Made available in DSpace on 2015-07-13T12:10:17Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2014-10-03. Added 1 bitstream(s) on 2015-07-13T12:25:29Z : No. of bitstreams: 1 000831126.pdf: 5064867 bytes, checksum: 1ef5dd75bcf731354cc96af065f7cc1b (MD5) / A modelagem estratigráfica de sistemas deposicionais, baseada nas equações físicas de criação de espaço de acomodação e taxa de sedimentação, pode reproduzir no tempo, com razoável aproximação, as arquiteturas estratigráficas das sequências deposicionais. Empregando-se esta metodologia, esta pesquisa teve como principal meta a elaboração de um modelo numérico de preenchimento sedimentar entre o Mesocenomaniano e o Neoturoniano da borda sudoeste da Bacia Potiguar emersa. Este intervalo estratigráfico é caracterizado pela passagem gradual da sucessão siliciclástica da Formação Açu para o sistema carbonático da Formação Jandaíra. Para alcançar o objetivo proposto, foram identificadas cinco superfícies estratigráficas-chave, sendo três limites de sequências (LS1, LS2 e LS3) e duas superfícies de inundações máximas (SIM1 e SIM2), constituindo duas sequências deposicionais de 3a ordem: Sequência 1 (inferior) e Sequência 2 (superior), representadas por tratos de sistemas deposicionais transgressivo e de mar alto. As simulações, utilizando-se o software Dionisos®, foram calibradas com excelente correspondência aos perfis litológicos e Raios Gama de 9 poços bem distribuídos na área estudada. Os resultados das litofácies simuladas do trato de sistemas transgressivos da Sequência 1, depositadas entre 95 (LS1) e 93,6 Ma (SIM1), são constituídas por siliciclásticos, com perfil de granodecrescência ascendente. No trato de sistemas de mar alto da Sequência 1, acomodados entre 93,6 (SIM1) e 92,8 Ma (LS2), as litofácies simuladas se caracterizam por um perfil de granocrescência ascendente durante a sedimentação siliciclástica. A partir de 93 Ma, inicia-se a sedimentação carbonática favorecida por uma conspícua redução do aporte siliciclástico (da ordem de 60%) relacionada a uma variação climática ou supostamente a uma interação entre tectônica e clima. Nos tratos de sistemas transgressivos... / Stratigraphic modeling of depositional systems, based on the physical equations for creation of accommodation space and sedimentation rate, can simulate with reasonable approximation the stratigraphic architecture of depositional sequences through time. Applying this methodology, this study aimed at the development of a numerical model of sedimentation filling between the Middle Cenomanian and the Upper Turonian in the southwestern edge of the onshore Potiguar Basin in northeastern Brazil. This stratigraphic level is characterized by a gradual transition from the siliciclastic succession of the Açu Formation to the carbonate system of the Jandaíra Formation. To achieve the proposed objectives, five key stratigraphic surfaces were identified, three of which were sequence limits (LS1, LS2 and LS3) and two maximum flooding surfaces (SIM1 and SIM2), constituting two 3rd order depositional sequences. Sequence 1 (bottom) and Sequence 2 (top) are represented by transgressive and highstand depositional systems tracts. The simulations using the Dionisos® software had an excellent calibration with the lithological and Gamma Rays profiles in 9 wells evenly distributed in the study area. The simulated results of the transgressive systems tracts of Sequence 1, deposited between 95 (LS1) and 93.6 Ma (SIM1), consist of siliciclastics with a fining upward profile. In the highstand depositional systems tracts of Sequence 1 (between 93.6 - SIM1- and 92.8 Ma - LS2), the simulated lithofacies featured a coarsening upward profile during the siliciclastic sedimentation. Carbonate sedimentation favored by a conspicuous reduction in siliciclastic input (around 60%) started at 93 Ma, due to a climatic change or supposedly an interaction between tectonics and climate. The modeled lithofacies of the transgressive systems tracts of Sequence 2, deposited between 92.8 (LS2) and 92 Ma (SIM2), are made up of a mixed sedimentation, with a predominance of carbonates...

[pt] As descobertas no pré-sal estão entre as mais importantes no setor de óleo e gás em todo o mundo na última década. As operações de perfuração na área do pré-sal brasileiro são complexas e desafiadoras em função de fatores como águas ultra profundas, efeito do creep na seção evaporítica (fluência do sal), geologia estrutural complexa, presença de cavernas e poros de diferentes tamanhos geradores de perda de circulação. Estima-se que os custos associados à instabilidade de poços representem cerca de 5 a 10 por cento dos custos de perfuração nas fases de exploração e produção, implicando, a nível mundial, custos de centenas de milhões de dólares por ano. No presente estudo, foi desenvolvido um modelo de estabilidade de poços na área do pré-sal brasileiro utilizando-se correlações analíticas para a obtenção da janela operacional de perfuração. A janela operacional auxilia na otimização do peso de fluido que deverá ser utilizado na perfuração e é definida por um limite inferior (pressão de poros ou de colapso) e por um limite superior (gradiente de fratura). Para a construção do modelo geomecânico, foram considerados perfis de oito poços de correlação, medições diretas de pressão, provas de integridade de formação, temperatura das formações e dados públicos do world stress map. Foram realizadas análises de sensibilidade de três parâmetros para lidar com as suas respectivas incertezas e estimar suas variações: resistência uniaxial não confinada (UCS), do coeficiente de Biot e magnitude da tensão horizontal máxima (SHmax). Os resultados do estudo indicam que o gradiente de sobrecarga na profundidade dos carbonatos da área estudada (5000 até 6140m – profundidade vertical (TVD)) variaram de 13,6 a 14,3ppg (lb/gal). A análise de pressão de poros (PP) indicou que na região existem dois cenários envolvendo esse parâmetro: uma área com pressão de poros levemente alta (9,2ppg) e em outra que apresenta pressão de poros anormalmente pressurizada (13,0ppg). A análise dos resultados das provas de integridade de formação (Leak-offs tests – LOTs) possibilitou a estimativa da Razão de Tensão Horizontal Efetiva mínima (ESRmin) como sendo uma constante de 0,65 no trecho dos carbonatos e, com isso, estimou-se a tensão horizontal mínima em 