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The mud rocks from Corumbatai Formation, Neopermian unity of Parana Basin, are at the moment, the principal font of raw material for floor tiles industries in Brazil. In this paper we are applied the lithofacies concept, mineralogical and chemical composition data and ceramic characteristics for define exploration places. It was identify five lithofacies (Massive, Laminated, Intercalated I, Intercalated II and Alterated) all they grouped in two associations (sandy siltstone and argillaceous silstone). The data was plotted in map 1:50,000 scale. This method permits get a best control on raw material, consequently better quality and chipper. It was important the statistical method application (Tendency Surface Analysis) for define the probable areas for future exploration.

This paper discusses the methodological approach used in the inventory and evaluation of geosites in the Rio Claro region, one of the first studies on this topic in the state of Sao Paulo. This region is characterized by a rich geodiversity, including relevant geosites with speleological, stratigraphical, geomorphological, palaeoenvironmental, paleontological and sedimentological content. The absence of a proposal for a systematic inventory of geological heritage at state or national level, considering the geological history of the area studied, made it difficult to inventory and evaluate the geosites. The methodology used in this study, already applied in European countries, was adapted for the study area and identified eleven geosites with great scientific value and broad potential use. Four out of the eleven geosites are in accordance with the UNESCO proposal for conservation of the world natural heritage and can be included in national and international inventories. Therefore, the first steps toward the development of a strategy for the conservation of the geological heritage of the study area are presented in this paper. These steps are very important since this area is currently under threat and public policies are needed for its better management.

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:32:21Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2003-05-08Bitstream added on 2014-06-13T19:42:56Z : No. of bitstreams: 1 batezelli_a_dr_rcla.pdf: 12933104 bytes, checksum: 976644fcc485a872a85fb7ba7d6e3588 (MD5) Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP) A Bacia Bauru, entidade geotectônica gerada durante o Cretáceo Superior na porção sudeste da Placa Sul-americana, tem sido alvo de inúmeras pesquisas desde o final do Século XIX. No Triângulo Mineiro os estudos se concentram principalmente nos arredores de Uberaba, devido às descobertas fossilíferas e de depósitos de calcário, economicamente explorados. A partir de dados recentes de superfície e subsuperfície, foi desenvolvida uma análise de bacia integrada para as unidades do Grupo Bauru na região do Triângulo Mineiro, estendendo-se sua correlação às áreas adjacentes. Essa análise permitiu elaborar um modelo de evolução paleogeográfica constituído por 5 ambientes deposicionais em um trato de sistema aluvial/lacustre. A sedimentação ocorreu a partir de fluxos aluviais advindos principalmente de norte/nordeste, em direção a um nível de base lacustre, hoje balizado pelas cidades de Gurinhatã, Limeira D'Oeste e Prata em Minas Gerais, e que se estendia à porção centro-oeste do estado de São Paulo. Dados petrográficos, paleontológicos e paleomagnéticos indicam que a sedimentação na porção nordeste da Bacia Bauru ocorreu entre 80 e 65 Ma (Campaniano - Maastrichtiano). Cessada a sedimentação cretácea, a região do Triângulo Mineiro passou por um intenso processo de reestruturação tectônica que resultou na formação de várias depressões onde encontram-se preservadas as rochas do Grupo Bauru. The Bauru Basin, an Upper Cretaceous sedimentary basin in the southeastern South American Plate, has been studied since the end 19th Century. In the Triângulo Mineiro region the investigations were concentrated mainly near the city of Uberaba, due to the large fossil and limestone deposits economically explored there. Based on recent surface and subsurface data an integrated basin analysis of the Bauru Group was developed in the Triângulo Mineiro region and extending to the neighbouring areas. This analysis permitted the construction of a paleogeographic evolution model, based on five depositional environments that composed an alluviall/lacustrine sytems tract. The alluvial sedimentation entered the basin towards the lacustrine base level (Gurinhatã, Limeira D'Oeste, Prata and western São Paulo region) from the northern/northeastern catchment area (Alto Paranaíba Uplift). Petrographic, paleontological and paleomagnetic data indicate that this depositional process occurred between 80 to 65 My ago (Companian - Maastrichtian). After cretaceous sedimentation ended, the Triângulo Mineiro region was modified by Tertiary tectonic events, which resulted in the formation of various depressions, where remnants of the Bauru Group are preserved.

RESUMO: Solos e paleossolos refletem complexa inter-relação entre sedimentação, erosão e não-deposição. A análise dos constituintes mineralógicos de paleossolos é fundamental para a reconstituição dos fatores, processos e ambientes no qual esses se formaram. O reconhecimento de determinadas assembléias mineralógicas podem revelar as condições ambientais durante a pedogênese e através da análise quantitativa se torna possível constatar variação vertical ao longo dos perfis de paleossolos, identificando horizontes com maior concentração mineral ou lixiviação, apontando indiretamente processos ambientais que dominavam no decorrer da evolução pedogenética. O objetivo desse trabalho foi discutir o significado das fases minerais e sua quantificação na evolução ambiental e no grau de desenvolvimento dos paleossolos da Formação Marília, Maastrichtiano da Bacia Bauru. Foram descritas três seções (A1, A2, A3) da Formação Marília. A mineralogia foi determinada através da difratometria de raios-x e para a quantificação mineral foi utilizado o método de refinamento Rietveld. Os calcretes da Formação Marília são predominantemente pedogênico, com minerais autigênicos em sua maioria. A variação do teor de quartzo, calcita, paligorskita e esmectita, a micromorfologia e a diversidade de horizontes subsuperficiais (Bkm, Btkm, Bt) demonstraram que os paleossolos se desenvolveram em condições gerais semiáridas, com episódios de maiores taxas de precipitação, umidade, lixiviação e dessilicação.

The influence of post-burial geological processes on preserving pedogenic properties has great importance in identifying ancient paleosols both in the field and in a laboratory. However there are not many publications that focus on characterizing paleosol diagenesis. As temperature and pressure progressively increase, evidence of pedogenesis is modified and destroyed, hindering paleoenvironment characterization and interpretation. This paper discusses diagenetic evidence and its relation to strictly pedogenic features, like structure, cements, nodules, and neoformation of clay minerals using the carbonate paleosols of the Marilia Formation in the upper unit of the Bauru Basin as a case study. Despite the long geotectonic and thermal history of the Marilia Fomation, paleosols bring us pedogenic evidence that can undergo micromorphological analyses, such as cementation, clay illuviation, bioturbation, and ped structures. The results of analyses in 25 paleopedogenic horizons indicate that the paleotopographic features were responsible for distribution of the diagenetic processes and preservation of the paleosol properties. The maturity of those paleosols controls lithification. In mature paleosols that developed in more stable portions of the landscape, characteristics such as carbonate cementation and development of pedogenic structures are the main factors that inhibit diagenesis. However diagenetic processes that influence poorly-developed paleosols are controlled by depositional characteristics and by changes in the water table, enabling more advanced diagenetic processes, compared to mature paleosols.

