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Os depósitos cenozoicos da porção emersa das bacias do Espírito Santo e de Mucuri mostram forte deformação estrutural rúptil, sendo reconhecidos principalmente conjuntos de falhas N-S e NE-SO, de rejeito normal e variações NO-SE e E-O, de rejeito transcorrente. As direções N-S e NE-SO são paralelas à orientação estrutural do rifte precursor das bacias da margem leste brasileira, enquanto as direções NO-SE e E-O coincidem com as falhas transformantes e zonas de fraquezas oceânicas que acomodam a movimentação das placas litosféricas. Os dados estruturais levantados em afloramentos ao longo do norte do estado do Espírito Santo e na região costeira do sul da Bahia mostram que a configuração geomorfológica das falésias presentes no sul da Bahia foi controlada por falhas da fase rifte reativadas, além de estruturas transcorrentes ainda ativas que modelam o relevo atual. A atividade neotectônica de tais estruturas foi inferida através do reconhecimento de falhas afetando a cobertura sedimentar recente. A partir destes dados propõem-se novas interpretações estruturais para a porção emersa das bacias do Espírito Santo e de Mucuri e são avaliados os efeitos de tal deformação tectônica sobre a disposição litoestratigráfica dos depósitos estudados.

Submitted by Boris Flegr (boris@uerj.br) on 2021-01-05T15:31:19Z No. of bitstreams: 7 Tese_Leonardo_Costa_de_Oliveira_Pre_textuais.pdf: 1071811 bytes, checksum: bb3f84a401865872c52947a6ac96a068 (MD5) Tese_Leonardo_Costa_de_Oliveira_ pt2.pdf: 2483811 bytes, checksum: 542f9902003a1f0e4ff19763ef379d3d (MD5) Tese_Leonardo_Costa_de_Oliveira_ pt3.pdf: 1983173 bytes, checksum: e810f731c27a0426d3b26af72db421e5 (MD5) Tese_Leonardo_Costa_de_Oliveira_ pt4.pdf: 1532458 bytes, checksum: af421fed10d790f45f1d4ceb11a317e1 (MD5) Tese_Leonardo_Costa_de_Oliveira_ pt5.pdf: 2614926 bytes, checksum: a26756e2f72e420f700b4b0b88b05abb (MD5) Tese_Leonardo_Costa_de_Oliveira_ pt6.pdf: 2247061 bytes, checksum: 8c9f0684076e5d42143d107fbda51639 (MD5) Tese_Leonardo_Costa_de_Oliveira_ pt7.pdf: 2695769 bytes, checksum: a68128dfed490986ec0ea2f52fe0d120 (MD5) Made available in DSpace on 2021-01-05T15:31:19Z (GMT). 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The seismic interpretation revealed the occurrence of pronounced volcanic features limited at the top by Pre-Upper Eocene Unconformity (DPES). Such surface was correlated to acidic volcanic rocks outcrops, which occur truncated at the top. These volcanic rocks are covered by a Neogene siliciclastic sequence. The facies analysis of such sediments revealed a fluvio-deltaic paleoenvironmental setting correlated to the Rio Doce Formation. The sequence begins with a facies association characteristic of river channels, which is followed by facies associations of delta front individualized by several load structures and fluid-escape features. Such system is capped by pyrite-rich black shales (Urucutuca Formation), which represent the distal pro-delta facies. The lithogeochemistry study performed in the volcanic (below the DPES) and in the sedimentary rocks (above DPES) showed high enrichment in rare-earth elements and a typical signature of acidic volcanic provenance. This characteristic, combined with petrographic results, allowed the interpretation of a fluvial-deltaic system associated with an explosive volcanic source area. Structural data (from both field and seismic interpretation) show that the current geomorphological configuration of the cliffs in southern Bahia may have been controlled by reactivated faults of the rift A partir da integração de uma série de dados sedimentológicos, geoquímicos, petrográficos e sísmicos, foi reinterpretada parte da seção cenozoica das bacias do Espírito Santo e Mucuri, em especial as unidades referentes às formações Rio Doce e Barreiras. A interpretação sísmica revelou a ocorrência de pronunciadas feições vulcânicas limitadas no topo pela Discordância Pré-Eoceno Superior (DPES). Tal superfície foi correlacionada no campo, onde ocorrem rochas vulcânicas ácidas com topo truncado, recobertas por uma sequência silicicástica neógena. A análise faciológica de tais sedimentos revelou uma configuração paleoambiental flúviodeltaica, que foi correlacionada à Formação Rio Doce. Os depósitos se iniciam com uma associação faciológica característica de canais fluviais, a qual é sucedida por associações de fácies de frente deltaica individualizada por diversas feições de carga e escapes de fluido. Tal sistema é colmatado por folhelhos pretos ricos em pirita (Formação Urucutuca), os quais representam as fácies mais distais do pródelta. O estudo litogeoquímico feito nas rochas vulcânicas (abaixo da DPES) e sedimentares vulcanogênicas (acima da DPES) mostraram elevado enriquecimento em elementos terras raras e uma assinatura típica de fontes vulcânicas ácidas. Esta característica, aliada aos resultados petrográficos, permitiu a interpretação de um sistema flúvio-deltaico associado a uma área-fonte vulcânica, de natureza explosiva. Os dados estruturais (da etapa de campo e da interpretação sísmica) mostram que a atual configuração geomorfológica das falésias presentes no sul da Bahia pode ter sido controlada por falhas reativadas da fase rifte, além de estruturas ainda ativas que modelam o relevo atual

