The Penedes half-graben represents a natural field laboratory for the study of the link between tectonics and palaeofluids because it exposes numerous outcrops that allow a global and complete diagenetic study of the basin from Mesozoic to present times. The Penedes half-graben is located in the central part of the Catalan Coastal Ranges (CCR) and results from the superposition of three main tectonic events: (1) the Mesozoic extensional phase which is divided into two Mesozoic rift episodes: the first, Late Permian to Triassic in age and the second, latest Oxfordian to Aptian in age; (2) the Paleocene to middle Oligocene compressional phase which includes the emplacement of ENE-to-NE-trending thick-skinned thrust sheets bounded by SE dipping thrusts with a limited left-lateral strike-slip motion; (3) the late Oligocene?- Neogene extensional phase which split the CCR into a set of ENE-WSW blocks mainly tilted toward the NW, constituting the actual horst-and-graben systems now present at the northwestern Mediterranean. Samples were taken in 19 different outcrop areas located within three main structural domains: the Gaia-Montmell domain, which represents the footwall block of the SE-dipping major normal faults that bound the north-western margin of the basin, the Central Penedes domain, which comprises the central Miocene syn- and post-rift deposits and the Garraf domain, which comprises a group of small syn-depositional tectonic horsts and half-grabens developed in the Garraf horst during its Neogene evolution. Based on the macro and microstructural analysis combined with geochemical results from host rocks, fault rocks and fracture cements, the following diagenetic events have been identified: (1) Very early stages characterized by micritization, early irregular micro-fractures resulting from opening in poorly-lithified sediments and early calcite cement precipitations; (2) Progressive burial stages characterized by brecciation, stylolization and dolomitization; (3) Fracturing and cementations characterized by ninth major deformation stages with their related cements, breccias and stylolites, and (4) four karstification events with associated collapse breccias, sediments and cements filling the fracture, vug and cavern porosities. A depositional control of the δ(18)O values of the syn-rift Mesozoic sediments (Valanginian, Barremian and Aptian) related to the position of the different outcrops with respect to the Mesozoic normal faults is inferred from the values reported in this study. The isotopic values of the Miocene marine facies, depleted in δ(18)O and δ(13)C respect to the expected values for the Miocene seawater, together with the chalky appearance of these limestones, indicate that the Miocene marine limestones were re-balanced under the meteoric diagenetic environment. The meteoric fluid precipitating the calcite cement in the conglomerates of the lower continental complexes was responsible for diagenetically altering the marine host limestone. A different meteoric fluid, more influenced by soil-derived CO2, precipitated the calcite cement present within the upper continental complexes. The fluids circulating through the fractures attributed to the second stage of the Mesozoic rifting were precipitated from formation waters during the progressive burial of the sediment, in a closed palaeohydrological system. From the Paleocene to the mid-Oligocene the fluids circulating through the compressional fractures had a meteoric origin. Due to the Paleogene compression, Mesozoic rocks were uplifted, subaerially exposed and extensively karstified. Different types of sediments and cements were deposited filling the karstic cavities under the meteoric diagenetic environment. Related to the syn- and early post-rift stage, the fractures were sealed by meteoric fluids under both, phreatic and vadose zones. The normal faults attributed to the late post-rift stage favoured the upflowing of marine fluids expelled from the compaction of the late Burdigalian to the early Serravallian marine sediments producing the dolomitization of the host rocks and the precipitation of dolomite cements within the fractures. During the late post-rift and related to latest tensional fractures occurrence different types of meteoric fluids circulated through the fractures. These fluids were precipitated from phreatic to vadose cements, agreeing with the uplift of the entire basin and/or with the falling-down of the meteoric water table related to a generalized sea level fall in the Mediterranean area during the Messinian. / La formació de la conca del Penedès està associada a un període extensiu d’edat neògena que provocà l’obertura del Solc de València. El marge nord-oest del Solc de València està constituït per una sèrie de grabens (Penedès, Vallès, Barcelona ...) i horsts (Garraf, Gaià-Montmell, Montnegre ...), el conjunt dels quals formen la Serralada Costanera Catalana. Aquesta serralada resulta de la superposició de tres esdeveniments tectònics principals: (1) l’extensió Mesozoica, compresa entre el Pèrmic i el Cretàcic inferior, (2) la compressió Paleògena, la qual produí la inversió de les principals conques extensives