12,4ppg para a região com pressão de poros levemente alta e 13,8ppg para a região de alta pressão. Os valores médios de resistência de rocha foram de 43MPa e foram comparados resultados de ensaios de resistência de uma rocha análoga ao pré-sal. A direção das tensões horizontais máximas foi estimada em cerca de 95NE e a magnitude foi estimada através do polígono de tensões, onde considerou-se diferentes cenários nos quais envolveram a variação de UCS, coeficiente de Biot e abertura de breakout. Os resultados de SHmax encontrados foram utilizados para a estimativa da Razão de Tensão Horizontal Efetiva máxima (ESRmax) que variou entre 0,95 e 1,8 em função dos cenários avaliados e, com isso, concluiu-se que o campo de falhamento na área estudada estaria entre o normal e o transcorrente. Estimou-se que a janela operacional nos carbonatos na região com PP levemente pressurizada apresenta como limite inferior valores entre 10,5 e 11,1ppg e como limite superior 12,3 a 12,6ppg. Já na região com PP anormalmente pressurizada a janela operacional para a fase dos carbonatos compreende valores entre 13,3 a 13,8ppg. A presente pesquisa apresenta também as discussões relativas às incertezas associadas à ausência de dados e o modelo constitutivo adotado. / [en] The discoveries in the pre-salt are one of the most important ones in the oil and gas industry around the world in the last decade. Drilling operations in the Brazilian pre-salt area are complex and challenging due to factors such as ultra-deep water, effect of creep in evaporite section, complex geological structure, presence of caves and vugs generating total circulation losses etc. It is estimated that the costs associated with wellbore instability problems represent about 5 to 10 percent of the drilling costs in the stages of exploration and production, generating costs around hundreds of millions of dollars a year. In this study, a wellbore stability model was built of the pre-salt area using analytical correlations to obtain a mud window. The operational window assists in optimizing the fluid weight to be used in drilling and is defined by a lower limit (pore or collapse pressure) and an upper limit (fracture gradient). In order to build the geomechanical model, eight offset well with log data, direct pressure measurements, formation integrity tests, formation temperature, and data from the world stress map were used. Sensitivity analyzes were made from uniaxial unconfined strength (UCS), Biot coefficient and magnitude of the maximum horizontal stress to evaluate model s uncertainties and estimate its variations. The geomechanical model indicates that the overburden in the carbonates of the studied area (5000 until 6140m – True Vertical Depth (TVD)) ranges from 13,6 to 14,3ppg (lb/gal). Pore pressure indicates two different behavior, presenting slightly over-pressurized (around 9,2ppg) and over-pressurized in another area (13,0ppg). The results of the formation integrity test (Leak-off tests, LOTs) were used to estimate the minimum effective stress ratio (ESRmin), a constant value around 0,65 with a minimum horizontal stress equal to 12,4ppg in the slightly overpressured zone and 13,8ppg in overpressure zone. The average values of uniaxial compressive strength (UCS) were 43MPa. The azimuth of maximum horizontal stress was estimated to be around 95NE obtained from World Stress Map. The effective maximum horizontal stress ratio (ESRmax) is ranging between 0,95 and 1,8 according to the presented scenarios and it can be concluded that the faulting stress regime is between normal and strike slip. It is estimated due to the slightly over pressured PP that the operational windows on the carbonates have as lower limits values from 10,5 to 11,1ppg and as higher limits values from 12,3 to 12,6ppg. In the area with PP abnormally pressurized the operational window to the carbonates phase is between 13,3 to 13,8ppg. The present research also discusses the uncertainties associated to the absence of available data and the constitutive models used.

Made available in DSpace on 2016-06-07T17:12:13Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2015-04-16. Added 1 bitstream(s) on 2016-06-07T17:16:48Z : No. of bitstreams: 1 000865778.pdf: 10203068 bytes, checksum: 805ee716669335b0a8357ff49095c740 (MD5) / O recente interesse por rochas carbonáticas do Andar Alagoas deve-se às grandes descobertas de petróleo no intervalo sedimentar que ficou conhecido como o pré-sal das bacias de Santos e Campos. Nestas bacias, os depósitos do Aptiano, Andar regional Alagoas, somente podem ser investigados do ponto de vista estratigráfico por técnicas indiretas e por meio de amostras obtidas na perfuração de poços. A complexidade litológica e a grande variação lateral das fácies, muitas das quais formadas por carbonatos lacustres de origem microbial, dificultam a confecção de um modelo preditivo de reservatórios. Dessa forma, faz-se necessário a utilização de modelos análogos em superfície para substanciar e aprimorar os modelos preditivos em subsuperfície. Neste sentido, a Bacia do Araripe destaca-se por possuir bons afloramentos da sucessão formada pela sedimentação de carbonatos lacustres contemporânea às seções Neoaptianas produtoras de petróleo em Santos e Campos. Dentro deste panorama, este trabalho aborda a gênese dos calcários laminados do Membro Crato. Essas fácies são historicamente interpretadas como produtos da precipitação química e processos de remobilização de finos das porções proximais e rasas dos lagos, sem qualquer citação específica sobre sua origem. Os dados utilizados neste trabalho compreendem a descrição macroscópica de afloramentos e testemunhos de poço, técnicas analíticas em amostras de subsuperfície, para determinar teor e constituinte mineral e orgânico das fácies carbonáticas, e petrografia óptica e detalhada com a utilização da microscopia eletrônica de varredura (MEV). Com base nesses novos dados foi possível determinar populações de células procariontes autotróficas, como bactérias filamentosas, cocoides e cianobactérias do gênero spirulina, além do seu principal produto orgânico, a substância polimérica extracelular (EPS - Extracellular Polymeric... / Recent giant oil discoveries in the pre-salt sedimentary sequence of the Santos and Campos basins at southwest Brazil support a high interest in better understand carbonate rocks from the