Made available in DSpace on 2015-06-17T19:33:56Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2014-06-06. Added 1 bitstream(s) on 2015-06-18T12:47:48Z : No. of bitstreams: 1 000830228.pdf: 8182446 bytes, checksum: 1ce8eee86fe6fd98d945bdfe113ea487 (MD5) / Espessas acumulações lacustres de coquinas de bivalves de idade Jiquiá (Eoaptiano), Eocretáceo, fase rifte, Grupo Lagoa Feia, ocorrem na área sudoeste da Bacia de Campos e constituem reservatórios de hidrocarbonetos. Este estudo objetiva aprofundar a caracterização das fácies deposicionais e dos eventos diagenéticos associados às referidas coquinas, bem como definir os parâmetros controladores da qualidade permo-porosa do reservatório e o impacto das heterogeneidades deposicionais e diagenéticas na produção de óleo. Com base em análise de testemunhos, estudos petrográficos, informações petrofísicas, perfis de poços e no uso de analogias com unidades carbonáticas eocretácicas e recentes, obteve-se uma melhor compreensão dos processos deposicionais, estratigráficos e diagenéticos das coquinas, bem como de suas geometrias. A qualidade do reservatório das coquinas é controlada pela interação de múltiplas variáveis, incluindo fatores de natureza estrutural/tectônica (responsável pela criação de espaço de acomodação e aporte de siliciclastos), deposicional (textura, seleção, composição mineralógica, teor de matriz) e diagenética (cimentação, dissolução, soterramento e neomorfismo). Essas variáveis influenciaram a capacidade de armazenamento e de fluxo do reservatório, introduzindo heterogeneidades para o fluxo de fluidos dentro do reservatório. As 9 fácies carbonáticas lacustres reconhecidas foram agrupadas em três associações de fácies: fácies de alta energia compostas por rudstones e grainstones, fácies de moderada energia composta por packstones e floatstones e fácies de baixa energia representadas por wackestones e mudstones. Somente as fácies deposicionais de alta energia mostram condições favoráveis para o desenvolvimento de boa permo-porosidade. O reservatório carbonático das coquinas apresenta elevado grau de heterogeneidade vertical, gerada pela ciclicidade estratigráfica... / In southwestern area of Campos Basin, Brazil, thick lacustrine bivalve deposits of the Lagoa Feia Group (Rift Phase/Early Aptian) occur as petroleum reservoirs. This study aims to improve the characterization of the depositional facies and diagenetic events associated with the coquinas and to define the controlling parameters of the reservoir quality in terms of permeability and porosity; the impact of depositional and diagenetic heterogeneities in oil production is also subject to review. Based on data from rock studies, including core analysis, petrographic studies and petrophysical information, and using well logs and analogies with Cretaceous and Recent carbonate units, it was possible to get a better understanding of the depositional and diagenetic processes involving the coquinas, as well as their geometries. The reservoir quality is controlled by interaction of multiple variables, including structural/tectonic factors (responsible for the creation of accommodation space and supply of siliciclasts), depositional aspects (texture, sorting, mineralogical composition, content of matrix) and diagenetic processes (cementation, dissolution, burial and neomorfism). These variables influenced the storage and flow capacity of the reservoir, introducing heterogeneities and causing the fluid flow slow down or stop it within the reservoir. The nine lacustrine carbonate facies herein recognized were grouped into three facies associations: a. high energy facies composed by rudstones and grainstones; b. moderate energy facies represented by packstones and floatstones; and c. low energy facies including wackestones and mudstones. Only depositional facies of high-energy show favorable conditions for the development of good permeability/porosity. The coquina carbonate reservoir presents a high degree of vertical heterogeneity caused by stratigraphic cyclicity, wide textural variety associated to changes in the energy of the depositional environment...