Mesozoiques i (3) l’extensió neògena, compresa entre l’Oligocè tardà i el Miocè mig, la qual generà l’actual sistema de rift de la Mediterrània occidental. S’han estudiat 19 afloraments localitzats tant en els alts estructurals, Garraf i Gaià-Montmell, com en el sector central de la conca del Penedès. A partir de les dades macro I microestructurals, juntament amb els resultats geoquímics de les roques encaixants, roques de falla i els ciments que reomplen les fractures, s’han identificat els següents estadis diagenètics: i. un primer estadi diagenètic temprà caracteritzat per la formació de microfractures de morfologies irregulars, formades en un sediment poc litificat i per la precipitació d’un ciment de calcita poc interaccionat amb la roca de caixa. ii. un segon estadi d’enterrament caracteritzat per la bretxificació i dolomitització de la roca encaixant i la generació d’estilòlits sub-paral•lels a l’estratificació. iii. nou etapes de deformació amb diferents tipus de rebliments associats a les fractures. iv. quatre estadis de carstificació caracteritzats per diferents tipus de bretxes de col•lapse, sediments i ciments que reomplen les porositats tipus fractura i vug, generades a partir de la dissolució. Els fluids relacionats amb l’extensió Mesozoica són característics d’aigües de formació, en canvi, els fluids que circularen al llarg de les fractures compressives paleògenes, són coherents amb fluids d’origen meteòric altament interaccionats amb la roca de caixa. L’extensió Neògena es caracteritza per una circulació predominant de fluids meteòrics no interaccionats amb la roca de caixa. És en l’estadi de post-rift on s’ha definit una dolomitització parcial de l’encaixant produïda per la barreja d’aigües marines i meteòriques. Durant l’estadi de post-rift tardà tingué lloc un esdeveniment de dissolució càrstica molt extens, el qual es relaciona amb la baixada del nivell del mar durant el Messinià.

Financiadora de Estudos e Projetos / Agência Nacional do Petróleo / O Membro Maruim da Formação Riachuelo (Neoalbiano), na parte terrestre da Sub-bacia de Sergipe, contém fácies de água rasa compostas, principalmente, por rudstone/grainstone oncolítico oolítico, com baixo conteúdo e variedade de bioclastos. A correlação dos afloramentos e análise petrográfica detalhada, envolvendo catodoluminescência, microscopia eletrônica de varredura (MEV) e estudos isotópicos e análise química elementar, permitiram a reconstrução da história diagenética do intervalo estudado. As rochas carbonáticas do Membro Maruim estão completamente afetadas por processos diagenéticos associados aos estágios eogenético, mesogenético e telogenético. A dolomitização foi um dos principais produtos diagenéticos observados no estágio eogenético e encontra-se substituindo total ou parcialmente os calcários do Membro Maruim. A dolomitização concentra-se no topo dos ciclos deposicionais descritos na área de estudo e diminuem gradativamente para a base dos mesmos. As relações entre a porosidade e a dolomitização foram estudadas com base nas comparações da fábrica cristalina da dolomita preservada nos afloramentos estudados. Os resultados isotópicos das dolomitas indicam que o processo de dolomitização ocorreu a partir do refluxo de salmouras em um ambiente ligeiramente hipersalino (penesalino). As áreas mais próximas ao contato com a salmoura, fonte dos fluidos dolomitizantes, exibem menor desenvolvimento de porosidade, uma vez que nessas regiões ocorreriam processos de superdolomitização (Pedreira Carapeba). Nestas áreas a assinatura isotópica do carbono e do oxigênio é muito positiva (o valor do δ13C varia de 2.37 a 4.83 e o valor do δ18O oscila entre 0.61 e 3.92), indicando que os processos diagenéticos tardios não teriam alterado significativamente a assinatura isotópica original. As dolomitas geradas nas áreas afastadas da salmoura (pedreiras Massapé, Inorcal I, Inorcal II, Inhumas e Santo Antônio) exibem um maior desenvolvimento de porosidade e têm uma composição isotópica de carbono e oxigênio mais negativa (o valor do δ13C varia de -5.66 a 2.61 e o valor do δ18O oscila entre -4.25 e 0.38). A assinatura isotópica das dolomitas descritas nestas pedreiras também se encontra alterada por processos de dedolomitização. Os cimentos diagenéticos precipitados durante o estágio mesogenético foram os principais responsáveis pela obliteração da porosidade primária e secundária dos calcários do Membro Maruim. Adicionalmente, estes cimentos diagenéticos tardios calcitizaram as dolomitas, fechando parcialmente a porosidade secundária das mesmas. A porosidade das rochas carbonáticas também se encontra fortemente reduzida pela compactação mecânica e química. A dissolução foi o único processo que levou à geração de porosidade secundária no estágio telogenético, porém em porcentagens muito baixas. As fácies dolomíticas são as que apresentam maior desenvolvimento de porosidade secundária, como consequência dos processos de dissolução no ambiente telogenético. A dissolução compreende um dos últimos eventos diagenéticos identificados no intervalo estudado. / The Maruim Member of the Riachuelo Formation (Neoalbian), in the terrestrial part of the Sergipe