Alagoas Stage (Upper Aptian). In these offshore basins the Alagoas Stage deposits can only be investigated through indirect techniques and rock samples obtained in drilling wells. The lithological complexity and the great lateral variation in the sedimentary facies, challenge geologists and geophysics to construct accurate predictive reservoir models. Therefore, it is necessary to use analogous models at the surface to substantiate and enhance predictive subsurface models. In this sense, the Araripe Basin is notable for having large and continuous outcrops in which lacustrine carbonates are conteporaneous to Neoaptian sections. This study addresses the genesis of the carbonate facies of the Crato member, previously referred as monotonous laminated carbonates and historically interpreted as produced by chemical precipitation and/or sediment remobilization from the proximal and shallow portions of lakes. The data acquired in this study include the macroscopic outcrop and well core descriptions, associated with detailed analyses of subsurface samples. This procedure included accurate optical petrography combined with the use of scanning electron microscopy (SEM), and analytical techniques to determine the mineral and organic constituents in the carbonate facies. These new data, confirmed the pre-existence of autotrophic prokaryotes populations, such as filamentous cyanobacteria, coccoid and spyrulina, besides its organic product, the extracellular polymeric substance (EPS). The identification of calcified bacterial colonies and the organic content support the definition of the genesis and processes envolved in the generation of the carbonates. All analyzed samples revealed origin related to biologically induced and biologically influenced euhedral to...

Orientador: Mário Luís Assine / Banca: Alexandre Campane Vidal / Banca: Olinto Gomes de Souza Júnior / Resumo: A modelagem estratigráfica de sistemas deposicionais, baseada nas equações físicas de criação de espaço de acomodação e taxa de sedimentação, pode reproduzir no tempo, com razoável aproximação, as arquiteturas estratigráficas das sequências deposicionais. Empregando-se esta metodologia, esta pesquisa teve como principal meta a elaboração de um modelo numérico de preenchimento sedimentar entre o Mesocenomaniano e o Neoturoniano da borda sudoeste da Bacia Potiguar emersa. Este intervalo estratigráfico é caracterizado pela passagem gradual da sucessão siliciclástica da Formação Açu para o sistema carbonático da Formação Jandaíra. Para alcançar o objetivo proposto, foram identificadas cinco superfícies estratigráficas-chave, sendo três limites de sequências (LS1, LS2 e LS3) e duas superfícies de inundações máximas (SIM1 e SIM2), constituindo duas sequências deposicionais de 3a ordem: Sequência 1 (inferior) e Sequência 2 (superior), representadas por tratos de sistemas deposicionais transgressivo e de mar alto. As simulações, utilizando-se o software Dionisos®, foram calibradas com excelente correspondência aos perfis litológicos e Raios Gama de 9 poços bem distribuídos na área estudada. Os resultados das litofácies simuladas do trato de sistemas transgressivos da Sequência 1, depositadas entre 95 (LS1) e 93,6 Ma (SIM1), são constituídas por siliciclásticos, com perfil de granodecrescência ascendente. No trato de sistemas de mar alto da Sequência 1, acomodados entre 93,6 (SIM1) e 92,8 Ma (LS2), as litofácies simuladas se caracterizam por um perfil de granocrescência ascendente durante a sedimentação siliciclástica. A partir de 93 Ma, inicia-se a sedimentação carbonática favorecida por uma conspícua redução do aporte siliciclástico (da ordem de 60%) relacionada a uma variação climática ou supostamente a uma interação entre tectônica e clima. Nos tratos de sistemas transgressivos... / Abstract: Stratigraphic modeling of depositional systems, based on the physical equations for creation of accommodation space and sedimentation rate, can simulate with reasonable approximation the stratigraphic architecture of depositional sequences through time. Applying this methodology, this study aimed at the development of a numerical model of sedimentation filling between the Middle Cenomanian and the Upper Turonian in the southwestern edge of the onshore Potiguar Basin in northeastern Brazil. This stratigraphic level is characterized by a gradual transition from the siliciclastic succession of the Açu Formation to the carbonate system of the Jandaíra Formation. To achieve the proposed objectives, five key stratigraphic surfaces were identified, three of which were sequence limits (LS1, LS2 and LS3) and two maximum flooding surfaces (SIM1 and SIM2), constituting two 3rd order depositional sequences. Sequence 1 (bottom) and Sequence 2 (top) are represented by transgressive and highstand depositional systems tracts. The simulations using the Dionisos® software had an excellent calibration with the lithological and Gamma Rays profiles in 9 wells evenly distributed in the study area. The simulated results of the transgressive systems tracts of Sequence 1, deposited between 95 (LS1) and 93.6 Ma (SIM1), consist of siliciclastics with a fining upward profile. In the highstand depositional systems tracts of Sequence 1 (between 93.6 - SIM1- and 92.8 Ma - LS2), the simulated lithofacies featured a coarsening upward profile during the siliciclastic sedimentation. Carbonate sedimentation favored by a conspicuous reduction in siliciclastic input (around 60%) started at 93 Ma, due to a climatic change or supposedly an interaction between tectonics and climate. The modeled lithofacies of the transgressive systems tracts of Sequence 2, deposited between 92.8 (LS2) and 92 Ma (SIM2), are made up of a mixed sedimentation, with a predominance of carbonates... / Mestre