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

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

Orientador: José Ricardo Sturaro / Banca: Joel Carneiro de Castro / Banca: Sergio Caceres / Resumo: Os arenitos de água profunda, designados genericamente como turbiditos, têm enorme relevância energética e econômica para o Brasil. Na Bacia de Campos, a maior parte dos campos produtores contêm níveis turbidíticos da Formação Carapebus (Eoceno), focalizados neste estudo. É o caso dos campos de Enchova e Bonito. Nesta dissertação propõe-se a caracterização geológica-petrofísica dos reservatórios turbidíticos (Eoceno) nestes campos, que mesmo descobertos há 30 anos detém poucas informações publicadas no que se refere à sua disposição espacial litológica e petrofísica. A integração de metodologias e ferramentas possibilita a melhor compreensão dos reservatórios e de suas heterogeneidades. Neste trabalho foram integrados dados oriundos de testemunhos, perfis de poços, sísmica 3-D (40 km²) por meio dos métodos geoestatísticos Krigagem Indicativa e Krigagem Ordinária, de forma a contribuir com o entendimento da distribuição das principais unidades do reservatório. A análise litológica teve como enfoque os métodos qualitativos, apoiada na descrição de testemunhos apresentadas na pasta de poço, e quantitativo, baseado nas análises dos perfis geofísicos de 20 poços. Com base nesta correlação rocha-perfil, os litotipos arenito, carbonato e folhelho foram definidos e extrapolados para os intervalos não testemunhados. A interpretação e correlação dos perfis geofísicos identificaram dois níveis arenosos principais, o inferior com 10 a 15 m e superior com 70 a100 m, separados por uma camada de folhelho de 5 a 20 m. Salienta-se o controle deposicional de uma feição erosiva de idade Maastrichiano-Eoceno Médio, a qual concentra as maiores espessuras de areia a oeste dos campos. A caracterização estrutural do reservatório, definida por três feições dômicas alinhadas a NE, foi definida ... (Resumo completo clicar acesso eletrônico abaixo) / Abstract: Deep-water sandstones, known as turbidites, play an important role in Brazil's energy and economic scenario. In the Campos Basin, Carapebus Formation's Eocene turbidites produce in most oil fields of the basin. Enchova and Bonito oil fields, focused in this study, represent Eocene sandstone production areas. Discovered 30 years ago, Eocene reservoirs have a lack of information regarding its lithological and petrophysical distribution. This master thesis proposes a geological-getrophysical reservoir characterization of Eocene turbidites on Enchova and Bonito fields. The integration of methodologies and tools enables a better understanding of the reservoir geometry and heterogeneity. This work integrates core descriptions from well reports, well logs and 3-D seismic through Indicator Kriging (lithology) and Ordinary Kriging (porosity) resulting in 3-D solid models. The models possibly a better understand of lithologic and petrophysical reservoir distribution. The lithological analysis is supported by qualitative methods, supported by the 70m core description provided with well log data, and quantitative, based on the analysis of 20 well logs. Based on this correlation between logs and rocks, the lithology classes, sandstone, carbonate and shale, were defined. The well-logs interpretation and correlation identified two main turbidite intervals, the lower 5 to 15 m and upper 70 to 100 m, separated by a shale layer 5 to 20 m. These intervals were depositionally controlled by an erosive feature associated with Maastrichtian-Middle Eocene unconformity, defining the distribution pattern of turbidites sands concentrated on the western portion of the fields. The reservoir structural characterization, performed trough 3-D seismic interpretation, is defined by three domal features separated by normal faults aligned to NE-SW. Seismic amplitude attributes ... (Complete abstract click electronic access below) / Mestre