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

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

Orientadores: Alessandro Batezelli, Leidy Alexandra Delgado Blanco Dissertação (mestrado)-– Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Os reservatórios carbonáticos correspondem a cerca de 60% das reservas mundiais de hidrocarbonetos, representando um ativo importante para a indústria de petróleo e gás para os países nos quais a economia depende desses recursos naturais. Os carbonatos sofrem processos pós-deposicionais que resultam em alterações de suas propriedades tornando-os heterogêneos. Alterações como dissolução, recristalização ou precipitação alteram a produtividade e o fluxo. Desta maneira, a modelagem tridimensional de reservatórios carbonáticos desde a exploração até os processos de recuperação de óleo aprimorada é um desafio tanto para a Geociências quanto para a Engenharia de Reservatórios. A presente pesquisa pretende caracterizar litologicamente três reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro, suas propriedades petrofísicas e sua relação com unidades de fluxo. Modelos litológicos e auxiliam na determinação da viabilidade econômica de próximos projetos de exploração de hidrocarbonetos nos campos de Berbigão, Sururu, Atapu e outros locais do Pré-sal brasileiro. A geração de um modelo de eletrofácies multi-1D utilizando vários poços permite entender a estratigráfica do reservatório, considerando os perfis elétricos interpretados e as fotos de lâminas delgadas obtidas na área de interesse. Atualmente, a implementação de algoritmos de aprendizado de máquina tem gerado resultados muito mais precisos na predição dos tipos de rochas que podem ser encontradas em reservatórios carbonáticos, que tende a ser um processo difícil devido a mudanças diagenéticas e alterações geológicas presentes nas diferentes camadas de rochas. Propriedades petrofísicas como porosidade, permeabilidade e saturações de água e óleo caracterizam e determinam as áreas mais propícias ao fluxo de fluídos. Portanto, a relação entre as diferentes eletrofácies, as propriedades petrofísicas presentes nas petrofácies modeladas através de algoritmos de aprendizagem de máquina para e suas relações com as diferentes unidades de fluxo, adicionalmente seu comportamento em um modelo tridimensional, fornecem uma ferramenta adicional mais precisa na caracterização de pesquisas petrolíferas atuais e futuras nos campos do Pré-sal brasileiro e reservatórios carbonáticos em geral Abstract: Carbonate reservoirs correspond to approximately 60% of the world's hydrocarbon reserves and represent an important asset for the world's oil and gas industry especially in countries whose their economic incomes depend on these natural resources. Carbonates undergo post-depositional processes that result in changes in their properties that make them heterogeneous. Changes such as dissolution, recrystallization or precipitation modify the productivity and flow in these reservoirs. Therefore, the three-dimensional modeling of carbonate reservoirs involved at various levels of the industrial chain processes from exploration to enhanced recovery processes. This research aims to characterize three carbonate reservoirs of the Brazilian pre-salt, their petrophysical properties and their relationship with flow units. Lithological and petrophysical models can be generated to aid characterizing the economic viability of upcoming hydrocarbon exploration projects in the Berbigão, Sururu, Atapu fields and other Brazilian pre-salt locations. The generation of a multi-1D electrofacies model using several wells allows understanding stratigraphy of the reservoir, considering the interpreted electrical profiles and the thin sections taken in area of interest. Currently, the implementation of machine learning algorithms has given exactly accurate results in predicting the types of rocks that can be found in carbonate reservoirs. Petrophysical properties such as porosity, permeability and water and oil saturations characterize and determine the areas with the best flow units. Therefore, the relationship between the different lithologies existing in the electrofacies and the petrophysical properties present in the petrofacies modeled through machine learning algorithms, their relationships with the different flow units and their behavior in a three-dimensional model representing spatially reservoir volume, providing an additional tool in characterizing current and future oil research in Brazilian pre-salt fields and general carbonate reservoirs Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestre em Geociências CAPES 88887.487124/2020-00

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

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

Orientador: Francisco Sergio Bernardes Ladeira Tese (doutorado) ¿ Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: A partir da existência da associação entre perfis de alteração e superfícies geomórficas elevadas, pode-se efetivamente indicar momentos muito específicos do quadro evolutivo geomorfológico, momentos significativos de estabilidade. Neste trabalho se buscará, através da proposta de identificar e caracterizar materiais lateríticos presentes nas porções mais elevadas da topografia comprovando sua concordância e relação com as superfícies geomórficas mais elevadas da área que envolve o sudoeste de Minas Gerais e nordeste de São Paulo, mais precisamente entre as coordenadas 46°30¿ a 47°20¿ W e 20°00¿ a 21º00¿ S. Para executar tal proposta, foram feitos trabalhos de mapeamento, análises micromorfológicas, espectrometria de fluorescência e difração de raios-X em amostras destes materiais que permitiram a caracterização de perfis selecionados. Posteriormente foi aplicada a técnica de Termocronologia por Traço de Fissão (TTF), nos minerais de apatita encontrados na porção que remete ao embasamento cristalino com o intuito de conferir a história térmica geológica da amostra e por fim obter a idéia de evolução geomorfológica de longa duração Abstract: From the existence of the association between change profiles and high geomorphical surfaces can be very effectively indicate specific times of rolling geomorphological above, significant moments stability. This paper will seek, through the proposal to identify and characterize lateritic materials present in the higher topography portions confirming its agreement and relationship with the highest geomorphic surface area surrounding the southwest of Minas Gerais and northeast of Sao Paulo, more precisely between the coordinates 46 ° 30 '47 ° 20' W and 20 ° 00 'to 21º00' S. To accomplish such a proposal was made mapping work, micromorphological analysis, fluorescence spectroscopy and X-ray diffraction of samples of these materials allowed the characterization of selected profiles. It was later applied to Thermochronology technique of trace Fission (TTF), apatite minerals in found in the portion refer to the crystalline base with the aim of improving the geological thermal history of the sample, and finally getting the idea of geomorphology development of long term Doutorado Análise Ambiental e Dinâmica Territorial Doutora em Geografia FAPESP 2010/17423-3