Orientador: José Alexandre de Jesus Perinotto / Banca: Maria Gabriela Castillo Vincentelli / Banca: Lucas Veríssimo Warren / Banca: Adilson Viana Soares Junior / Resumo: A área de estudo corresponde a um campo produtor de hidrocarbonetos situado no sudoeste da Bacia de Campos a 80 km da costa. Esta região produz hidrocarbonetos de diversos níveis estratigráficos, entre eles, os carbonatos do Albiano, foco deste estudo. O alto interesse econômico dos carbonatos no setor petrolífero mundial e a complexidade da sua análise nos dados geofísicos, justifica a importância desta pesquisa na definição de um método que auxilie na caracterização da distribuição regional da propriedade da rocha reservatório, neste caso, a porosidade. Neste contexto, este trabalho objetiva a determinação da heterogeneidade lateral e vertical das propriedades das rochas reservatórios, por meio da construção de um modelo geológico 3D de porosidade dos dois principais reservatórios identificados na Formação Quissamã (Grupo Macaé). Com esta finalidade, o método incluiu seis etapas principais: análise dos perfis geofísicos e correlação de poços, interpretação sísmica, conversão tempo x profundidade, análise de atributos sísmicos, análise geoestatística e modelagem geológica por meio da aplicação de Simulação Sequencial Gaussiana. Como níveis de referência, foram interpretados os intervalos estratigráficos correspondentes à Formação Outeiro e, na Formação Quissamã, os níveis Q1 e reservatórios R1 e R2 (principais produtores do campo). Estes níveis foram definidos com base na mudança do padrão geométrico dos perfis geofísicos de raio gama (RG), densidade (RHOB) e porosidade (Nph... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Abstract: The study area is an ancient field and hydrocarbon producer, located in the southwest of the Campos Basin, in a water depth of approximately 100 m and 80 km distant from the coast. This region produces hydrocarbon from multiple stratigraphic layers, among them, there are the Albian carbonates, the focus of this research. The high economic interest in carbonates plays by the global oil industry and the complexity of their analysis in geophysical data, justifies the importance of this research to define a method, which determine the regional distribution of the property of the reservoir rock, in this case, the porosity. In this context, this study aims to determine the lateral and vertical heterogeneity of the properties of the reservoir rocks through the construction of a 3D geologic model of porosity from two main reservoirs in Quissamã formation (Macae Group). For this purpose, the method includes six major steps: analysis of well log and correlation of wells, seismic interpretation, conversion time vs. depth, analysis of seismic attributes, geostatistical analysis and geological modeling through the application of Gaussian simulation. The stratigraphic intervals such as Outeiro Formation and Quissamã Formation, which include level Q1, R1 and R2 reservoirs (main producers of the field) were interpreted as reference levels. These intervals were defined based on the change of the geometric standard of the geophysical profiles, as gamma ray (GR), density (RHOB) and porosity (Nphi). These levels are distributed in a carbonate bank with main axis in NW-SE direction, delimited by faults and its geometry. It was observed a structural high in the central portion of the field presenting high porosity values (> 21 %) that was highlighted in the resistivity maps as filled by oil in the reservoirs R1 and R2. These carbonate facies vary to the ... (Complete abstract electronic access below) / Mestre

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-04-01T00:02:29Z No. of bitstreams: 1 CristianePaulinoDeMenezesSantos_DISSERT.pdf: 65012284 bytes, checksum: b308b282546e8ad469fa844c6e799190 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-04-05T22:49:45Z (GMT) No. of bitstreams: 1 CristianePaulinoDeMenezesSantos_DISSERT.pdf: 65012284 bytes, checksum: b308b282546e8ad469fa844c6e799190 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-04-05T22:49:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CristianePaulinoDeMenezesSantos_DISSERT.pdf: 65012284 bytes, checksum: b308b282546e8ad469fa844c6e799190 (MD5) Previous issue date: 2015-05-05 / O reconhecimento dos reservat?rios c?rsticos em rochas carbon?ticas tornou-se cada vez mais comum. No entanto, a maioria das fei??es c?rsticas s?o pequenas para serem reconhecidos em se??es s?smicas ou maiores do que o esperado para serem investigadas com os dados de po?os. Um caminho a seguir tem sido o estudo de afloramentos an?logos e cavernas. O presente estudo investiga litof?cies e processos c?rsticos, que levaram ? gera??o do maior sistema de cavernas da Am?rica do Sul. A ?rea de estudo situa-se no norte do Munic?pio de Campo Formoso-BA, no contexto geol?gico da Forma??o Salitre, Grupo Una, que corresponde ?s coberturas neoproterozoicas da Bacia de Irec?. Esta unidade disp?e de um sistema de cavernas, em rochas carbon?ticas, que incluem as cavernas da Toca da Boa Vista e Toca da Barriguda, consideradas as maiores cavernas da Am?rica do Sul. Estas cavernas foram formadas principalmente em dolomitos da Forma??o Salitre, que foram depositados em um mar epicontinental raso. A Forma??o Salitre na ?rea da caverna compreende camadas de mudstones/wackestones, grainstones intracl?sticos, grainstones oncol?ticos, grainstones ool?ticos, laminitos microbiais, estromat?litos colunares, trombolitos e rochas silicicl?sticas finas (margas, folhelhos e siltitos). Uma camada fina e n?dulos de s?lex tamb?m ocorrem na parte superior da unidade de carbonato. Os dados preliminares indicam que as dobras e as juntas associadas controlam o principal evento de carstifica??o, teriam ocorrido no final da Orogenia Brasiliana (740-540 Ma). Foram reconhecidas cinco litof?cies principais no sistema de cavernas: (1) camadas inferiores de grainstone com estratifica??o cruzada, as quais constituem a principal unidade afetada pela espeleog?nese, (2) grainstone fino com intercala??es de siltito, (3) laminito microbial, (4) estromat?litos colunares, e (5) camada superior composta por siltito. Os n?veis de (1) a (3) s?o os mais afetados pelo intenso fraturamento, enquanto os n?veis (4) e (5) apresentam comportamento selante, constituindo o teto da caverna e sofrendo menos fraturamento. Veios preenchidos por chert e calcita atravessam as unidades carbon?ticas e desempenham um papel importante na diag?nese. Nosso estudo preliminar indica que a espelogenese hipog?nica ? o principal processo de desenvolvimento c?rstico. O estudo das fraturas, sua distribui??o em cada litof?cies, o material que preenche essas fraturas e sua intera??o com a rocha encaixante, ? muito importante para se entender que tipo de fluido atuou na espeleog?nese e como esse processo contribuiu significativamente para a gera??o de porosidade e permeabilidade secund?rias nas unidades de carbonatos. / The recognition of