Esta dissertação de mestrado compreende o artigo submetido à publicação, bem como a nota explicativa, base conceitual e contextualização do tema e objetivos, e por fim uma discussão integradora sumarizando os principais resultados. O tema principal da dissertação são os complexos turbidíticos marinhos profundos da Bacia de Campos, notórios produtores de petróleo e de relevante significância no contexto da matriz energética do Brasil desde os anos 1970. Estes depósitos portadores de hidrocarbonetos foram descobertos após um grande esforço exploratório inicial, e desde então sempre se mostraram reservatórios prolíficos e cada vez mais relevantes na produção de petróleo anual brasileira. Com a descoberta do pré-sal, estima-se a ultrapassagem da capacidade de produção dos turbiditos, mas é inegável que o suporte capital e conhecimento geológico inicial que permitiram a descoberta do pré-sal são diretamente sustentados pela bem estabelecida produção dos turbiditos Cretácicos. O intervalo de estudo é o Cretáceo Superior (Turoniano ao Maastrichtiano), um período globalmente definido por uma transgressão de segunda ordem. Entretanto, dentro de um intervalo estratigráfico não usual, são reconhecidos uma série de corpos areníticos de espessuras consideráveis, os quais podem atingir até 200 metros de arenitos contínuos Estes depósitos foram sistematicamente formados por fluxos gravitacionais associados ou não a cânions, sendo depositados na forma de complexos de leques de assoalho (basin floor fan complexes). A variabilidade de espessura, dimensões laterais e geometrias destes depósitos são muito expressivas, e isso motivou a presente dissertação. A área de estudo compreende os campos produtores de Polvo e Peregrino, considerados já bem estabelecidos e com um programa de explotação de longo prazo. Utilizando dados sísmicos convertidos em profundidade e um total de 105 poços, foram selecionadas as linhas sísmicas mais relevantes a fim de desenvolver uma interpretação sismoestratigráfica da área de estudo. Desta forma, o presente trabalho consistiu inicialmente em uma análise de alta resolução dos refletores sísmicos e suas respectivas terminações nas seções sísmicas previamente selecionadas. A interpretação completa dos refletores sísmicos permitiu o reconhecimento das superfícies limítrofes e uma posterior caracterização regional de cinco unidades sismoestratigráficas no intervalo de estudo. Após o reconhecimento das unidades sismoestratigráficas, foram também caracterizadas as principais fácies sísmicas reconhecidas no intervalo estudado a partir do mapeamento regional de pacotessísmicos com assinaturas específicas e correlação com dados litológicos de poços adjacentes. Por fim, utilizando-se dos conceitos básicos de estratigrafia de sequencias, foram construídas cartas cronoestratigráficas visando o reconhecimento das fases evolutivas e uma posterior construção do modelo deposicional com caráter preditivo dos complexos turbidíticos. Como resultado final, obteve-se um modelo deposicional de alta resolução da área mapeada, o qual pode ser utilizado como guia para a predição de depósitos turbidíticos arenosos na Bacia de Campos. A presente dissertação ainda propõe uma metodologia sistemática visando o reconhecimento e caracterização regional de depósitos turbidíticos, a qual compreende significativas implicações para avaliação na distribuição de reservatórios arenosos. / This master's thesis is comprised by a scientific article submitted for publication, an explanatory note, a summary of conceptual basis and contextualization of the theme and objectives, and an integrative discussion summarizing the most important results obtained. The main subject of this dissertation deals with seismic stratigraphic study of the deep marine turbidite complexes of the Campos Basin, which are notorious and extremely important oil producing formations in Brazil since the 1970s. These hydrocarbons deposits were discovered after a great initial exploratory effort, and since then have always been prolific and increasingly relevant reservoirs in Brazilian annual oil production. With the discovery of pre-salt reservoirs, it is estimated that turbidite production capacity is exceeded, but it is undeniable that the initial support and initial geological knowledge that allowed the discovery of the pre-salt is directly supported by the well-established production of the Cretaceous turbidites. The studied interval has an Upper Cretaceous (Turonian to Maastrichtian) age, a period globally defined by a second order transgression. However, within an unusual stratigraphic range, several laterally continuous sandstone bodies with thickness up to 200 meters