Submitted by Fernanda Maria CTC/C (fernandalobo@uerj.br) on 2021-12-09T15:16:51Z No. of bitstreams: 1 Dissertação - Guilherme Brugger Lemos - 2020 - Completa.pdf: 6526894 bytes, checksum: 9b229b404442b919750f81f9f84dc9cf (MD5) Made available in DSpace on 2021-12-09T15:16:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação - Guilherme Brugger Lemos - 2020 - Completa.pdf: 6526894 bytes, checksum: 9b229b404442b919750f81f9f84dc9cf (MD5) Previous issue date: 2020-11-30 Fundação Carlos Chagas Filho de Amparo à Pesquisa do Estado do Rio de Janeiro - FAPERJ This work addresses the detailed stratigraphic and paleoenvironmental analysis of the sedimentary record from the Lower and Middle Devonian interval (Praguian – Eifelian) of the 250 meters thick section sampled in TBG-1-PR well, drilled in the Paleozoic outcrop section of Paraná Basin eastern edge. The association of sedimentological, petrographic, geochemical (Total Organic Carbon and Rock-Eval pyrolysis) and mineralogical data set up the basis for the depositional events interpretation presented in the Basin, and allowed to subdivide the studied interval into three third-order depositional sequences, hereby called "B", "C" and "D". These sequences record in detail the relative sea-level variations, demonstrated by the oscillations of both trend curves and faciologic data, expressing its depositional systems tract and the main stratigraphic key surfaces (maximum flooding surfaces - MFS, sequence bounding - SB and transgressive surfaces - TS). The systemstract of the TBG-1-PR well record asymmetric regressive and transgressive cycles, represented by the high stand systems tract, in the regressive context and by the transgressive systems tract in the transgressive context. The MFS (MFS-B, MFS-C and MFS-D) represent the main horizons of chronostratigraphic correlation for the studied interval range. For the definitions of these surfaces, mineralogical data was used in addition to geochemical and sedimentological information. Minerals such as pyrite, siderite and grained gypsum have some specific environmental conditions for their formation, usually found in MFS, which is characterized by a predominantly low-energy reducing environment, with low oxygen circulation (anoxic/dysoxic). Therefore, the mineralogical assembly present in the rock, associated with facies and microfacies data enables several paleoenvironmental interpretations during the process of transport, deposition and diagenesis Este trabalho consiste na análise estratigráfica e paleoambiental de detalhe do registro sedimentar do intervalo Devoniano Inferior e Médio (Praguiano – Eifeliano) da seção de 250 metros de espessura testemunhada no poço TBG-1-PR, perfurado na seção de afloramentos paleozoicos da borda leste da Bacia do Paraná. A associação de dados sedimentológicos, petrográficos, geoquímicos (Carbono Orgânico Total e pirólise Rock-Eval) e mineralógicos formam a base para a interpretação dos eventos deposicionais presentes na bacia e permitiu a subdivisão do intervalo estudado em três sequências deposicionais de terceira ordem, aqui denominadas “B”, “C” e “D”. Estas sequências registram, em detalhe, as variações relativas do nível do mar, demonstradas nas oscilações das curvas de tendência e dados faciológicos, e as expressa em tratos de sistemas deposicionais e superfícies-chaves (superfícies de inundação máxima - SIM, superfícies de discordância - SD e superfícies transgressivas – ST). Os tratos de sistemas do poço TBG-1-PR registram ciclos regressivos e transgressivos assimétricos, representados pelos tratos de sistemas de mar alto no contexto regressivo e em trato de sistemas transgressivo em contexto transgressivo. Já as SIMs (SIM-B, SIM-C e SIM-D) apresentam os principais horizontes de correlação cronoestratigráfica do intervalo estudado. Para a definição destas, foram utilizados dados mineralógicos somados a informações geoquímicas e sedimentológicas. Minerais como pirita, siderita e gipsita em grão possuem algumas condições ambientais especificas para sua formação, normalmente encontrados em SIMs, tais como um ambiente predominantemente redutor com baixa circulação de oxigênio (anóxico/disóxido). Assim sendo, a assembleia mineralógica presente na rocha associada a dados de fácies e microfácies possibilitam diversas interpretações paleoambientais durante o processo de transporte, deposição e diagênese