Sub-basin, contains shallow water facies composed mainly of rudstone/grainstone with oncolites and oolites, characterized by the low content and variety of bioclasts. The correlation of the outcrops and the integration of the petrographic, cathodoluminescence, SEM and geochemical (elemental and isotopic study) analyses allowed the reconstruction of the diagenetic history of the studied interval. Carbonates of the Maruim Member are completely affected by diagenetic processes of the eogenetic, mesogenetic and telogenetic phases. The dolomitization was one of the main diagenetic products of the eogenetic phase and it replaces all or part of the limestones of the Maruim Member. The dolomitization is concentrated at the top of the depositional cycles described in the study area and it gradually decreases towards their base. The relationships between porosity and dolomitization were studied with basis on the comparisons of the crystalline dolomite fabric through the studied outcrops. The isotopic results of the dolomites indicate that the dolomitization process occurred from the reflux of brines in a slightly hypersaline environment (penesaline environment). The areas closest to the contact with the brine, source of the dolomitizing fluids, exhibit lower porosity development because there would have occurred processes of super dolomitization (Carapeba Quarry). In these areas, the carbon and oxygen isotopic signature is very positive (δ13C between 2.37 and 4.83, δ18O between 0.61 and 3.92), indicating that the late diagenetic processes would not have altered much the original isotopic signal. The dolomites generated in the areas farthest from the brine source of the dolomitizing fluids (Massapé, Inorcal I, Inorcal II, Inhumas and San Antonio Quarries), exhibit a greater development of porosity and have an isotopic composition of carbon and oxygen of more negative values (δ13C between -5.66 and 2.61, δ18O between -4.25 and 0.38). Moreover, in these quarries the isotopic signature of the dolomites is also altered by processes of dedolomitization. Diagenetic cements precipitated during the mesogenetic phase was responsible for the obliteration of the primary and secondary porosity of the Maruim Member limestones. Further, the late diagenetic cements calcitized the dolomite and partially closed its secondary porosity. The porosity of the carbonate rocks is also greatly reduced by mechanical and chemical compaction. Dissolution was the only process that led to the generation of secondary porosity in the telogenetic stage, although in very low proportions. The dolomitic facies are those that present greater development of secondary porosity as a result of the dissolution processes in the telogenetic environment. The dissolution comprises one of the last diagenetic events identified in the studied interval.

Financiadora de Estudos e Projetos / Agência Nacional do Petróleo / O Membro Maruim da Formação Riachuelo (Neoalbiano), na parte terrestre da Sub-bacia de Sergipe, contém fácies de água rasa compostas, principalmente, por rudstone/grainstone oncolítico oolítico, com baixo conteúdo e variedade de bioclastos. A correlação dos afloramentos e análise petrográfica detalhada, envolvendo catodoluminescência, microscopia eletrônica de varredura (MEV) e estudos isotópicos e análise química elementar, permitiram a reconstrução da história diagenética do intervalo estudado. As rochas carbonáticas do Membro Maruim estão completamente afetadas por processos diagenéticos associados aos estágios eogenético, mesogenético e telogenético. A dolomitização foi um dos principais produtos diagenéticos observados no estágio eogenético e encontra-se substituindo total ou parcialmente os calcários do Membro Maruim. A dolomitização concentra-se no topo dos ciclos deposicionais descritos na área de estudo e diminuem gradativamente para a base dos mesmos. As relações entre a porosidade e a dolomitização foram estudadas com base nas comparações da fábrica cristalina da dolomita preservada nos afloramentos estudados. Os resultados isotópicos das dolomitas indicam que o processo de dolomitização ocorreu a partir do refluxo de salmouras em um ambiente ligeiramente hipersalino (penesalino). As áreas mais próximas ao contato com a salmoura, fonte dos fluidos dolomitizantes, exibem menor desenvolvimento de porosidade, uma vez que nessas regiões ocorreriam processos de superdolomitização (Pedreira Carapeba). Nestas áreas a assinatura isotópica do carbono e do oxigênio é muito positiva (o valor do δ13C varia de 2.37 a 4.83 e o valor do δ18O oscila entre 0.61 e 3.92), indicando que os processos diagenéticos tardios não teriam alterado significativamente a assinatura isotópica original. As dolomitas geradas nas áreas afastadas da salmoura (pedreiras Massapé, Inorcal I, Inorcal II, Inhumas e Santo Antônio) exibem um maior desenvolvimento de porosidade e têm uma composição isotópica de carbono e oxigênio mais negativa (o valor do δ13C varia de -5.66 a 2.61 e o valor do δ18O oscila entre -4.25 e 0.38). A assinatura isotópica das dolomitas descritas nestas pedreiras também se encontra alterada por processos de dedolomitização. Os cimentos diagenéticos