are regionally recognized in the Campos Basin. These deposits were systematically formed by gravitational fluxes associated or not with canyons and deposited as basin floor fan complexes. The variability of thickness, lateral dimensions and geometries of these deposits are characteristic, providing motivation for the present study The study area comprises the Polvo and Peregrino oilfields, already considered well established and with a long-term exploitation program. Using depth converted 2D seismic data and well data from 105 wells, the most relevant seismic lines were selected to develop a detailed seismic stratigraphic interpretation of the study area. Thus, the present work comprises an initial high-resolution analysis of seismic reflectors and their respective terminations in the previously selected seismic sections. The complete interpretation of the seismic reflectors allowed the recognition of the boundary surfaces and a subsequent regional characterization of five seismic stratigraphic units in the studied interval. After the recognition of the seismic stratigraphic units, the main seismic facies recognized were characterized through regional mapping of seismic packages with specific signatures and correlation with lithological data from adjacent wells. Finally, using the basic concepts of sequence stratigraphy, chronostratigraphic charts were constructed for recognition of the evolutionary phases and to support the construction of a predictive depositional model for the turbidite complexes As a final result, a high resolution depositional model of the study interval was obtained, which can be used as a guide for the prediction of sand dominated turbidite deposits in the Campos Basin. The present dissertation also proposes a systematic methodology for seismic recognition and regional characterization of turbidite deposits, which has significant implications for the evaluation of sand dominated, turbidite reservoir distribution during hydrocarbon exploration.

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.

Processos diagenéticos controlam a porosidade e permeabilidade dos reservatórios de petróleo. Um estudo petrográfico sistemático de 71 arenitos e conglomerados da Formação Itabapoana (Aptiano), selecionadas de testemunhos de 13 poços na porção offshore da Bacia de Campos, Leste do Brasil, permitiu o reconhecimento dos principais constituintes primários, diagenéticos, tipos de poros e das relações temporais e espaciais entre eles. Essas rochas são contemporâneas aos extensos reservatórios lacustres do “Pré-Sal” atualmente em exploração. As rochas variam de arenitos muito finos a conglomerados, com predominância de arenitos muito grossos, e sua composição detrítica original corresponde a arcósios líticos e litarenitos feldspáticos, ricos em fragmentos de rochas vulcânicas (FRV). Argilominerais esmectíticos são os mais abundantes constituintes diagenéticos, relacionados principalmente à alteração de FRV, minerais pesados e biotita. A história térmica e de soterramento, e o fluxo de fluídos também exerceram um papel fundamental nos processos diagenéticos e na evolução da qualidade de reservatório. Os principais processos diagenéticos registrados foram a dissolução de FRV, feldspatos e minerais pesados, a autigênese de esmectitas, hematita, dolomita, calcita, zeolitas e óxidos de titânio cimentando e substituindo FRV, feldspatos, biotita e minerais pesados, a compactação mecânica e química, e a albitização dos feldspatos, principalmente dos plagioclásios. A porosidade primária intergranular foi fortemente reduzida pela compactação e cimentação por argilominerais esmectíticos, calcita, dolomita e zeolitas. Por outro lado, porosidade secundária foi gerada pela dissolução de constituintes primários e diagenéticos, e por faturamento. Futuros estudos específicos e detalhados, incluindo análises de microscopia eletrônica, difratometria de raios-X e isótopos estáveis, deverão contribuir para um melhor entendimento da distribuição espacial e temporal dos processos diagenéticos nessas rochas, de modo a embasar o desenvolvimento de modelos preditivos quanto à sua qualidade, que possam contribuir para reduzir os riscos envolvidos na sua exploração. / Diagenetic processes control the porosity and permeability of petroleum reservoirs. A systematic study of 71 sandstones and