A litologia é a descrição das características físicas e mineralógica de uma unidade rochosa ou formação rochosa. Sua definição em poços de petróleo por meio de múltiplos perfis elétricos e geofísicos tem um papel importante no processo de caracterização do reservatório. A partir da litologia, pode-se gerar modelos que serão a base através da qual cálculos petrofísicos são feitos, e em seguida, podem ser usados em simuladores de fluxo para compreender o comportamento de um campo de petróleo. A identificação pode ser realizada por métodos diretos e indiretos, mas nem sempre são viáveis devido ao custo ou imprecisão dos resultados. Modelos preditivos de distribuição de heterogeneidades e qualidade em reservatórios de hidrocarbonetos são fundamentais para exploração e otimização da produção de campos de óleo e gás. As heterogeneidades são determinadas por meio das distintas petrofácies, um conjunto de características petrográficas que especificam um grupo de rochas. O procedimento de identificar petrofácies geralmente é longo, o que faz com que a automatização seja necessária para agilizar o processo, e assim a análise seja concluída rapidamente. Através de sua determinação pode-se obter informações sobre as rochas reservatório, tais como: sua história deposicional e diagenética, estrutura do poro e mineralogia. Nesse contexto, técnicas de inteligência computacional aparecem como uma alternativa para discriminar litologia e petrofácies. Este trabalho objetiva o desenvolvimento de uma metodologia capaz de auxiliar na caracterização de reservatórios petrolíferos. A litologia e petrofácies foram derivadas do reconhecimento de padrões de características petrofísicas e petrográficas respectivamente. As características foram analisadas por meio de Análise de Componentes Principais. Métodos supervisionados foram empregados para classificar amostras e avaliar como novas amostras serão distribuídas. Para encontrar os classificadores ótimos, o método de evolução diferencial foi aplicado. Técnicas para aumentar a dimensionalidade foram utilizadas como uma forma de avaliar o comportamento dos métodos utilizados. Foi utilizado a Análise Filogenética como uma ferramenta para entender o processo de diagênese que ocorre durante o processo de litificação da rocha sedimentar e identificação dos eventos que ocorreram durante este processo. A metodologia apresentada surge como uma alternativa para auxiliar o geólogo/petrólogo na caracterização de um reservatório de petróleo. Lithology is the description of the physical and mineralogical characteristics of a rock unit or rock formation. Its definition in oil wells through multiple electrical and geophysical profiles has an important role in the reservoir characterization process. From the lithology, models can be generated based on which petrophysical calculations are made. Then they can be used in flow simulators to understand the behavior of an oil field. Direct and indirect methods can carry out the identification, but they are not always feasible due to the results’ cost or imprecision. Predictive models for the distribution of heterogeneities and quality in hydrocarbon reservoirs are fundamental for exploring and optimizing the production of oil and gas fields. Heterogeneities are determined employing different petrofacies, a set of petrographic characteristics that specify a group of rocks. The procedure of identifying petrofacies is generally long, which makes automation necessary to speed up the process, and thus the analysis is completed quickly. It is possible to obtain information about the reservoir rocks through its determination, such as their depositional and diagenetic history, pore structure, and mineralogy. In this context, computational intelligence techniques appear as an alternative to discriminate lithology and petrofacies. This work aims to develop a methodology capable of assisting in the characterization of oil reservoirs. Lithology and petrofacies were derived from the recognition of patterns of petrophysical and petrographic characteristics, respectively. The characteristics were analyzed through Principal Component Analysis. Supervised methods were used to classify samples and evaluate how new samples will be distributed. To find the optimal classifiers, the differential evolution method was applied. Techniques to increase dimensionality were used as a way to evaluate the behavior of the methods used. Phylogenetic Analysis was used to understand the process of diagenesis that occurs during the lithification process of sedimentary rock and the identification of the events that occurred during this process. The presented methodology appears as an alternative to assist the geologist/petrologist in characterizing an oil reservoir.