karst reservoirs in carbonate rocks has become increasingly common. However, most karst features are small to be recognized in seismic sections or larger than expected to be investigated with borehole data. One way forward has been the study of analogue outcrops and caves. The present study investigates lithofacies and karst processes, which lead to the generation of the largest system of caves in South America. The study area is located in the Neoproterozoic Una Group in central-eastern Brazil. This province comprises several systems of carbonate caves (Karmann and Sanch?z, 1979), which include the Toca da Boa Vista and Barriguda caves, considered the largest caves in South America (Auler and Smart, 2003). These caves were formed mainly in dolomites of the Salitre Formation, which was deposited in a shallow marine environment in an epicontinental sea (Medeiros and Pereira, 1994). The Salitre Formation in the cave area comprises laminated mud/wakestones, intraclastic grainstones, oncolitic grainstones, oolitic grainstones, microbial laminites, colunar stromatolites, trombolites and fine siliciclastic rocks (marls, shales, and siltites). A thin layer and chert nodules also occur at the top of the carbonate unit. Phosphate deposits are also found. Our preliminary data indicate that folds and associated joints control the main karstification event at the end of the Brasiliano orogeny (740-540 Ma). We recognized five lithofacies in the cave system: (1) Bottom layers of grainstone with cross bedding comprise the main unit affected by speleogenesis, (2) thin grainstone layers with thin siltite layers, (3) microbial laminites layers, (4) layers of columnar stromatolites, and a (5) top layer of siltite. Levels (1) to (3) are affected by intense fracturing, whereas levels (4) and (5) seal the caves and have little fracturing. Chert, calcite and gipsite veins cut across the carbonate units and play a major role in diagenesis. Our preliminary study indicate that hypogenic spelogenesis is the main process of karst development and contributed significantly to the generation of secondary porosity and permeability in the carbonate units.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-08-01T11:55:03Z No. of bitstreams: 1 AndreyJoseMoraesDeLima_DISSERT.pdf: 2671095 bytes, checksum: 5c9ecacd56db46c55bf4d3ca78559cc9 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-08-02T13:26:05Z (GMT) No. of bitstreams: 1 AndreyJoseMoraesDeLima_DISSERT.pdf: 2671095 bytes, checksum: 5c9ecacd56db46c55bf4d3ca78559cc9 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-08-02T13:26:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AndreyJoseMoraesDeLima_DISSERT.pdf: 2671095 bytes, checksum: 5c9ecacd56db46c55bf4d3ca78559cc9 (MD5) Previous issue date: 2016-03-31 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior (CAPES) / Eletr?litos comp?sitos constitu?dos por uma matriz cer?mica de c?ria (CeO2) ou c?ria-gadol?nia (Ce0,9Gd0,1O2-?, CGO) e misturas eut?ticas de Na2CO3/Li2CO3 ou LiCl/KCl permitem reduzir a temperatura de funcionamento de c?lulas a combust?vel de 600 - 800 ?C para a faixa entre 400 e 600 ?C. Neste trabalho, eletr?litos comp?sitos ? base de c?ria e sais fundidos (misturas eut?ticas de carbonatos ou cloretos) foram obtidos pelo m?todo citrato. A rota qu?mica adotada possibilitou a s?ntese em simult?neo das duas fases dos comp?sitos, com um controle preciso de composi??o e microestrutura, promovendo uma substancial intera??o qu?mica entre fases. O estudo avaliou os efeitos da composi??o (teor de carbonato ou cloreto em matriz de c?ria ou CGO) e do processamento (temperatura de sinteriza??o) na microestrutura e propriedades de transporte dos comp?sitos. A caracteriza??o estrutural por difra??o de raios X revelou que os carbonatos e cloretos existem como fases amorfas. Apesar das baixas densidades relativas (entre 52 e 75%), decorrentes das reduzidas temperaturas de sinteriza??o (c?ria/carbonatos a 690 ?C e c?ria/cloretos entre 400 e 600 ?C), observou-se que a fus?o das fases amorfas atua como um selo que pode evitar o fluxo de gases atrav?s das amostras. A correla??o entre a composi??o e o comportamento el?trico, recorrendo ?s t?cnicas de espectroscopia de infravermelho, microscopia eletr?nica de varredura e espectroscopia de imped?ncia, permitiu ampliar o conhecimento existente sobre as novas caracter?sticas destes materiais relativamente aos eletr?litos convencionais. / Solid electrolyte is the part of the fuel cell has three essential functions: separate reagents, blocking electronic current and have high ionic conductivity of the elements that compose it. Composite electrolytes consisting of a ceria (CeO2) or ceria-gadolinia (Ce0,9Gd0,1O2, CGO) ceramic matrix and eutectic mixtures of Na2CO3/Li2CO3 or LiCl/KCl allow reducing the operating temperature of ceramic fuel cells from 600 - 800?C to 400 ? 600 ?C. In this paper, composite electrolytes based on ceria and molten salts (eutectic mixtures of carbonates and chlorides) were obtained by the citrate method. The adopted chemical route enabled the simultaneous synthesis of the two phases, with precise control of composition and microstructure, providing substantial chemical interaction between phases. The study evaluated the effects of composition (carbonate or chloride content in the ceria based matrix) and processing (sintering temperature) on microstructure and transport properties of the composites. The structural characterization by X-ray diffraction showed that the carbonates and chlorides exist as amorphous phases. Despite the low relative densities (between 52 and 75%), as a result of reduced sintering temperatures (ceria/carbonate at 690?C and ceria/chloride between 400 and 600?C), it was observed that the fusion of the amorphous phase acts as a seal that can prevent the flow of gases through the samples. The correlation between the composition and the electrical behavior, using the infrared spectroscopy techniques, scanning electron microscopy and impedance spectroscopy, has observed a homogeneous microstructural distribution between phases, indicating the formation of a ceramic skeleton based on ceria, surrounded by a mixture of amorphous salts, obtaining a conductivity of 0.079 S cm-1 and 0,058 cm-1 S for the ceria composite and carbonates at 600 ? C and 0.0016 S cm-1 and 0.0011 S cm-1 for composites ceria and chlorides at 450 ? C.