conglomerates of the Itabapoana Formation (Aptian), selected from the cores of 13 wells in the offshore portion of Campos Basin, eastern Brazil, allowed the recognition of the main primary and diagenetic constituents, pore types, and of the space and time relations among them. These rocks are contemporaneous to the extensive lacustrine Pre-Salt carbonate reservoirs under exploration. The rocks range from very fine-grained sandstones to conglomerates, with predominance of very coarse-grained sandstones, and their original detrital composition corresponds to lithic arkoses and feldspathic litharenites, rich in volcanic rock fragments (VFR). Smectitic clay minerals are the most abundant diagenetic constituents, related mostly to the alteration of VRF, heavy minerals and biotite. The burial and thermal history and the flow of fluids also exerted a fundamental role on the diagenetic processes and on the of reservoir quality. The main diagenetic processes recorded were the dissolution of volcanic fragments, feldspars and heavy minerals, the authigenesis of smectites, hematite, dolomite, calcite, zeolites and titanium oxides in intergranular pores and replacing VRF, feldspars, biotite and heavy minerals, mechanical and chemical compaction, and the albitization of feldspars, mostly plagioclase. Primary intergranular porosity was strongly reduced by compaction and smectite, calcite, dolomite and zeolite cementation. On the other hand, secondary porosity was generated by the dissolution of primary and diagenetic constituents, and by fracturing. Future specific and detailed studies, including electron microscopy, X-ray diffraction and stable isotope analyses, shall contribute to a better understanding of the space and time distribution of diagenetic processes in these rocks, in order to support the development of predictive models of their quality that may contribute to the reduction of risks involved in their exploration.

Os foraminíferos são o grupo de microfósseis mais utilizado em bioestratigrafia, são considerados os principais portadores de informações paleoceanográficas e apresentam aplicações à análise de bacias sedimentares. O objetivo principal deste trabalho é propor um modelo de reconstrução paleoceanográfica na Bacia de Campos, analisando 61 amostras retiradas do testemunho GL-77, coletado no talude inferior, offshore da bacia. O intervalo contempla os dois últimos ciclos Glacial- Interglacial, correspondentes às biozonas de foraminíferos planctônicos W (parcialmente), X, Y e Z. Por meio das análises de fauna total, datações em 14C e análises isotópicas de δ18O e δ13C nas carapaças de foraminíferos planctônicos, obtiveram-se estimativas de variações de paleoprodutividade, paleossalinidade e paleotemperatura superficiais do mar; foi elaborado um modelo de idade e, posteriormente, as estimativas de taxas de sedimentação. O modelo de idade identificou o Último Máximo Glacial (UMG) e estimou as idades de alguns eventos bioestratigráficos, como o datum YP.2, o limite MIS 3/4 (coincidente com o limite Y2/Y3), o limite Y1/Y2 e o datum YP.4. As taxas de sedimentação estão estranhamente elevadas na Biozona X (intervalo glacial) onde se esperaria taxas menores. No Holoceno há uma elevada taxa de sedimentação, associada à influência do delta do Rio Paraíba do Sul, na porção norte da bacia. As paleotemperaturas reagem sazonalmente no intervalo glacial, onde a amplitude entre verão e inverno é maior que a registrada nos períodos interglaciais. Foi observada uma correlação das paleotemperaturas com as condições ambientais marcadas pelas subzonas quentes e frias na Biozona X. Baseado na razão P/B pode ser identificado um limite de sequências junto ao limite MIS 4/5. A paleossalinidade reduz em intervalos de degelo. A paleoprodutividade diminui de 29 ka (limite MIS 2/3) ao UMG e aumenta próximo ao limite Pleistoceno/Holoceno. Finalmente, se observou que a transição Pleistoceno/Holoceno ocorre dentro da Biozona Y, e não é relacionada temporalmente ao início da Biozona Z. / Planktonic foraminifera is the most useful microfossil group for biostratigraphic studies, being considered the main carriers of paleoceanographic information and being applicable to the analysis of sedimentary basins. The main aim of this work is to propose a paleoceanographic reconstruction model in the Campos Basin, by