Submitted by Boris Flegr (boris@uerj.br) on 2021-01-05T15:31:23Z No. of bitstreams: 2 TESE-MARIA-FERNANDA-BARROSO-MAIA BIBLIOTECA-1-55.pdf: 1161690 bytes, checksum: 8cd67ed35463167c39cc350e86270f2c (MD5) TESE-MARIA-FERNANDA-BARROSO-MAIA BIBLIOTECA-56-134.pdf: 3752510 bytes, checksum: d43ee8ce0eabb041ae44de2b841c0d49 (MD5) Made available in DSpace on 2021-01-05T15:31:23Z (GMT). No. of bitstreams: 2 TESE-MARIA-FERNANDA-BARROSO-MAIA BIBLIOTECA-1-55.pdf: 1161690 bytes, checksum: 8cd67ed35463167c39cc350e86270f2c (MD5) TESE-MARIA-FERNANDA-BARROSO-MAIA BIBLIOTECA-56-134.pdf: 3752510 bytes, checksum: d43ee8ce0eabb041ae44de2b841c0d49 (MD5) Previous issue date: 2017-07-28 Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior The researches made in Paraná Basin looking for the gas potential generator of low Devonian rock formations match with a new study boundaries. The investigation for a successful exploration of shale plays needs of the knowledge about gas amount available to be extracted and its associated cost. However, the TOC content, the description of petrographic fabric and clay minerals should be considered in order to connect the sealant, generator and reservoir quality of the microclastic rock. The studies were carried out in two wells located on Apucarana subbasin (PALEOSUL 03-JA-PR) and the Alto Garças subbasin. Five microfacies were recognized based on mineralogy, grain size and fossiliferous contents. Microstructures were analyzed to define the characteristics of generators rocks of the possible Ponta Grossa-Ponta Grossa petroleum system. These microstructures occur preferably on the well PALEOSUL 03-JA-PR and are represented by erosive features related to trative flow, reflecting the alternation of decantation and trative process. The smallest numbers of microstructures on well PALEOSUL 02-RV-MS are associated with biogenic activity. The mineralogical composition of shales analyzed by X-Ray diffractometry shows illite and kaolinite in all samples while interlayered of illite-smectite and chlorite-smectite were indentified just on Apucarana subbasin. The vermiculite is common in shale of Alto Garças subbasin. Quartz, muscovite, feldspars and siderite are present on samples of two subbasins and point to a proximal continental source. Scanning electron microscope (SEM) analyses confirm the petrographic and X-Ray diffractometry results. The data of the wells studied in this thesis indicate contrasting diagenetic parameters and thermal history for the two subbasins and a consequent influence on sedimentation conditions. The samples are classified as argillites, clay siltstones and sandy siltstones with poor perspectives to work like a sealant rock. On the other hand, there is a possibility of these shales behave as a non-conventional reservoirs. As pesquisas realizadas na Bacia do Paraná visando o potencial gerador de gás das rochas do Devoniano Inferior ainda correspondem a novas fronteiras de estudos. Para ocorrer uma exploração bem sucedida de um play de shale é necessário conhecimento sobre qual é a quantidade de gás que pode ser extraído até a superfície e o seu respectivo custo associado. No entanto, o teor de COT, a caracterização da trama petrográfica e dos argilominerais devem ser considerados com o objetivo de estabelecer uma associação com a qualidade selante e/ou geradora e/ou reservatório de uma rocha microclástica. Os estudos foram realizados em dois poços situados na Sub-bacia de Apucarana (PALEOSUL 03-JA-PR) e na Sub-bacia de Alto Garças (PALEOSUL 02-RV-MS). Cinco microfácies foram reconhecidas com base no tamanho dos grãos, mineralogia e conteúdo fossilífero. As microestruturas foram analisadas com o propósito de definir características para as rochas geradoras do possível sistema petrolífero Ponta Grossa Ponta Grossa, representadas por feições erosivas associadas a fluxos trativos, as quais ocorrem preferencialmente no poço PALEOSUL 03-JA-PR e refletem a alternância de processos decantativos e trativos. A menor quantidade de microestruturas físicas, como foi visto no poço PALEOSUL 02-RV-MS, está associada à maior atividade biogênica. A composição mineralógica dos folhelhos analisados nos ensaios de difratometria de raios X (DRX) mostrou que a composição mineralógica é constituída em todas as amostras por illita e caulinita, enquanto interestratificados de illita/esmectita e clorita/esmectita ocorrem somente na Sub-bacia de Apucarana. A vermiculita está presente nos folhelhos da Sub-bacia de Alto Garças. Quartzo, muscovita, feldspato e siderita são frequentes nas amostras das sub-bacias e sugerem uma fonte continental mais proximal. As análises realizadas com o microscópio eletrônico de varredura (MEV) são compatíveis com os resultados obtidos na petrografia e na difratometria de raio X. Os dados obtidos nos dois poços estudados nesta tese apresentam assembléias minerais distintas e contrastantes, indicando modificações dos parâmetros diagenéticos e história térmica e, consequentemente, uma influência direta das condições de sedimentação. As amostras foram classificadas como argilitos, argilito-sílticos e siltitos arenosos e indicam uma baixa qualidade para funcionarem como rochas selantes. Todavia, existe a possibilidade dessas rochas comportarem-se como locais propícios para um reservatório não convencional.