Orientador: Fresia Soledad Ricardi Torres Branco Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Neste estudo se analisou a composição taxonômica e as características fisionômicas do material foliar de sete amostras de serapilheira da floresta ripária da Estação Ecológica de Mogi Guaçú, Nordeste do estado de São Paulo, assim como de cinco acumulações de macro-restos vegetais que se encontram ao longo de rios meandrantes do Nordeste, Leste e litoral Sul do estado de São Paulo, com a finalidade de se obter novas pautas para a análise e interpretação das associações fósseis de angiospermas. Também se analisou a relação entre a proporção de espécies sem dentes de uma flora e a temperatura média anual (TMA) de um conjunto de 121 localidades da América do Sul, com o objetivo de se obter uma nova equação baseada na Análise da Margem Foliar para a região. Ao analisar o material foliar das amostras de serapilheira observamos que a relação entre o número de espécies e de folhas/folíolos, assim como a composição florística, depende da localidade, do habitat e da dispersão produzida pelo vento. Deste material foliar 60-95% pertence a 2-3 espécies arbóreas. A maior parte das espécies identificadas pertence às famílias Bignoniaceae, Euphorbiaceae, Fabaceae, Myrtaceae e Sapindaceae. Das espécies identificadas 55-70% são arbóreas e o 20-40% restante são trepadeiras, as quais representam 8-35% da riqueza total de espécies arbóreas e 5-32% da riqueza total de espécies de trepadeiras da área. As principais características fisionômicas do material foliar nos permitiram estimar a TMA e a precipitação média anual (PMA). Os valores da TMA obtidos subestimaram o valor real em 0.8-1.8 °C e o superestimaram em 1.5-4.8 °C, e os valores da PMA obtidos subestimaram o valor real em 11-188 mm e o superestimaram em 44-83 mm. As acumulações de macro-restos vegetais estudadas podem ser consideradas um registro de alta resolução de El Niño. O material foliar que está presente nestas acumulações depende da localidade, do habitat, e do transporte produzido pelo vento e pela água. Deste material foliar 70-85% pertence a 2-3 espécies arbóreas. A maior parte das espécies identificadas pertence às famílias Bignoniaceae, Fabaceae e Sapindaceae. Das espécies identificadas 70% são arbóreas e o 30% restante são trepadeiras, as quais representam 25-35% da riqueza total de espécies arbóreas e 23-32% da riqueza total de espécies de trepadeiras da área. As principais características fisionômicas deste material foliar permitiram estimar a TMA e a PMA para o momento de sua deposição. Os valores da TMA obtidos subestimaram o valor real em 0.5-1.3 °C e o superestimaram em 2.2 °C, e os valores da PMA obtidos subestimaram o valor real em 332-1070 mm. A análise da relação entre a proporção de espécies sem dentes e a TMA de um conjunto de 121 localidades da América do Sul nos permitiu gerar uma nova equação de regressão linear, baseada na Análise da Margem Foliar, mais apta para a reconstrução da TMA de floras fósseis cenozoicas da região Abstract: In this study, we analyzed the taxonomic composition and physiognomic features of the leaf material of seven samples of leaf litter of the riparian forest of Mogi Guaçu Ecological Station, Northeastern of the Sao Paulo State, Brazil, as well as five accumulations of plant macroremains that are found along meandering rivers of the Northeastern, Eastern and the South coastline of Sao Paulo State, with the purpose of obtaining new guidelines for the analysis and interpretation of the fossil associations angiosperms. We also analyzed the relationship in between the proportion of the untoothed species of a flora and the mean annual temperature (MAT) of a dataset of 121 localities the South America, in attempt to establishing a new equation based on the Leaf Margin Analysis for the whole region. When analyzing the foliar material from the leaf litter, we observed that the relationship in between the number of species and the number of leaves/leaflets, as well as the floristic composition, depends on the locality, habitat and wind-induced dispersion. The 60-95% of these leaf material belongs to 2-3 tree species. Most of the identified species belongs to the Bignoniaceae, Euphorbiaceae, Fabaceae, Myrtaceae and Sapindaceae families. The 55-70% of the identified species are from trees and the remaining 20-40% are climbing species. These species represent a 8-35% of all tree species richness and a 5-32% of all climbing species richness of the área. The main physiognomic features of the leaf material allowed us to estimate the MAT and the mean annual precipitation (MAP). The obtained MAT values underestimated the real value in 0.8-1.8 °C and overestimated in 1.5-4.8 °C, and the obtained MAP values underestimated the real value in 11-188 mm and overestimated in 44-83 mm. The accumulations of plant macroremains studied can be considered a high-resolution record of the El Niño. The leaf material that is present in these accumulations depends on the locality, habitat and transport produced by wind and water. The 70-85% of this leaf material belongs to 2-3 tree species. Most of them are identified as part of the Bignoniaceae, Fabaceae and Sapindaceae families. The 70% of the identified species are from tree and the remaining 30% are climbing species. These species represent a 25-35% of all tree species richness and a 23-32% of all climbing species richness of the área. The main physiognomic features of the leaf material allowed estimation of the MAT and MAP at the moment of deposition. The obtained AMT values underestimated the real value in 0.5-1.3 °C and overestimated the real value in 2.2 °C, and the obtained values of MAP underestimated the real value in 332-1070mm. The relationship analysis in between the proportion of the untoothed species and the MAT of a dataset of 121 localities the South America allowed us to create a new linear regression equation based on the Leaf Margin Analysis, more robust to reconstruct the MAT of Cenozoic fossil flora of the region Doutorado Geologia e Recursos Naturais Doutor em Ciências CAPES FAPESP 2010/20379-6, 2013/22729-2 FAEPEX