analyzing 61 samples taken from the GL-77 core, collected at the lower continental slope, in the offshore part of the basin. The interval comprises the last two Glacial- Interglacial cycles, corresponding to the planktonic foraminifera biozones W (partially), X, Y and Z. By means of analysis of the total fauna, datings in 14C and isotopic analyses of δ18O and δ13C in shells of planktonic foraminifera estimates of variations of paleoproductivity, paleosalinity and sea surface paleotemperature were obtained; an age model and, posteriorly, the sedimentation rates were calculated. The age model identified the Last Glacial Maximum (LGM) and estimated the ages of a few biostratigraphic events, such as YP.2 datum, the MIS 3/4 boundary (which coincides with the Y2/Y3 boundary), the Y1/Y2 boundary and the YP.4 datum. The sedimentation rates are strangely elevated in Biozone X (glacial period) where lower rates would be expected. In the Holocene there is an elevated sedimentation rate, associated to the influence of the Paraíba do Sul River delta, at the northern portion of the basin. The paleotemperatures oscillate seasonally in the glacial periods, when the amplitude between summer and winter is larger than the one registered in the interglacial periods. A correlation was observed between the paleotemperatures and the environmental conditions characterized by the warm and cold subzones in Biozone X. Based on the P/B ratio a limit of sequences can be identified next to the MIS 4/5 boundary. Paleosalinity is reduced in deglaciation periods. Paleoproductivity is reduced to 29 ka (MIS 2/3 boundary) by the LGM and increases near the Pleistocene/Holocene boundary. Finally, it was observed that the Pleistocene/Holocene transition occurs inside Biozone Y, and is not temporally related to the beginning of Biozone Z.

A Bacia de Campos está limitada pelo Alto de Vitória ao Norte e pelo Alto de Florianópolis ao sul, possuindo uma área de aproximadamente 100.000 km2. Sua seção rifte é composta pela porção basal a mediana do Grupo Lagoa Feia, e inclui a principal rocha geradora da bacia, reconhecidamente rica em matéria orgânica, sendo a maior produtora de hidrocarbonetos do Brasil, e rochas reservatório carbonáticas. O presente estudo foca sua análise no intervalo rifte, onde foi realizada uma interpretação e mapeamento sistemático de linhas sísmicas 2D em uma área chave da bacia. Esta análise é baseada em adaptações de modelos já existentes de evolução de bacias rifte, e nos conceitos de estratigrafia de sequências aplicados à sismoestratigrafia. Através da interpretação e mapeamento das seções sísmicas, foi possível elaborar um modelo evolutivo para a fase inicial da Bacia de Campos, com a elaboração de uma carta cronoestratigráfica e estabelecimento dos tratos de sistemas que distinguem as diferentes fases de evolução dos meio-grábens reconhecidos. O resultado foi a delimitação de três tratos de sistemas tectônicos, que permitiram uma compreensão detalhada da complexa evolução e desenvolvimento das calhas da Bacia de Campos durante a fase rifte. / The Campos Basin is limited northward by the Vitória High and southward by the Florianópolis High, with an area of approximately 100,000 km2. The rift section in the Campos Basin comprises the basal and median portions of the Lagoa Feia Group, and includes the main source rocks in the basin, which is known to be rich in organic matter and is the best hydrocarbon producer in Brazil, as well as carbonate reservoir rocks. The present study focuses its analysis on the rift section, where a systematic mapping and interpretation of 2D seismic lines in a key area of the basin was carried out. This analysis is based on adaptations of existing evolution models for rift basins, and the concepts of sequence stratigraphy applied to seismic stratigraphy. Through the interpretation and mapping of seismic sections, it was possible to propose an evolution model for the initial phase of the Campos Basin, with the construction of a chronostratigraphic chart and the establishment of systems tracts that distinguish different stages on the evolution of the recognized half-grabens. The result was the delimitation of three tectonic systems tracts that allowed the detailed understanding of the complex evolution and trough development of the Campos Basin during the rift phase.

