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Abstract Seismic data, borehole image logs, and conventional well logs were used to investigate the distribution and characteristics of paleokarst features in the Aptian carbonates of the Barra Velha Formation in a pilot area of the Santos Basin, Brazil. Multiple seismic attributes were used to enhance details on the seismic data and highlight key seismic parameters including strata deformation and geometry, continuity of seismic events, and fault patterns. The study found that karst structures are controlled by faults and fractures along structural highs, which served as a conduit for the flow of dynamic fluids that dissolved the carbonate materials. Several closed, circular depressions and bright spots identified in the northeastern portion of the study area represent possible sinkhole structures. Epigenic and hypogenic processes due to the action of meteoric water, hydrothermal activity, and intra-formation acidity along regional unconformities in the Barremian-Aptian may have been responsible for the dissolution. Limitations of this study are related to the difficulty of integrating multiple datasets with various scales. However, the higher confidence for the occurrence of the karst features is provided by borehole images at the sub-seismic scale. The findings of this study hold significant relevance for the strategic planning of energy development and carbon sequestration initiatives in the Brazilian continental margins, thereby aiding in informed decision-making.

As coquinas da Formação Morro do Chaves são consideradas rochas análogas aos reservatórios da fase rifte do pré-sal nas bacias de Campos e Santos, são compostas principalmente por conchas e fragmentos de bivalves revelando uma grande variedade da biofábrica e do sistema poroso que possibilita o uso da tafonomia para relacionar o ambiente deposicional dessas rochas com as características de porosidade. Os principais atributos tafonômicos abordados nesse trabalho são: orientação das valvas; empacotamento das conchas; granulometria e seleção; e grau de fragmentação, abrasão e arredondamento. A interpretação dos dados teve como objetivo agrupar as amostras com relação às diferentes características tafonômicas e a porosidade, tendo como ferramenta auxiliar o método de redes neurais artificias (Self-Organization Map — SOM). A análise dos dados resultou em três agrupamentos: A1 com altos valores de porosidade (entre 11 e 23%), cujas características tafonômicas revelam ambientes de alta energia; A2 com valores intermediários de porosidade (entre 7 e 15%), cujas características tafonômicas indicam um ambiente de transição entre alta e baixa energia; por fim, o grupo A3 com menores valores de porosidade (entre 0 e 7%), cuja tafonomia indica ambientes de baixa energia. Como resultado final, as características tafonômicas revelam a energia do ambiente deposicional e é possível associar ambientes de alta energia com as altas porosidades para as coquinas da Formação Morro do Chaves.