Orientador: Francisco Sérgio Bernardes Ladeira Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: As planícies fluviais são feições deposicionais do vale de um canal associadas a um regime climático ou hidrológico particular da bacia de drenagem, nesse sentido, os sedimentos são temporariamente armazenados e processos de agradação ou degradação serão responsáveis pela dinâmica nestes compartimentos. Em função dessa dinâmica, sobretudo no clima tropical úmido, os depósitos fluviais são rapidamente alterados quimicamente e horizontes pedológicos poderão evoluir, reunindo ali uma série de nutrientes e elementos químicos responsáveis pela ocupação de uma vegetação típica, em às condições climáticas, sedimentares, hidrológicas e pedológicas regionais. Nessas unidades geomorfológicas ocorre uma alta diversidade de habitats terrestres, transicionais e aquáticos em diferentes estágios de evolução, o sistema rio-planície fluvial traz um alto grau de heterogeneidade de processos físicos, químicos e bióticos, portanto, tais áreas possuem enorme potencial ecológico e preservam importantes informações ambientais do passado. O objetivo deste trabalho foi interpretar tais informações no que toca a evolução da bacia do Rio Pardo, desde a sua nascente no estado de Minas Gerais até a sua foz junto ao Rio Grande, na divisa entre São Paulo e o triângulo mineiro. Preliminarmente, algumas características morfométricas foram levantadas com o objetivo de identificar indícios de ajustamentos recentes na bacia que tenham influenciado a dinâmica do canal, analisando espacialmente a distribuição de anomalias de drenagem, perfis longitudinais, lineamentos estruturais e falhas. De posse dessas informações partiu-se para a análise de 14 perfis de solo selecionados ao longo da planície fluvial do Rio Pardo e afluentes, onde 7 foram estudados quanto às suas características químicas, granulométricas e micromorfológicas, associando-as aos ambientes de sedimentação e aos principais processos de intemperismo, incluindo datações por 14C e Luminescência Ópticamente Estimulada (LOE). Os resultados mostraram que os processos de intemperismo são bastante significativos mesmo em ambientes onde a pedogênese pode ser ocasionalmente interrompida por depósitos fluviais. As análises mostraram que muitos destes processos de alteração estão ainda em curso, na micromorfologia observou-se em alguns perfis zonas de alteração de Biotitas/Muscovitas para argilominerais. Na macromorfologia observou-se que em determinadas situações a pedogênese foi capaz inclusive de gerar horizontes Bt, pouco comuns em áreas de drenagem pouco eficiente, como são as planícies fluviais, por esse motivo foi essencial a utilização da metodologia de fácies sedimentares, pois através dela foi possível identificar através da arquitetura do depósito qual a sua posição relativa dentro da planície, que poderia favorecer ou não os processos de alteração química. Observou-se também que há registros de climas mais frios e secos na bacia no período entre 35.000 e 17.000 anos, que se mantiveram até o último máximo glacial (? 17.000 AP). No Holoceno Médio (6000 a 3845 anos A.P) o clima passou a um estágio mais quente e úmido que o atual, com predomínio das gramíneas, mas com aumento de fitólitos de Palmeiras, assim como empobrecimento isotópico de 13C. No Holoceno Superior o clima passou a ser tipicamente quente e úmido, com maior participação de morfotipos de árvore e arbustos e também das Palmeiras, indicando uma vegetação mais próxima aos cerrados que hoje ocupam a porção mais à jusante da bacia Abstract: Floodplains are depositional features of a channel valley conected to a specific climatic or hidrologic condition of the drainage basin, in this sense, sediments are temporarily stored and agradation or degradation processes will be responsible for the dynamics of these units. As a function of this dynamics, mostly in humid tropics, floodplain deposits are fastly chemically weathered and soil horizons could evolve, yielding nutrients and chemicall elements responsible for the ocupation of a typical vegetation, as an answer of climatic, sedimentary, hidrologic and pedologic conditions. These geomorphologic units have a high diversity of terrestrial, transitional and aquatic habitats in different stages of evolution, the river-floodplain system brings high degree heterogeneity of physical, chemical and biotic processes, therefore, such areas have an important ecological potential and are able to preserve data from past environments. The aim of this work was to understand such informations about the evolution of Pardo River basin, from its headwaters in Minas Gerais state to the mouth, at Grande River, at the borders of São Paulo state and "triângulo mineiro". Preliminarily, some morphometric features were carried out in order to identify evidences of recent adjustments in the basins that changed channel dynamics, particularly the drainage anomalies distribution, longitudinal profiles, structural lineaments and faults. Regarding these basic informations, 14 soil profiles were selected in the floodplains of Pardo river and their affluents, where 7 were studied regarding chemical, grain size and micromorphology features, associating them to the architecture of sedimentation and to weathering processes, including 14C and OSL (Optically stimulated luminescence) datings. The results showed that weathering processes are very significant even tough in situations where pedogenesis could be ocasionaly interrupted by floodplain deposits. Most of these processes are still running, micromorphology analysis has revealed transformation of Biotite/Muscovite into clay minerals in several profiles. Macromorphology has revealed that in some situations the soil forming processes were able to generate Bt horizons, unusual in poorly drained areas such as floodplains, for that reason the sedimentary facies method used was essential, only by using it we could identify the deposit architecture and its relative position on floodplain, which could support or not chemical weathering processes. Records of climates colder and drier than today were identified between 35000 and 17000 years BP, situation kept until the last glacial maximum (? 17000 BP). In the Middle Holocene (6000 a 3845 years BP) climate changed to a warmer and wetter than today condition, where grass phytoliths prevailed despite an increase of palms as well as an impoverishment of 13C signal. In Upper Holocene the climate changed to a typical warm and humid tropical condition, with higher participation of trees, schrubs and palms phytoliths, which indicated a vegetation closer to the savannas that are spread today mostly on upper parts of the basin Doutorado Análise Ambiental e Dinâmica Territorial Doutor em Geografia FAPESP 2011/00261-3

Orientador: Carlos Roberto de Souza Filho Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Os reservatórios de petróleo são insuficientemente selados, permitindo escapes de fluidos que atingem a superfície e formam exsudações. As exsudações de hidrocarbonetos (HCs) gasosos são, muitas vezes, visualmente imperceptíveis. Porém, alteram o pH e o Eh do meio, favorecem a transformação de fases minerais (causando anomalias mineralógicas e geofísicas) e induzem estresse na vegetação. Dados e técnicas de processamento espectral são úteis para mapear tais alterações e auxiliar na descoberta de novas acumulações de petróleo. O objetivo desta pesquisa foi investigar alterações dessa natureza nas bacias continentais brasileiras, considerando cenários desenvolvidos sob diferentes regimes climáticos e contextos geológicos distintos. As regiões do Diápiro do Cinzento/BA e do Remanso do Fogo/MG, onde são registradas exsudações naturais de óleo e gás, respectivamente, foram selecionadas como estudos de caso. Essas áreas estão situadas nas bacias sedimentares do Recôncavo/BA e do São Francisco/MG. A Bacia do Recôncavo é a segunda bacia terrestre brasileira em volume de produção de petróleo. Apesar de seu elevado número de campos em produção, ainda conta com diversos trabalhos exploratórios para a descoberta de novos plays. A Bacia do São Francisco, por sua vez, encontra-se em fase de exploração e diversos poços recentemente perfurados mostraram indícios da existência de gás. Dados de gasometria de solos, dados radiométricos aéreos e terrestres, dados de espectroscopia de refletância de solos, rochas e vegetação, dados de difração de raios-X e imagens multiespectrais dos sensores ASTER e RapidEye e hiperespectrais do sensor ProSpecTIR-VS foram utilizados para mapear essas exsudações. Como resultado da análise da composição mineralógica dos solos do Remanso do Fogo, foi possível identificar as microexsudações com base na variação da profundidade das bandas de absorção da caulinita e dos óxidos/hidróxidos de ferro. Anomalias na vegetação foram mapeadas a partir das imagens ASTER e ProSpecTIR-VS. Os dados radiométricos terrestres indicam perda de potássio e enriquecimento em urânio nas áreas próximas às microexsudações. No Diápiro do Cinzento, a degradação do HC gerou um ambiente ácido e rico em sulfato, proporcionando a formação da assembléia jarosita-pirita-goetita - minerais identificados a partir de dados de espectroscopia de reflectância e de difração de raios-X. Nas porções mais distais da zona de exsudação, a hematita e a goetita são as fases mais estáveis. As imagens multiespectrais do RapidEye foram eficazes no mapeamento dos minerais relacionados à esses ambientes com pH distintos no Diápiro. Dentre as principais contribuições desta pesquisa, destaca-se o avanço no conhecimento das alterações mineralógicas induzidas pelas exsudações de HCs líquidos e gasosos em bacias sedimentares brasileiras submetidas a diferentes regimes tectônicos, condicionantes das exsudações. Adicionalmente, demonstrou-se a importância da utilização de dados adquiridos sob diferentes resoluções espaciais e espectrais no mapeamento do fenômeno que, conforme ficou demonstrado, ocorre de forma restrita, enquanto seeps individuais. O conjunto dos resultados da pesquisa revelou novos parâmetros exploratórios que podem ser testados e utilizados para a prospecção petrolífera em território nacional Abstract: Petroleum reservoirs are not entirely sealed, thus allowing leaks of lighter hydrocarbons (HC) to reach the surface and form microseepages. Gas microseeps are usually undetectable by the naked eye. However, the HC biodegradation changes the pH and Eh of the environment, induces alterations in geological materials (resulting in mineralogical and geophysical anomalies) and causes stress in vegetation. Remote sensing and radiometric data are potentially useful to identify these alterations and to discover new petroleum plays. The goal of this research was to investigate the mineralogical changes induced by oil and gas seeps in Brazilian sedimentary basins under different climatic conditions and geological settings. The Diápiro do Cinzento (Bahia (BA) State) and Remanso do Fogo (Minas Gerais (MG) State) are considered archetype areas in Brazil for oil and gas seeps research, respectively. These areas are located in the Recôncavo (BA) and São Francisco (MG) sedimentary basins. The Recôncavo basin hosts the second largest oil producing fields among onshore basins in Brazil. Despite the large number of productive brownfields, the basin is still the focus of exploration activities. In contrast, the São Francisco Basin is yet in the exploration stage. Several wells recently drilled in greenfields in the basin showed evidences of gas. Gasometric data, airborne and terrestrial radiometric data, reflectance spectroscopy data of soils, rocks and vegetation, X-ray diffraction data, ASTER and RapidEye multispectral imagery and ProspecTIR-VS hyperspectral imagery were employed in the research. Continuum-removed VNIR and SWIR spectra of soils in the Remanso do Fogo area were used to vectorize the location of microseeps based on the absorption bands of kaolinite and iron oxides/hydroxides. Vegetation stress was mapped using both ASTER multispectral and ProSpecTIR-VS hyperspectral data. Ground gammaspectrometric data collected around proven microseeps show loss of potassium and enrichment of uranium, as verified in several sites. In the Diápiro do Cinzento, the mineralogical assemblage of jarosite-pyrite-goethite is intrinsically related to hydrocarbon degradation. Such minerals, which indicate acidic and sulfate-rich conditions, were promptly detected by reflectance spectroscopy and X-ray diffraction. Far from the macroseepage zone, iron minerals such as hematite and goethite predominate. RapidEye multispectral images were effective for mapping these minerals remotely in the Diápiro do Cinzento, reflecting environments with different pH conditions. The main contribution of this research was to improve the knowledge of mineralogical changes induced by oil and gas hydrocarbon seeps in Brazilian sedimentary basins formed under different tectonic settings. Additionally, this research demonstrated the usefulness of remote sensing data yielded at various spectral and spatial resolutions to map the seepage phenomena. Evidences at multiple scales show that individual seeps can be more spatially restricted that previously envisaged and display specific mineralogical and geobotanic features in a small area. The overall results of the research offer new perspectives for petroleum exploration in Brazilian offshore basins Doutorado Geologia e Recursos Naturais Doutora em Ciências