Na costa do leste do Brasil, destacam-se importantes acumulações de carbonatos lacustres do Cretáceo (Aptiano) relacionadas à fase de rift que precede a abertura do Oceano Atlântico, estes carbonatos consistem principalmente em espessos pacotes de bivalves associados a sedimentos siliciclásticos finos. Na bacia de Campos este intervalo equivale a Formação Coqueiros e é portador de hidrocarbonetos sendo reservatório nos campos de Badejo, Linguado, Pampo e Trilha. Estes reservatórios são o foco deste estudo, que teve como objetivo aprofundar o conhecimento desses depósitos através da análise das fácies e associações de fácies para definição de sequências seguindo a compreensão atual dos conceitos de estratigrafia de sequência. Foram descritos testemunhos de poços associados a análise de dados de perfil e sísmica através das quais foram definidas dezesseis fácies. A classificação das fácies utilizou critérios sedimentológicos associados a conceitos tafonômicos o que permitiu a intepretação dos processos sedimentares envolvidos em sua deposição Estas fácies foram agrupadas em associações de acordo com gradiente hidrodinâmico de uma plataforma dominada por ondas o que permitiu a interpretação dos padrões de empilhamento e definição de tratos de sistema transgressivos e regressivos. Foi proposto um ciclo ideal de alta frequência com a sucessão esperada de fácies para cada trato que serviu de base para interpretação de sequências de alta e média frequência. Esta análise permitiu a definição de três sequências internas no intervalo conhecido como Coquina Inferior, correlacionadas entre os poços que possuíam a melhor amostragem do intervalo permitindo assim analisar a variação vertical e lateral de fácies. A metodologia proposta permite a intepretação da estratigrafia em uma escala de maior detalhe auxiliando a interpretação da ocorrência de fácies e sua distribuição espacial na escala de dezenas a centenas de metros. Este tipo de análise é importante para desenvolvimento da produção de campos de hidrocarbonetos sendo útil na construção de modelos geológicos. Pode ser aplicável a ambientes análogos com similaridades quanto à composição das rochas e os processos envolvidos em sua deposição, como a Formação Itapema análoga na Bacia de Santos. / On the eastern Brazilian coast there is an important accumulation of Cretaceous lacustrine carbonates linked to the rift phase, which precedes the opening of the Atlantic Ocean. These carbonates consist mainly of bivalve packages associated with fine siliciclastic sediments. In the Campos Basin this interval is denominated Coqueiros Formation and constitutes a hydrocarbon reservoir in the fields of Badejo, Linguado, Pampo and Trilha. These reservoirs are the focus of this study, which aimed to detail the knowledge of these deposits through the analysis of facies and their associations in order to define sequences according to the present understanding of sequence stratigraphy concepts. Core samples description, well logs and seismic data analyses have been carried out, allowing the definition of sixteen facies. The facies classification was based on sedimentary characteristics associated with taphonomic concepts that allowed the interpretation of sedimentary processes involved in the deposition. These facies were grouped in associations according to a hydrodynamic gradient of a wave-dominated platform, which allowed the interpretation of stacking patterns and the definition of both transgressive and regressive system tracts It was proposed an ideal high frequency cycle with the facies succession from each tract which was used for the interpretation of high and medium frequency sequences. This analysis allowed the definition of three internal sequences in the so-called Lower Coquina Interval correlated among the best sampled wells, and the analysis of vertical and lateral variation of facies. The proposed methodology allows the interpretation of the stratigraphy in a small scale contributing to the interpretation of the occurrence of facies and their spatial distribution in a scale of tens to hundreds of meters. This type of analysis is important for the development of production in a hydrocarbon field and is useful for the construction of geological models and is applicable to similar environments with same composition of the rocks and similarities in the processes involved in their deposition, such as the Itapema Formation in the Santos Basin.