precipitados durante o estágio mesogenético foram os principais responsáveis pela obliteração da porosidade primária e secundária dos calcários do Membro Maruim. Adicionalmente, estes cimentos diagenéticos tardios calcitizaram as dolomitas, fechando parcialmente a porosidade secundária das mesmas. A porosidade das rochas carbonáticas também se encontra fortemente reduzida pela compactação mecânica e química. A dissolução foi o único processo que levou à geração de porosidade secundária no estágio telogenético, porém em porcentagens muito baixas. As fácies dolomíticas são as que apresentam maior desenvolvimento de porosidade secundária, como consequência dos processos de dissolução no ambiente telogenético. A dissolução compreende um dos últimos eventos diagenéticos identificados no intervalo estudado. / The Maruim Member of the Riachuelo Formation (Neoalbian), in the terrestrial part of the Sergipe Sub-basin, contains shallow water facies composed mainly of rudstone/grainstone with oncolites and oolites, characterized by the low content and variety of bioclasts. The correlation of the outcrops and the integration of the petrographic, cathodoluminescence, SEM and geochemical (elemental and isotopic study) analyses allowed the reconstruction of the diagenetic history of the studied interval. Carbonates of the Maruim Member are completely affected by diagenetic processes of the eogenetic, mesogenetic and telogenetic phases. The dolomitization was one of the main diagenetic products of the eogenetic phase and it replaces all or part of the limestones of the Maruim Member. The dolomitization is concentrated at the top of the depositional cycles described in the study area and it gradually decreases towards their base. The relationships between porosity and dolomitization were studied with basis on the comparisons of the crystalline dolomite fabric through the studied outcrops. The isotopic results of the dolomites indicate that the dolomitization process occurred from the reflux of brines in a slightly hypersaline environment (penesaline environment). The areas closest to the contact with the brine, source of the dolomitizing fluids, exhibit lower porosity development because there would have occurred processes of super dolomitization (Carapeba Quarry). In these areas, the carbon and oxygen isotopic signature is very positive (δ13C between 2.37 and 4.83, δ18O between 0.61 and 3.92), indicating that the late diagenetic processes would not have altered much the original isotopic signal. The dolomites generated in the areas farthest from the brine source of the dolomitizing fluids (Massapé, Inorcal I, Inorcal II, Inhumas and San Antonio Quarries), exhibit a greater development of porosity and have an isotopic composition of carbon and oxygen of more negative values (δ13C between -5.66 and 2.61, δ18O between -4.25 and 0.38). Moreover, in these quarries the isotopic signature of the dolomites is also altered by processes of dedolomitization. Diagenetic cements precipitated during the mesogenetic phase was responsible for the obliteration of the primary and secondary porosity of the Maruim Member limestones. Further, the late diagenetic cements calcitized the dolomite and partially closed its secondary porosity. The porosity of the carbonate rocks is also greatly reduced by mechanical and chemical compaction. Dissolution was the only process that led to the generation of secondary porosity in the telogenetic stage, although in very low proportions. The dolomitic facies are those that present greater development of secondary porosity as a result of the dissolution processes in the telogenetic environment. The dissolution comprises one of the last diagenetic events identified in the studied interval.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AndersonLSL_DISSERT.pdf: 3992478 bytes, checksum: f60081eb3b7bc8ce8a8b75327bfcf669 (MD5) Previous issue date: 2014-02-28 / As rochas carbon?ticas ocupam, numa vis?o global, um expressivo volume da crosta terrestre. De maneira geral, pode-se dizer que essas rochas est?o presentes nas diversas unidades litoestatigr?ficas da Terra. Os reservat?rios carbon?ticos s?o reservas naturalmente fraturadas que exigem uma abordagem diferenciada na modelagem em programas de simula??o num?rica. Os modelos de dupla porosidade s?o descritos por fun??es de tranfer?ncias que modelam o fluxo de ?leo entre matriz e fraturas. Em um reservat?rio carbon?tico naturalmente fraturado o sistema de fraturas ? determinante no escoamento de fluidos dentro da reserva. Os maiores reservat?rios carbon?ticos do mundo est?o situados no Oriente M?dio e na Am?rica do Norte. As maiores reservas de ?leo brasileiras encontradas neste tipo de reservat?rio est?o localizadas nos campos do Pr?-Sal. No Pr?-Sal, um volume significativo de di?xido de carbono ? produzido juntamente com o ?leo. A disponibilidade de um volume considerav?l de di?xido de carbono derivado da produ??o de ?leo no Pr?