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

Orientador: Francisco Sergio Bernardes Ladeira Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: A presente pesquisa tem como objetivo caracterizar os paleossolos da Formação Marília (Neocretáceo) no município de Campina Verde, região do Triângulo Mineiro, estado de Minas Gerais, e identificar as condições de formação durante a origem e desenvolvimento dos eventos pedogenéticos. A Formação Marília aflora em partes dos estados de São Paulo, Minas Gerais (região do Triângulo Mineiro), Mato Grosso do Sul e Goiás. É caracterizada por arenitos, conglomerados e argilitos/siltitos, com frequente ocorrência de calcretes e silcretes. Foi depositada sob uma associação de sistemas de leques aluviais de regimes torrenciais, fluviais e lacustres efêmeros, ou ainda, como um antigo sistema de lençóis de areia eólica. Foi realizado o reconhecimento dos paleossolos em três pontos distintos (Bastos 1, 2 e Capela), a partir das descrições macromorfológicas e análises laboratoriais (micromorfológicas, fluorescência de raios X, e difração por raios X). Conforme os resultados obtidos, dentificaram-se associações verticais entre paleossolos e depósitos sedimentares, os quais representam, respectivamente, períodos de estabilidade e instabilidade das superfícies. Em geral, ocorrem horizontes carbonáticos, comumente apresentando marcas de raízes e, pontualmente, associados à formação de calcretes e estruturas pedológicas, que evidenciam alto grau de desenvolvimento pedogenético. As estimativas de paleoprecipitação revelaram valores entre 308 mm/ano (horizonte calcretizado, Cca) e 1117 mm/ano (horizonte C/R). Constatou-se a predominância de palygorskita nos perfis de paleossolos, que é normalmente associada a ambientes secos e quentes, e especificamente no Bastos 1 (PP1), foi verificada presença de goethita, geralmente encontrada em solos altamente intemperizados, sob climas úmidos. Conclui-se que o clima semiárido prevaleceu durante a formação dos paleossolos e calcretes, com uma média de aproximadamente 530 mm anuais, marcado pela escassez, irregularidade e concentração das precipitações. O PP1 (Bastos 1) que registrou valores acima dos 1000 mm/ano sugerem condições de intenso intemperismo (CIA-K acima de 90), determinantes na remoção de bases por lixiviação, e que impediam a cimentação por carbonato de cálcio na matriz. Esses valores de paleoprecipitação não são decorrentes de fatores relativos à sazonalidade, mas estão associados a mudanças climáticas regionais, baseadas em ambientes com condições de maior umidade disponível Abstract: This present research aims to characterize the paleosols of Marília Formation (Bauru Group) in Campina Verde, region of Triângulo Mineiro, in Minas Gerais, and identify the formation conditions during the origin and development of pedogenetic events. The Marília Formation outcrops in parts of the states of São Paulo, Minas Gerais (Triângulo Mineiro), Mato Grosso do Sul e Goiás. It¿s characterized by sandstones, conglomerates and mudstones/siltstones with frequent occurrence of calcretes and silcretes. It was deposited under an association of alluvial fans from torrential regimes, ephemeral fluvial and lacustrine systems, or even as an ancient system of aeolian sand sheet. Recognition of paleosols was carried out at three different points (Bastos 1, 2 and Capela), from macromorphological descriptions and laboratory analyzes (micromorphological, X-ray fluorescence and X-ray diffraction). Accordingly to the results, vertical associations were identified between paleosols and sedimentary deposits, which represent periods of stability and instability of surfaces, respectively. In general, carbonate horizons occurs, usually showing traces of roots and occasionally associated with formation of calcretes and pedological structures, which show a high degree of pedogenetic development. Estimates of paleoprecipitation revealed values between 308 mm/year (calcretized horizon, Cca) and 1117 mm/year (horizon C/R). It was verified a predominance of palygorskite in paleosol profiles, which is normally associated with hot and dry conditions, and, specifically in Bastos 1 (PP1), was observed the presence of goethite, usually found in highly weathered soils in humid climates. We concluded that the semi-arid climate prevailed during the formation of paleosols and calcretes, with an average of about 530 mm annual, marked by scarcity, irregularities and concentrations of precipitations. The PP1 (Bastos 1) which recorded values above 1000 mm/year suggest intense weathering conditions (CIA-K above 90) which are determinant bases removal by leaching and preventing the calcium carbonate cementation in the matrix. These paleoprecipitation values are not due to factors related to seasonality, but are associated with regional climate change based in environment with conditions of higher moisture available Mestrado Análise Ambiental e Dinâmica Territorial Mestre em Geografia