Submitted by Rafael Santana (rafael.silvasantana@ufpe.br) on 2018-01-31T18:58:01Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) DISSERTAÇÃO Aline Dantas de Oliveira.pdf: 7187935 bytes, checksum: 2f865a50020bf3264c45bd86c0acd251 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-01-31T18:58:01Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) DISSERTAÇÃO Aline Dantas de Oliveira.pdf: 7187935 bytes, checksum: 2f865a50020bf3264c45bd86c0acd251 (MD5) Previous issue date: 2016-08-31 / CNPQ / Estudos de reservatórios carbonáticos se fortificaram no Brasil após a descoberta de depósitos de petróleo do Pré-sal. No Brasil, apesar de existirem várias técnicas para o aproveitamento e uso do dióxido de carbono contido em formações petrolíferas, a reinjeção do CO2 emergente das formações dos próprios reservatórios do Pré-sal vem se mostrando requisitada na indústria, o que incentiva estudos nessa área. Para isso, o entendimento acerca do comportamento de rochas carbonáticas submetidas à injeção de fluidos reativos é fundamental, seja através da medição experimental ou de estudos teóricos. O principal objetivo da presente dissertação foi a investigação do comportamento provocado pela injeção de uma solução reativa de HCl em amostras de rochas carbonáticas sintéticas, para um entendimento mais amplo do processo de dissolução em carbonatos, tanto no âmbito químico, quanto no geomecânico. Os corpos de prova sintetizados neste trabalho apresentaram densidade de 1,5 g/cm³, compostos por areia quartzosa, hidróxido de cálcio e halimeda, na proporção de 50%, 25%, 25%, respectivamente, e os ensaios de dissolução foram realizados em uma célula de dissolução desenvolvida e instrumentada na UFPE. A metodologia dos ensaios consistiu na injeção da solução de HCl nas amostras de rocha sintetizadas através de um fluxo axial descendente, sob condições controladas de ensaio. Análises de caracterização das rochas foram realizadas antes e após a injeção do fluido reativo. O valor da resistência à compressão simples da rocha sintética a classificou como uma rocha carbonática branda, estando de acordo com o propósito do trabalho. As rochas apresentaram permeabilidade inicial da ordem de 10-14 m² (10 milidarcy) e após a dissolução sofreram um aumento de permeabilidade na ordem de cem vezes maior do que a permeabilidade inicial, para rochas carbonáticas sintéticas submetidas ao fluido de pH 2 e 3 e um aumento dez vezes maior, para rochas carbonáticas sintéticas submetidas a um fluido com pH 4. Esse aumento de permeabilidade foi provocado pela formação de canais de fluxos preferenciais (wormholes), sendo mais atenuados nas rochas submetidas aos fluidos de pH mais baixos. Na análise qualitativa da porosidade foram utilizadas tomografias computadorizadas para o entendimento da estrutura interna das rochas antes e após a dissolução, mostrando que a passagem da solução causou dissolução dos minerais carbonáticos presente em todas as amostras, provocando, assim, aumento dos espaços vazios das rochas. Com base nos resultados apresentados, foi possível concluir que a injeção do fluido reativo nas rochas carbonáticas causou dissolução do mineral presente no meio poroso, alterações na resistência da rocha, bem como alterações da permeabilidade e porosidade, ou seja, modificações significativas nas propriedades petrofísicas do meio. Esse conjunto de análises resultou no aumento do conhecimento aos acontecimentos decorrentes do processo de dissolução de rochas carbonáticas sintéticas, agregando informação à recente tendência da utilização de rochas preparadas em laboratório nos estudos relacionados à área de petróleo. / Carbonate reservoir studies were fortified in Brazil subsequent to discovery of oil deposits in the Pre-salt. In Brazil, although there are several techniques for harnessing and use of carbon dioxide contained in oil formations, a reinjection of CO2 emerging from the formations of its own Pre-salt reservoirs has been proven requisitioned in the industry, which encourages studies in this area. For this, the understanding of the carbonate rocks behavior when submitted to an injection of reactive fluids is crucial, whether arising from experimental measurement or theoretical studies. The main objective of this dissertation was the investigation of the behavior provoked by injecting a reactive solution of HCl in samples of synthetic carbonate rocks, to a wider understanding of the dissolution process in carbonates, in both context, chemical and geomechanical. The samples synthesized in this work exhibited density of 1.5 g/cm³ and composition of quartzite sand, calcium hydroxide and halimeda, at a ratio of 50%, 25%, 25%, respectively, and dissolution testing were performed on a dissolution cell designed and instrumented at UFPE. The methodology of the tests consisted of injecting the HCl solution into the rock samples synthesized through a descending axial flow under controlled test conditions. Analysis of characterization of carbonate rocks were performed before and after the injection of reactive fluid. The value of compressive strength of the synthetic rock classified as a soft carbonate rock, which is consistent with the purpose of work. The rocks had initial permeability in order of 10-14 m² (10 milidarcy), and after the dissolution, were increased permeability of the order of one hundred times more (for the synthetic carbonate rocks subjected to pH 2 and fluid 3) and ten times more (pH 4) compared with the initial permeability. This permeability increase was caused by the formation of preferential flow channels (wormholes) being more attenuated in rocks subjected to lower pH fluids. In the qualitative evaluation of porosity have been used CT scans to understand the internal structure of the rocks before and after dissolution, showing that the passage of the reactive fluid caused the dissolution of carbonate minerals present in all samples synthetic, thereby causing an increase of void spaces of the rock. Based on the results, it was concluded that the injection of the reactive fluid in synthetic carbonate rocks caused dissolution of the mineral present in the porous medium, alterations in rock strength, and changes in the permeability and porosity of the porous medium, which means significant changes in petrophysical properties of the medium. This group of analyzes resulted in increased knowledge to the events arising in the process of dissolution of synthetic carbonate rocks, adding information to the recent trend of using rocks laboratory prepared in the studies related to the pretroleum sector.

