campos Basin. Facies and facies associations (FA) were defined by macroscopic analyses of rocks (320m cores), supported by microscopic analyses. Electrofacies were created by supervised and unsupervised approaches in 28 wells. Distinct sedimentary cycles with three diferent scales (high, medium, low) were interpreted based on the vertical facies sucession. Eleven sedimentary facies were recognized: A) oolitic grainstone, (B) oncolitic grainstone, (C) oncolitic peloidal grainstone, (D) oncolitic bioclastic packstone, (E) peloidal bioclastic packstone, (F) bioclastic packstone, (G) oolitic packstone/wackestone, (H) wackestone, (I) pithonellids wackestone, (J) bioclastic wackestone with glauconite e (K) dolomite. Facies A to H represent rocks of the Quissamã Formation whereas facies I and J represent rocks of the Outeiro Formation. Facies association A+B (FA1) is related to deposition in shallow depths, above the fair weather wave base (FWWB). Facies C and D (FA2) were formed in waters slightly weaker or more sporadic than FA1, close to the FWWB. Facies association E+H (FA3) is related to calm waters... SCTC/CARMOD: 2012/00174-6