A composição da granada possui relação direta com as condições físico-químicas de seu ambiente de geração e consequentemente com a rocha em que se formou. Assim, pode-se relacionar a composição química da granada com a rocha hospedeira, dentro de certas limitações. Este trabalho focaliza a análise varietal da granada para a identificação das principais rochas-fonte envolvidas na proveniência dos arenitos da Bacia de Campos (Andar Alagoas), no estado do Rio de Janeiro. Nas análises obtidas por microssonda eletrônica, dos 17 poços do segmento offshore do estudo, verifica-se a contribuição de diferentes rochas-fonte portadoras de granadas, identificadas como dos tipos A, B e C, e dentre essas, a que predomina são as granadas do tipo B. Uma individualização dessa classificação nos permitiu categorizá-las em granadas do tipo Bi, que são granadas derivadas de rochas ígneas ácidas e intermediárias, notadamente granitóides. A identificação precisa da rocha-fonte possui algumas limitações, devido a superposição nas composições mostradas nos diagramas ternários discriminantes das granadas. Entretanto, a ausência ou pequena incidência de zonações composicionais e de inclusões, embora não excluam totalmente as outras categorias, apontam para essa classificação. Granadas do tipo D e E não aparecem em nenhuma das amostras analisadas. A interpretação dos resultados de aproximadamente 4000 análises das 65 amostras indica duas contribuições principais para a proveniência desses arenitos: no setor sul da bacia, terrenos derivados do Domínio Cabo Frio, (rochas metamórficas da fácies granulito a anfibolito superior, meta-pelitos aluminosos e secundariamente metabasitos, além de granitos), e na porção norte da bacia, uma derivação dos terrenos orientais do orógeno Ribeira (terrenos de alto grau e granitóides associados). A direção de suplemento sedimentar principal é de sudoeste para nordeste, interpretada como resultado da identificação dessa maior contribuição dos terrenos fonte. As areias localizadas no setor norte, com granadas derivadas do tipo B e Bi, principalmente, indicam a presença de rochas granitóides na área-fonte. Tais rochas fonte geram areias de composição mais quartzosa e/ou quartzofeldspática, com maior potencial para produzirem arenitos-reservatórios de melhor qualidade. / Garnet composition have direct relationship with the physic-chemical environment of formation and because of this with the host rock composition. Hence, it is possible to establish a linking between the host rock type and garnet composition, despite some limitations. This work focus on the garnet varietal analysis to identify the provenance of sandstones, Campos Basin (Alagoas Stage), Rio de Janeiro. In the performed analyzes of seventeen offshore boreholes, it is remarkable the presence of garnets which plot into the fields A, B and C; and that among these, the predominant type belongs to the B field. The individualization of source-rock types in this classification allowed us to classify the garnets in the type Bi, which are derived from acidic and intermediate igneous rocks, mainly granitoids. Accurate identification of the source rock has some limitations due to overlap in the compositions shown in discriminating ternary diagrams of garnets. Despite the difficulty in distinguishing between the fields shown in the ternary diagram, we can say that the absence or minor incidence of inclusion and zonation in the samples support this separation. D-type garnets and E-type do not appear. Interpretation of the results of approximately 4000 analysis of the 65 samples indicates two main contributions to the provenance of these sandstones: the wells placed in the basin southern region derived from the Cabo Frio Domain (metamorphic rocks of amphibolite to medium granulite facies, mainly aluminous metapelites and secondarily metabasites and granites); the wells in the basin northern region, where there is substantially more analyzes and samples, derived from the eastern terrains of the Ribeira orogen (high degree terrains and granitoids). The main direction of sedimentary supplement is from southwest to northeast, interpreted as a result of identification of this major contribution of sediments supply. The sands located in the northern wells, with garnets derived from B and Bi fields, indicate mainly the presence of granitoids in the source-area. This sourcerock produce quartzor quartz-feldspathic sands which may be potential high quality sandstone reservoirs.