Submitted by Divisão de Documentação/BC Biblioteca Central (ddbc@ufam.edu.br) on 2015-10-22T14:28:19Z No. of bitstreams: 1 Dissertação - Moeme Máximo.pdf: 16075302 bytes, checksum: 6705e70b229e217778d9756bbafe8b03 (MD5) / Approved for entry into archive by Divisão de Documentação/BC Biblioteca Central (ddbc@ufam.edu.br) on 2015-10-22T14:47:54Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação - Moeme Máximo.pdf: 16075302 bytes, checksum: 6705e70b229e217778d9756bbafe8b03 (MD5) / Approved for entry into archive by Divisão de Documentação/BC Biblioteca Central (ddbc@ufam.edu.br) on 2015-10-22T14:53:50Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação - Moeme Máximo.pdf: 16075302 bytes, checksum: 6705e70b229e217778d9756bbafe8b03 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-10-22T14:53:50Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação - Moeme Máximo.pdf: 16075302 bytes, checksum: 6705e70b229e217778d9756bbafe8b03 (MD5) Previous issue date: 2012-07-30 / Conselho Nacional de Pesquisa e Desenvolvimento Científico e Tecnológico - CNPq / In the Amazon Basin the sedimentary record of the Tapajós Group comprises rocks of economic interest in the building industry and oil exploration. Specifically the carbonate rocks are used as the main raw material in the cement manufacturing, but they also might be interesting traps for oil. The limestones located in the Jatapú river, northern edge of the Amazon Basin, Urucará/AM was the object of this study and they are currently being explored by the João Santos Group for cement production. The multi-approach study, including faciology, microfaciology, mineralogy, chemical and stable isotopes data, was undertaken to understand the geological history of these rocks. A total of 46 samples were taken every 0.50 m along a 15-m high stratigraphic section that was divided in three main levels. The lower level consists of pure carbonate rocks with calcite and quartz (high content of CaO), followed by a middle level of shale formed by kaolinite, illite/muscovite, pyrite, ankerite and dolomite with the highest concentrations of SiO, MgO, AlO, FeO, KO, trace 223232 elements (Sc, V, Ni, Cu, Zn, Ga, Rb, Zr, Nb, Mo, Cs, Hf, Pb, Th) and rare earth elements among the levels. Finally, the upper level corresponds to a limestone and consists of calcite and dolomite intercalated by kaolinitic material. In these three levels were identified eight facies and 21 microfacies. The microfaciology characterization allowed us to group them into three facies associations, which are representative of lagoon (AF1), bioclastic bank (AF2) and shallow marine (AF3) environments. Furthermore, the integration of microfaciology and carbon and oxygen isotopic data led us to identify the presence of diagenetic meteoric fluids and B- and C-types dolomites. The lagoon environment comprises shales, dolomites and fossiliferous mudstones foraminifera, echinoderms, brachiopods, gastropods, pelecypods, ostracods, bryozoans and peloids. Based on this association and the carbon and oxygen isotopic signatures we may suggest the existence of an effective connection with a marine environment. The bioclastic bank, which the transition from the lagoon environment is marked by the presence of ooids, is characterized by bioclastic fragments and disjointed shell suggesting an intertidal environment. The marine environment in the subtidal conditions is marked by large amounts of bioclastic fragments and almost lack of lime mud. These conditions are consistent with a depositional model of shallow carbonate ramp developed in a hot and humid environment / O registro sedimentar do Grupo Tapajós na Bacia do Amazonas corresponde a rochas de grande interesse econômico, tanto na construção civil como na área do petróleo. Em particular as rochas carbonáticas, na construção civil são exploradas para a fabricação de cimento, e em termos petrolíferos, despertam interesse quanto ao entendimento do comportamento como rochas armazenadoras e selantes de hidrocarbonetos. Aqui foi abordado particularmente às ocorrências encontradas na borda norte da Bacia do Amazonas, no rio Jatapú, munícipio de Urucará no estado do Amazonas, onde a exploração do calcário pelo Grupo João Santos permitiu a exposição de uma belíssima sucessão sedimentar a qual foi alvo desse estudo. Foram realizados estudos petrográficos, mineralógicos, faciológicos, químicos e isotópicos com o objetivo de compreender a história geológica dessas rochas. Foram coletadas amostras espaçadas a cada 0,50 m ao longo de um perfil litoestratigráfico com 15 metros de altura resultando em 46 amostras divididas em três níveis. O nível inferior formado por carbonato puro com calcita e quartzo (elevado conteúdo de CaO), seguido pelo nível médio constituído de folhelho com caulinita, illita/muscovita, pirita, ankerita e dolomito com concentrações mais altas de SiO, MgO, AlO, FeO, KO, elementos traços (Sc, V, Ni, Cu, Zn, Ga, Rb, Zr, 223232 Nb, Mo, Cs, Hf, Pb, Th) e terras raras. Finalmente, o nível superior que corresponde a calcário constituído por calcita e dolomita com intercalações de material caulinítico, possui as concentrações médias em todos os elementos analisados. Nesses três níveis foram identificadas 8 fácies, que foram refinadas por análise petrográfica, sendo individualizadas 21 microfácies. Com a integração dos dados de microfácies e isotópicos de carbono e oxigênio, foi identificada a presença de fluídos diagenéticos de origem meteórica assim como a caracterização de dolomitas do tipo B e C. As microfácies permitiram o agrupamento em três associações de fácies características de ambientes lagunar (AF1), banco bioclástico (AF2) e marinho raso (AF3). O registro lagunar é composto de folhelhos, dolomitos e mudstones com uma assembléia fossilífera constituída por foraminíferos, equinodermas, braquiópodes, gastrópodes, pelecípodes, ostracodes, briozoários e pelóides. Com base nessa associação e com dados isotópicos de carbono e oxigênio constatou-se a presença de uma conexão marinha nesse ambiente. O banco bioclástico, cuja transição com o ambiente lagunar é marcada por oóides, é caracterizado por fragmentos de bioclastos e conchas desarticuladas indicando ambiente de intermaré. O ambiente marinho em condições de inframaré é marcado pela maior fragmentação dos bioclastos e praticamente ausência de lama carbonática. Essas condições são compatíveis com modelo deposicional de plataforma rasa do tipo rampa carbonática em condições de clima quente e húmido.