-Sal favorece a utiliza??o dos processos de EOR (Enhanced Oil Recovery) por inje??o de g?s. O processo de inje??o de di?xido de carbono vem sendo utilizado em uma grande quantidade de projetos pelo mundo. A afinidade existente entre o ?leo e o di?xido de carbono causa uma frente misc?vel entre as duas fases causando inchamento e vaporiza??o do ?leo dentro do reservat?rio. Para o estudo, foi utilizado um modelo base de reservat?rio de dupla-porosidade, desenvolvido pela CMG para o 6? Projeto de Solu??es Comparativas da SPE, que modela sistemas de fraturas e de matriz e a tranfer?ncia de massa fluida entre elas, caracter?sticas de reservat?rios naturalmente fraturados. Foi feita uma an?lise da inje??o de diferentes vaz?es de di?xido de carbono no modelo base e em modelos semelhantes, com aumento e redu??o de 5 e 0.5 pontos nas propriedades de porosidade e permeabilidade da matriz, respectivamente, tendo a produ??o de ?leo como resultado. A inje??o de 25 milh?es de p?s c?bicos por dia de CO2 foi a vaz?o que obteve a melhor fator de recupera??o

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-17T23:15:52Z No. of bitstreams: 1 FELIPE DE OLIVEIRA APOLINÁRIO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2016.pdf: 5151929 bytes, checksum: f4706d54cb97c9b01a64299ddb28cd7d (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-17T23:15:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FELIPE DE OLIVEIRA APOLINÁRIO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2016.pdf: 5151929 bytes, checksum: f4706d54cb97c9b01a64299ddb28cd7d (MD5) Previous issue date: 2016-09-06 / Capes / O presente trabalho teve como objetivo analisar a influência da saturação fluida nas propriedades elásticas de rochas carbonáticas, bem como a eficácia dos modelos de substituição de fluidos e de simulação computacional. Foram estudadas 9 amostras de rochas carbonáticas, sendo dois calcários laminados e sete tufas. As medições de velocidade foram realizadas em amostras secas, saturadas com água ou com óleo, sob diferentes pressões efetivas. A simulação de propagação de ondas foi feita no COMSOL Multiphysics 5.1, utilizando o Avizo Fire 8.1 para a criação das amostras digitais. Análise por difração de raios X (DRX) foi realizada para determinar a composição das amostras de rocha. Os resultados obtidos nos ensaios laboratoriais e nas simulações computacionais foram comparados com as estimativas dos modelos de substituição de fluidosGassmann, Biot e Brown & Korringa. Foi observado que a saturação das amostras com agua ou óleo geraram aumentos nas velocidades de propagação de onda P, porém sem apresentar um comportamento padrão. Para o caso das ondas S, a saturação por óleo predominantemente gerou aumentos nas velocidades, com exceção para os casos em que as amostras possuíam porosidade secundária do tipo vugular, devido à pouca influência que o óleo oferece para o módulo de cisalhamento nestes casos. A saturação por água resultou em diminuições das velocidades de propagação de onda S devido ao aumento da densidade total. Também foi constatado que o modelo de Gassmann foi o mais efetivo na estimativa de velocidades de onda P e S, enquanto que o de Biot mostrou-se eficaz apenas para a estimativa de velocidades de ondas S, sendo ineficiente para a estimativa de velocidades de ondas P, com erros de até 20%. A simulação computacional gerou resultados superdimensionados, porém que evidenciam que um aperfeiçoamento da metodologia, tal como o aumento do número de pontos de leitura pode gerar resultados mais próximos dos obtidos laboratorialmente e de maior confiabilidade. / This research aimed to analyze the influence of the saturating fluid in carbonate rocks, as well as verify the effectiveness of the fluid substitution models and computational simulations of wave propagation. To do so, nine carbonate rock samples were analyzed, which two of them were laminated limestones and seven were carbonate tufas. The measurement of velocities were made in dry, water saturated and oil saturated samples, under different effective pressures. The wave propagation simulations were made in COMSOL Multiphysics 5.1 using Avizo Fire 8.1 to generate the digital rock samples. The results obtained in lab procedures and in computer simulations were compared with the estimated velocities of the fluid substitution models of Gassmann, Biot and Brown & Korringa. It was observed that the saturation of the samples with water or oil resulted in an increasing of P-wave velocities, however without a pattern. The saturation with oil resulted in most cases in an increasing of S-wave velocities, the exceptions occurred in samples which had vugular porosity, due to the small influence of the oil in the shear modulus in this cases. T he saturation with water resulted in a decreasing of S-wave velocities due to the increment of the bulk density. It was found that the Gassmann’s model was more effective than the other two models in estimating P-wave and S-wave velocities. Biot’s model generated unsatisfying results to P-wave velocities, with errors up to 20%. However, this model had a good accuracy in estimating S-wave velocities. The computer simulations produced mainly overestimated results, though it was shown that an optimization of methodology, such as and addition in the number of the measure points, could improve the quality of the data, providing more representative results.