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

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

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

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

Orientador: Francisco Sergio Bernardes Ladeira Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Os paleossolos com horizontes Bt que evoluíram sob condições paleoclimáticas áridas e semiáridas são geralmente poligenéticos, ou seja, formados mediante a sobreposição e/ou sucessão de processos pedogenéticos distintos. A maior parte dos autores que estudaram esses horizontes na Formação Marília atribuíram sua origem a períodos de maior umidade disponível no ambiente, embora em solos atuais de regiões áridas/semiáridas é evidente que o posicionamento na vertente e os atributos morfológicos possuem enorme influência na formação dos horizontes Bt. O objetivo deste trabalho é identificar os processos pedogenéticos que influenciaram na origem e desenvolvimento dos horizontes Bt na Formação Marília. Para esta proposta foram selecionados perfis de paleossolos da Formação Marília nos setores sudeste (estado de São Paulo), noroeste (estado de Goiás) e nordeste (estado de Minas Gerais) da Bacia Bauru. A metodologia empregada baseou-se em análises macromorfológicas realizadas em trabalho de campo e em coletar amostras deformadas (sem orientação) e indeformadas (orientadas) para análises químicas e micromorfológicas, respectivamente. As análises dos paleossolos permitiram verificar a formação de horizontes Bt submetidos a diferentes processos pedogenéticos, que podem tanto ter sido desencadeados simultaneamente, quanto como resultado de períodos distintos na evolução dos solos. Identificaram-se os processos pedogenéticos de iluviação, calcificação e gleização (redoximorfismo), no entanto não houve a interação entre estes processos em todos os perfis de paleossolos estudados. A ocorrência de processos poligenéticos (ou não) na formação dos horizontes Bt da Formação Marília foi definida da seguinte forma: (1) predomínio da iluviação de argila (Monte Alto, SP, perfil 1) baseado nos revestimentos de argila microlaminados e espessos, com orientação forte e contínua; (2) simultaneidade entre iluviação e calcificação (Echaporã, SP) devido às feições argílicas estarem preservadas em horizontes cimentados por carbonato de cálcio; (3) sucessão entre iluviação e gleização (Herculândia, SP) pelo fato da coexistência entre revestimentos de argila, mosqueados vermelhos, halos de oxidação, nódulos oxídicos e zonas de perda de Fe; (4) sucessão entre iluviação e calcificação (perfil 2 e 3 em Monte Alto, Botucatu e Garça, SP; Itajá e Quirinópolis, GO; e Campina Verde, MG) em função das feições argílicas estarem encobertas e/ou fraturadas pelo avanço da cimentação carbonática, os revestimentos de calcita associados as unidades estruturais, a cimentação intergranular incipiente, as bioturbações cimentadas por carbonato de cálcio e os padrões de distribuição c/f quito-gefúrica e enaúlica em transição com padrões porfíricos Abstract: The paleosols with Bt horizons that evolved under arid and semi-arid paleoclimatic conditions are generally polygenetic, which means that is formed by overlapping and/or succession of distinct pedogenetic processes. Most of the authors that studied these horizons in the Marília Formation attributed their origin to periods of higher humidity available in the environment, although in modern soils of arid/semi-arid regions it is evident that the positioning in the slope and the morphological attributes have enormous influence on the formation of Bt horizons. The objective of this work is to identify the pedogenetic processes that influenced the origin and development of Bt horizons in the Marília Formation. For this proposal, paleosols profiles of Marilia Formation occurring on the southeast edges (São Paulo state), northwest (Goiás state) and northeast (Minas Gerais state) of Bauru Basin. The methodology used was based on macromorphological analyzes carried out in field work and in collecting deformed samples (non-oriented) and undisturbed (oriented) for chemical and micromorphological analyzes, respectively. The paleosols analysis allowed to verify the formation of Bt horizons submitted to different pedogenetic processes in Bt horizons formation, which may both have been unleashed simultaneously and as a result of distinct periods in soil evolution. Pedogenic processes of illuviation, calcification and gleization (redoximorphism) were identified, however there was no interaction between these processes in all profiles studied. The polygenetic processes occurrence (or not) in Bt horizons formation of Marília Formation was defined as follows: (1) predominance of clay illuviation (Monte Alto, SP, profile 1) based on microlaminated and thick clay coatings, with strong and continuous orientation; (2) simultaneity between illuvial and carbonation (Echaporã, SP) due to argillic features are preserved in horizons cemented by calcium carbonate; (3) succession between illuviation and gleization (Herculândia, SP) due to the coexistence between clay coatings, red mottles, oxidation halos and Fe loss zones; (4) succession between illuviation and carbonation (Monte Alto, profile 2 and 3, Botucatu, Garça, SP; Itajá, Quirinópolis, GO; and Campina Verde, MG) due to argillic features being covered and/or fractured by the advancement of cementation carbonate, calcite coatings associated with structural units, incipient intergranular cementation, calcium carbonate cemented bioturbations, and quito-gefuric and enaulic c/f distribution patterns in transition with porphyric patterns Doutorado Análise Ambiental e Dinâmica Territorial Doutor em Geografia CAPES FAPESP 2015/17632-5

Orientador: Elson Paiva Oliveira Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: O Paleoproterozoico é um período geológico marcado por intensa atividade tectônica, em especial durante o Riaciano e o Orosiriano, quando diversos complexos de arcos magmáticos (continentais, transiocionais e oceânicos) e orógenos colisionais foram desenvolvidos. A formação do Cráton São Francisco, assim como de outros Crátons ao redor do mundo, a exemplo dos Crátons do Congo e Norte Chinês, ocorreu neste período. Concomitante ao desenvolvimento desses orógenos paleoproterozoicos, diversas bacias sedimentares foram desenvolvidas, tanto nas margens dos blocos tectônicos envolvidos nas orogêneses, quanto no interior dos próprios orógenos. Rochas sedimentares formadas nesses contextos tectônicos podem registrar importantes informações sobre a evolução geológica local e regional, de modo que estudos de proveniência baseado em idades U-Pb em zircão detrítico e geoquímica elementar é possível estimar: i-) intervalo de deposição dos sedimentar na bacia, ii-) ambiente tectônico em que a bacia se formou, iii-) características químicas das áreas fonte, e iv-) áreas fonte potenciais; e v-) quais blocos tectônicos participaram da orogênese. A porção nordeste do cráton São Francisco (CSF), Brasil, hospeda diversas sequências supracrustais associadas a faixas orogênicas desenvolvidas entre ~2,2-2,0 Ga. A maior parte dessas sequências hospeda rochas metassedimentares. Sob perspectiva tectônica, a região NE do CSF é tectonicamente configurada em três principais núcleos arqueanos, que foram retrabalhados no Paleoproterozoico, e que são conhecidos como: Blocos Gavião ( ~3,5-3,2 Ga), Serrinha ( ~3,2-2,9 Ga), e Jequié (~2,8-2,5 Ga). Os três Blocos foram amalgamados através do Orógeno Itabuna-Salvador-Curaçá (OISC) entre ~2.1-2.0 Ga. O Bloco Serrinha, considerado um superterreno, e hospeda duas sequências supracrustais formadas entre 2,23-2,1 Ga, e que contém rochas metassedimentares. As rochas metassedimentares são associadas ao Greenstone Belt do Rio Itapicuru (GBRI) e a sequência plutono-vulcano-sedimentar Rio Capim (RC). Juntos, GBRI e RC configuram o Complexo de Arco Capim-Itapicuru, um terreno acrescionário que colidiu com continente em ~2,11 Ga e posteriormente ambos colidiram com outra massa cratônica em 2,09-2,05 Ga, quando então se formou o cráton São Francisco-Congo. Outro conjunto de rochas metassedimentares ocorre na Faixa Salvador-Curaçá, denominada de Complexo Tanque Novo-Ipirá (CTNI), e que foi submetida a metamorfismo de UHT em c.2084 Ma durante colisão continental. Em uma perspectiva tectônica, o CTNI consiste de uma khondalite belt. Serão apresentados aqui os resultados de proveniência e idades U-Pb detríticas de rochas metassedimentares do Complexo de Arco Capim-Itapicucu, e do Complexo Tanque Novo-Ipirá. Os resultados finais sugerem que o Cráton São Francisco e os Crátons West-Congo e Norte-Chinês, podem ter uma história comum no Riaciano Abstract: Paleoproterozoic is a geological period of intense tectonic activity, especially between the Riacian and Orosirian, when several arc complexes (continental, transitional and oceanic) and collisional orogens were developed around the world. The São Francisco Craton, as well as other cratons like Congo and North-China Cratons, was formed in that period. While orogens were developed, several sedimentary basins were deposited both within the orogenic belts as well as on the margin of involved tectonic blocks. Sedimentary rocks formed in these tectonic contexts can record important information about local and regional geological evolution, so that provenance studies based on U-Pb detrital zircon ages and geochemical data allows inferences about: i-) sediment deposition interval within the sedimentary basin, ii-) tectonic environment of sediment deposition , (ii) chemical characteristics of the source areas; (iv) potential source areas; and v-) which tectonic blocks were involved in the orogeny. The northeast region of the São Francisco Craton (SFC), Brazil, hosts several supracrustal sequences associated with orogenic belts developed between ~2.2-2.0 Ga. Most sequences hosts metasedimentary rocks. From a tectonic point of view, the NE of SFC consists of three main Archaean nuclei which were reworked in the Paleoproterozoic: Gavião Block (~ 3.5-3.2 Ga), Serrinha Block (~ 3.2-2.9 Ga), and Jequié Block (~ 2.8-2.5 Ga). The three blocks were amalgamated through the Itabuna-Salvador-Curaçá Orogen (ISCO) between ~2.1-2.0 Ga. The Serrinha Block is considered a superterrane and hosts Archaean high-grade terranes and two ca.2.23-2.1 Ga supracrustal sequences,the latter with metasedimentary rocks. Metasedimentary rocks are associated with The Rio Itapicuru Greenstone Belt (RIGB) and The Rio Capim (RC) Plutono-Volcano-Sedimentary Complex. RIGB and RC make up the Capim-Itapicuru Arc Complex, an accretionary terrane that has collided with a continent at ca.2.11 Ga, and later both sequences collided with another continental block to form the São Francisco-Congo Craton at ca.2.09-2.05 Ga. Another set of metasedimentary rocks occurs in the northern region of Itabuna-Salvador-Curaçá Orogen (ISCO) known asTanque Novo-Ipirá Complex (TNIC). TNIC was undergone UHT metamorphism at ca.2084 Ma, during continental collision. From a tectonic perspective, TNIC can be interpreted as a khondalite belt. This thesis presents results of provenance and U-Pb detrital ages for metasedimentary rocks from Capim-Itapicuru Arc Complex and Tanque Novo-Ipirá Complex. Results suggest that the São Francisco Craton, West-Congo and North-ChinaCratons may have a common history during the Rhyacian Doutorado Geologia e Recursos Naturais Doutor em Ciências CAPES 0 FAPESP 12/15824-6

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

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Erika Tomie Koroishi Blini Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Os métodos de recuperação avançada de petróleo que utilizam o CO2 como fluido de injeção acompanham alguns desafios associados às reações químicas entre a rocha, o fluido de injeção e petróleo. Estes processos frequentemente induzem mudanças substanciais nas propriedades petrofísicas (porosidade e permeabilidade) das rochas do reservatório. Um melhor entendimento destes fenômenos pode, por exemplo, diminuir potencialmente o risco de se cometer erros no desenvolvimento de um reservatório de hidrocarbonetos e também levar a uma melhor política ambiental de estocagem de CO2 no subsolo. Esta dissertação tem como objetivo investigar as mudanças nas propriedades petrofísicas de amostras de coquina de afloramento sujeitas à injeção de água carbonatada em diferentes vazões de injeção. Estas diferentes vazões foram escolhidas de modo a varrer uma maior gama de regimes de dissolução. Este trabalho consistiu em uma análise laboratorial das mudanças nas propriedades petrofísicas em coquinas devido à injeção de água carbonatada em condições de alta pressão (2.000 psi) e temperatura ambiente (18oC). As rochas utilizadas foram coquinas de afloramento análogas ao pré-sal brasileiro, e as condições de vazão variam desde 0,025 ml/min até 2 ml/min sendo que para o primeiro experimento as vazões empregadas foram: 0,1; 0,5 e 2 ml/min. Já para o segundo experimento, as vazões foram mais baixas: 0,025; 0,075; 0,1 e 2 ml/min. As definições operacionais do segundo experimento levaram em conta os desafios e aprendizados do primeiro. As mudanças visaram atingir outro regime de dissolução e uma maior quantidade e qualidade dos dados obtidos. Para a avaliação das propriedades petrofísicas, um porta-testemunho especial com seis tomadas de pressão foi utilizado acoplado a transdutores de pressão, assim como a análise dos efluentes e tomografias computadorizadas de raios-X ao longo dos experimentos. Devido ao pioneirismo e aos desafios associados à montagem experimental, diversas metodologias foram desenvolvidas em parceria com o Laboratório de Métodos Miscíveis e de Recuperação (LMMR). Foram observados aumentos de permeabilidade muito acentuados no primeiro experimento, já no segundo houve um aumento seguido por uma posterior redução brusca. Estes efeitos foram atribuídos a dissolução (no caso dos aumentos), e à precipitação (para o caso das reduções). Utilizando os resultados obtidos das propriedades petrofísicas foi possível obter uma estimativa dos valores de Péclet e Damköhler, números adimensionais que definem o regime de dissolução, que concordaram com os regimes observados através das imagens de tomografia. No primeiro experimento houve um aumento de 2,4% na porosidade e 11,8D na permeabilidade. A permeabilidade aumentou na totalidade da amostra, porém este aumento não foi uniformemente distribuído. A região próxima a face de injeção sofreu maiores aumentos, o que é esperado visto que o fluido injeção penetra na amostra quimicamente desbalanceado e conforme avança ao longo do comprimento da amostra torna-se mais estável quimicamente com a rocha. Porém, um comportamento similar foi observado na região de produção da amostra, o que indica uma grande heterogeneidade petrofísica da amostra. Foi possível observar a formação de um wormhole dominante conectando as faces de entrada e saída do testemunho por um canal preferencial com baixa resistência ao fluxo. No segundo experimento observou-se grande heterogeneidade petrofísica como no primeiro. A porosidade aumentou em 0,5% e a permeabilidade aumentou em 2,79 D. Houve a formação de um wormhole possivelmente ramificado, mas sem a formação de um canal preferencial ao fluxo Abstract: The enhanced oil recovery methods which utilize the CO2 as an injection fluid are accompanied by some challenges associated with the chemical reactions between the rock, the injection fluid and the oil. These processes frequently create substantial changes in the petrophysical properties (porosity and permeability) of the reservoir rock. A better understanding of these phenomena may, for example, potentially reduce the risk of making mistakes in the development of a hydrocarbon reservoir and also to lead to a better environmental policy of CO2 stockage underground. This dissertation has as objective to analyze the process of dissolution and the changes associated to it. Some phenomenon like the creation of preferential paths known as wormholes occur in carbonate rocks and influences in an intense way the reservoir permeability. This work consisted of a laboratory analysis the petrophysical properties changes of coquinas due to the injection of carbonate water in high pressure (2,000 psi) and room temperature (18oC) conditions. The rocks used in this work are outcrop coquinas analogous to the Brazilian pre-salt, and the flow conditions vary from 0.025 ml/min to 2 ml/min in the two experiments. The first experiment used high flow rates of 0.1; 0.5 and 2 ml/min, and the second experiment used low flow rates of 0.025; 0.075; 0.1 and 2 ml/min. To evaluate the petrophysical properties, a special coreholder with six pressure taps was coupled to pressure transducers, effluent analysis and X-ray computerized tomography were used through the experiment. Due to the pioneering and the challenges associated with the experimental setup, various methodologies were developed in association with the Laboratory of Miscible and Recuperation Methods (LMMR). Steep permeability increases were observed in the first experiment, while in the second there was an increase followed by a great decrease. These effects were attributed to the dissolution (when the permeability increased), and to the precipitation (in the cases of reduction). Using the experimental results of the petrophysical properties it was possible to estimate the values of the Péclet and Damköhler dimensionless numbers, which define the dissolution regime, and they were in agreement with the behavior observed in the tomography images. There was an increase of 2.4% in the porosity and 11.8 D in the permeability for the first experiment. The permeability increased in the whole sample, but this increase was not evenly distributed. The region close to the injection suffered the greatest increases, which is expected since the injection fluid enters the sample chemically unbalanced and as it advances through the sample length it becomes more chemically stable with the rock. However, a similar behavior was observed in the production region of the sample, which indicates a high degree of petrophysical heterogeneity of the sample. It was possible to observe the formation of a dominant wormhole connecting both inlet and outlet faces of the core and creating a preferential channel with low resistance to the flow. In the second experiment a great degree of petrophysical heterogeneity was observed as in the first experiment. Porosity increased by 0.5% and permeability by 2.79 D. There was the formation of a wormhole possibly ramified, but without the creation of a preferential channel to the flow Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo CNPQ 134491/2016-5