Currently, most of the giant fields of oil reservoirs consist of carbonate rocks, and these holds more than 50% of world reserves of this energy resource, thus becoming the target of major importance study the oil industry and consequently, to the academy, where are trained professionals to work in the sector. In Sergipe-Alagoas basin, Riachuelo Formation is characterized by mixed sedimentation, consisting of siliciclastics sediments, coming from the continent, and carbonate sediments of marine origin. These last are the constituents of Maruim Member and correspond to the object of study of this dissertation. In this study, we analyzed in detail four carbonate outcrops, located in the regions of Laranjeiras and Maruim where the sedimentological and stratigraphic analysis took place in order to characterize the vertical succession of the deposits within a stratigraphic framework generated in response to relative changes in sea level. Deposits present in outcrops correspond to a clastic carbonate sedimentation occurred in an environment of inner ramp, in a carbonate homoclinal ramp model. The sedimentary environments are dominated by "not skeletal" grains essentially peloids and oncoids with subordinated ooids and reworked bioclasts. The main bioclasts identified correspond to groups of molluscs, echinoderms and solenoporaceans .red algae In total, 28 lithofacies were defined for the studied outcrops, and the same were individualized by outcrop due to substantial differences in the components identified. By 1D stratigraphic analysis were identified 15 transgressive-regressive cycles throughout the studied section. The analysis of lithofacies characterized stacking patterns that show changes barriers systems over time as a result of variations in the relative sea level, where the two basal outcrops would constitute the top of a depositional sequence and the two top outcrops corresponds to another depositional sequence. It was possible to identify that the deposits of the lower sequence were deposited in a highstand system tract and the top sequence shows sediments deposited in a transgressive system tract, correspondig to the intermediate outcrop and, highstand system tract, which corresponds to the top outcrop. / Atualmente, a maioria dos campos gigantes de produção de hidrocarbonetos são constituídos por reservatórios de rochas carbonáticas, e estas detém mais de 50% das reservas mundiais desse recurso energético, tornando-se assim alvo de principal importância de estudo para a indústria do petróleo e, conseqüentemente, para a academia, onde são formados profissionais para atuar no setor. Na bacia Sergipe- Alagoas, a Formação Riachuelo é caracterizada por sedimentação mista, sendo composta por sedimentos siliclásticos, provenientes do continente, e sedimentos carbonáticos, de origem marinha. Estes ultimos, são constituintes do Membro Maruim e correspondem ao objeto de estudo desta dissertação de mestrado. Neste trabalho foram analisados detalhadamente quatro afloramentos de sedimentos carbonáticos, localizados nos municípios de Laranjeiras e Maruim, onde foram realizadas análises sedimentológicas e estratigráficas com o objetivo de caracterizar a sucessão vertical dos mesmos dentro de um arcabouço estratigráfico gerado como resposta a variações relativas do nível do mar. Os depósitos presentes nos afloramentos correspondem a uma sedimentação carbonática clástica que ocorreu em ambiente de rampa interna, no modelo de rampa carbonática homoclinal. Os ambientes sedimentares são dominados por grãos não esqueletais , essencialmente peloides e oncoides, com ooides subordinados e os bioclastos apresentam-se retrabalhados. Os principais bioclastos identificados correspondem aos grupos dos moluscos, equinodermes e algas vermelhas solenoporáceas. No total foram definidas 28 litofácies para os afloramentos estudados, sendo que as mesmas foram individualizadas por afloramento, devido a diferenças substânciais nos componentes identificados. Através da análise estratigráfica 1D foi possível identificar 15 ciclos trannsgressivo-regressivos em toda a seção estudada. A análise do empilhamento das litofácies caracterizadas mostram a evolução de sistemas barreiras ao longo do tempo, como resultado de variações do nível relativo do mar, onde os dois afloramentos basais estariam numa sequência deposicional inferior e os dois afloramentos de topo numa outra sequência deposicional. Foi possível identificar que os depósitos da sequência inferior foram depositados em trato de sistema de mar alto. A sequência superior apresenta já um trato de sistema transgressivo, correspondente ao afloramento intermediário, sobreposto por um trato de sistema de mar alto, o qual corresponde ao afloramento de topo.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-27T00:58:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 VidalVargas_JanethAlina_D.pdf: 6980631 bytes, checksum: 2e858ba97bc5f6f4bb3b1a075776555f (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: O conhecimento dos fenômenos físicos envolvidos no transporte de fluidos no meio poroso é muito importante para o projeto e o sucesso dos processos de recuperação melhorada de petróleo. O deslocamento miscível é um dos métodos mais eficientes de recuperação melhorada de petróleo. O parâmetro mais relevante na eficiência do deslocamento miscível é a dispersão, que controla a evolução da zona de mistura dos dois fluidos e a propagação do fluido injetado. Neste trabalho é desenvolvido e avaliado um modelo matemático para o deslocamento miscível 1-D em meios heterogêneos. O modelo, referido como modelo de concentração total (MCT) é desenvolvido com base na equação de convecção-dispersão (ECD) considerando a interação entre a rocha e os fluidos. Os parâmetros fenomenológicos envolvidos no MCT são o coeficiente de dispersão, o coeficiente de transferência de massa, a porosidade efetiva do meio poroso no momento de deslocamento e a fração de soluto que é depositada ou retirada do meio poroso. Estes parâmetros podem ser determinados por meio de ajustes multiparâmétricos do modelo aos dados obtidos em laboratório. Para avaliar a aplicação do modelo MCT foram realizados dois experimentos A e B, cada um formado por 4 e 5 testes de deslocamento respectivamente. Os testes de deslocamento utilizaram duas salmouras e foram realizados empregando-se uma rocha carbonática. A evolução das concentrações ao longo do meio poroso foi medida por Tomografia Computadorizada de Raios-X (TC). A grande quantidade de dados dos perfis de concentração determinados a partir das imagens da TC do Experimento A foi analisada e ajustada utilizando-se o modelo MCT por meio do método metaheurístico de recozimento simulado (Simulated Annealing, SA). O procedimento de ajuste global, considerando todas as curvas do histórico de concentração, foi utilizado para a determinação dos parâmetros governantes dos fenômenos envolvidos. A quantidade de dados utilizados e a robustez do método permitiu um ajuste muito bom do modelo aos dados experimentais. Determinou-se um coeficiente de dispersão de aproximadamente 0,01cm2/s para vazão de 1 cm3/min e 0,05 cm2/s para vazão de 5 cm3/min. Foram avaliados também os parâmetros de transferência de massa e interação do fluido com o meio poroso. O Experimento B foi realizado com a finalidade de comprovar a deposição de soluto enquanto o fluido se deslocava através da amostra de rocha. No modelo MCT, este fenômeno foi quantificado por meio do parâmetro fr. Os perfis de concentração do Experimento B foram medidos na entrada, ao longo da amostra (rocha) e na saída. A partir desses perfis, foi realizado um balanço de massa para avaliar a fração de deposição de soluto (fr) formulada e determinada a partir do MCT. Os valores de fr obtidos foram de 0,2 a 0,4, que são valores coerentes com os resultados obtidos com o modelo MCT / Abstract: The knowledge of the physical phenomena involved in fluid transport in porous medium is very important for the design and successful execution of oil enhanced recovery processes. Miscible displacement is one of the most efficient recovery methods. Dispersion is a key phenomenon in miscible displacement. It controls the evolution of the mixing zone of both fluids and the propagation of injected fluid. The present study focuses on the development and evaluation of a mathematical model for the 1-D miscible and active displacement in an intrinsically heterogeneous porous media. The model, referred to as total concentration model (TCM), is developed based on the convection-dispersion equation (CDE) considering the interaction between rock and fluids. The phenomenological parameters involved in TCM are the dispersion coefficient, the mass transfer coefficient, the effective porosity of the porous medium at the time of the displacement and the amount of solute that is deposited or removed from the porous medium. These parameters may be better determined through multiparametric matching of the model to the data obtained in the laboratory. In order to evaluate the application of the TCM model, two sets of experiments (A and B), totaling 9 tests, were carried out. The tests were conducted with two brines displaced in carbonate rock samples. The concentration evolution along the porous medium was measured by X-Ray Computed Tomography (CT). The vast amount of data from the concentration profiles determined from the CT images from set A was analyzed and matched to the TCM model through the simulated annealing metaheuristic method (Simulated Annealing, SA). The global matching procedure, considering all curves in the concentration history, was used to determine the governing parameters for the involved phenomena. The amount of data used and the robustness of the method allowed a very good matching of the model to the experimental data. A dispersion coefficient of 0.01cm2/s for a 1 cm3/min flow rate; and 0.05 cm2/s for a 5 cm3/min flow rate was determined. The parameters of mass transfer and of the fluid interaction with the rock porous structure were also evaluated. Experiment B was carried out in order to double check solute deposition while flowing through the rock sample. In the TCM model, the phenomenon was quantified by the fr parameter. The concentration profiles of Experiment B were measured at the input, along the rock sample and at the output. From these profiles a mass balance was