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Mais da metade das reservas de petróleo do mundo estão localizadas em reservatórios carbonáticos, e no contexto brasileiro do pré-sal, apresentam altas quantidades de CO2. Devido à problemas ambientais relacionados às emissões de dióxido de carbono, uma das soluções é sua re-injeção no reservatório. Os processos de injeção de CO2 em rochas carbonáticas envolvem reações entre a salmoura ácida e a rocha. Essas interações promovem mudanças petrofísicas na estrutura da rocha devido a dissoluções ou precipitações de calcita. O objetivo deste trabalho foi investigar em escala de poros utilizando a técnica de microtomografia de raios-x, as alterações do meio poroso através da injeção de salmoura carbonatada de alta salinidade. A metodologia desenvolvida neste trabalho foi aplicada a duas rochas coquinas com significativa presença de microporosidade. Dados de porosidade e permeabilidade foram tomados antes e depois dos testes, com porosímetro e permeabilímetro. Esses valores foram posteriormente comparados com os resultados de permeabilidade (obtidas pelo diferencial de pressão) e de porosidade (por microtomografia de raios-X). As análises das imagens de microtomografia foram realizadas utilizando a técnica de segmentação de três fases, onde foram separadas as fases de macroporos, microporos e grãos. Com o desenvolvimento de dois experimentos a temperatura de 65°C e pressão de 2000 psi, os ensaios procuram representar, para duas vazões diferentes de injeção, os padrões de dissolução para a rocha coquina e localizar as regiões onde as mudanças no meio poroso ocorreram. Para o primeiro experimento utilizou-se uma vazão de injeção de 0,1 cm³/min e para o segundo experimento uma vazão de injeção de 0,5 cm³/min. As duas vazões foram escolhidas para representar diferentes regiões dentro do reservatório. Os resultados de laboratório mostram que inicialmente ocorre uma perda de injetividade no sistema e posterior aumento da permeabilidade. Após cinquenta volumes porosos injetados, encontrou-se padrões de dissolução na forma de caminhos preferenciais. O uso de mapeamento através de histograma 2D das imagens pré e pós-dissolução mostraram que ocorrem precipitação e dissolução simultaneamente em toda a amostra, porém as reações são maiores nas regiões próximas à face de injeção. Os resultados dos fluidos produzidos mostram que há uma boa concordância entre os valores de porosidade medidos em laboratório e através de cromatografia de íons Abstract: More than half of the world's oil reserves are located in carbonate reservoirs, and in the Brazilian pre-salt context, contain high amounts of CO2. Due to environmental issues related to CO2 emissions, one of the solutions is the CO2 re-injection into the reservoir. The processes of CO2 injection in carbonate rocks involve reactions between the acidic brine and the rock. These interactions promote changes in the rock structure due to calcite dissolution or/and precipitation. The objective of this work was to investigate in pore scale using the technique of x-ray microtomography, the alterations of the porous medium through the injection of high salinity carbonated brine. With the development of two experiments at 65 °C and 2000 psi, the experiments will represent for two different flow rates the dissolution patterns for the coquine rock and find the regions where the changes occurred in the porous medium. The methodology developed in this work was applied to two coquine rocks with high presence of microporosity. Porosity and permeability data were obtained before and after the experiments using a porosimeter and a permeabilimeter. The measured laboratory values were compared to the permeability (obtained from differential pressure) and porosity (through X-ray microtomography images). Microtomography images were analyzed using a three-phase segmentation technique, which separates macropores, micropores and grain phases. For the first experiment we used a flow rate of 0.1 cm3/min and for the second experiment a flow of 0.5 cm3/min. The two flow rates were selected to simulate different regions in the reservoir. The laboratory results show an initial loss of injectivity in the system with reduction and subsequent increase of permeability. After several pore volumes injected, dissolution patterns in the form of wormholes were found. The use of mapping through 2D histograms for the pre- and post-dissolution images showed the occurrence of precipitation and dissolution in the entire sample, although the reactions are stronger in the vicinities of the injection face. The produced fluids results showed that there is a good agreement between the porosity values measured in laboratory and through ion chromatography Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo CAPES 88881.134987/2016-01

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

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