carried out to evaluate the fraction of solute deposited (fr) during the experiment. The determined values for fr were 0.2 to 0.4, figures that are consistent with the results obtained with the TCM matching procedure / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânic e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T08:43:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Melani_LeandroHartleben_M.pdf: 3371940 bytes, checksum: aa652f57862226b62a1290a140070c87 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A análise petrofísica é essencial para caracterização de reservatórios de hidrocarboneto, fornecendo parâmetros para avaliação do potencial econômico do campo. Este estudo foi realizado em um reservatório carbonático fraturado da Formação Quissamã, Bacia de Campos, composto predominantemente por calcarenitos e calcirruditos da Formação Quissamã, o qual foi denominado de Campo B. Este reservatório é essencialmente microporoso, com porosidade média a alta (15-30%) e, em geral, apresenta baixa permeabilidade de matriz (0,1-10 mD). As relações petrofísicas podem ser bastante complexas em reservatórios carbonáticos, em função da maior heterogeneidade na distribuição de fácies e porosidade nestas rochas. O grau de complexidade torna-se ainda mais elevado para o caso de reservatórios fraturados. Foi desenvolvido neste estudo um fluxo de trabalho para caracterização petrofísica da matriz deste reservatório carbonático, através da utilização de dados de perfis elétricos e de plugues. O objetivo do trabalho foi identificar possíveis comportamentos de fluxo distintos e definir regiões do campo com provável contribuição de fluxo intergranular. Para isto, é indispensável entender a relação entre os controles geológicos e o comportamento dinâmico do reservatório. A partir da análise das propriedades petrofísicas da matriz foram reconhecidas duas regiões do reservatório com comportamentos de fluxo distintos, diretamente influenciados pela heterogeneidade do sistema poroso. Na área sul foi constatado baixíssima permeabilidade de matriz, decorrente do amplo predomínio de microporosidade, que confere esta característica de fluxo às rochas. Na área norte foram observados os melhores índices de permeabilidade de matriz para o campo, associados à contribuição de fluxo intergranular, devido à preservação de porções significativas de macroporosidade original. As altas taxas de produtividade registradas nos dados de produção para poços da região sul indicam a presença de fraturas. O sistema de fraturas tem pequeno impacto sobre a porosidade total deste reservatório, porém tem grande contribuição para o regime de fluxo, desempenhando um importante papel na produção comercial do campo. Foi investigado também o impacto associado aos parâmetros de Archie - coeficientes de cimentação (m) e saturação (n) - no cálculo de saturação de água (Sw) para este reservatório carbonático fraturado. Para investigar este impacto foram gerados e comparados quatro cenários de Sw baseados em valores de m e n distintos. Foram realizadas três análises principais: (I) valores de Sw e espessura porosa com óleo (HPhiSo) foram comparados para cada cenário. Os resultados mostraram considerável variação nos valores obtidos para ambos os parâmetros (Sw - HPhiSo). (II) Análise baseada nos valores de corte e Net Pay. Foi observado que os valores de corte devem ser redefinidos de acordo com a variação da curva de saturação de água, para que seja mantida a mesma espessura de Net Pay em um dado reservatório. (III) Análise da influência dos valores de corte individual e global na variação de espessura de Net Pay foi avaliada para todos os poços para o cenário C2. Variações pequenas indicam que um valor de corte global é válido para este campo. Os resultados do estudo mostram que valores imprecisos dos parâmetros de Archie podem conduzir a erros na avaliação de reservas / Abstract: Petrophysical analysis plays a vital role in reservoirs characterization, providing parameters to assess the economic potential of the field. This study was performed in a fractured carbonate reservoir of Quissamã Formation, Campos Basin, mostly composed of calcarenites and calcirudites of Quissamã Formation, which it was named Field B. This reservoir is essentially microporous, characterized by medium to high porosity (15-25%) and, in general, low matrix permeability (0.1-10 mD). The petrophysical relationships can be considerably complex in carbonate reservoirs, due to the greater heterogeneity in facies and porosity distribution of these rocks. The complexity became even higher in particular case of fractured reservoirs. It was developed in this paper a general workflow for petrophysical characterization of this Albian carbonate reservoir, using well log data and plugs samples. The goals of this paper were to identify different flow behaviors and to define areas of the field with possible intergranular flow contribution. It is extremely important therefore to understand the relationship between the geological controls and the dynamic behavior of the reservoir. The petrophysical analysis of matrix properties enabled to recognize two reservoir zones with distinct flow behaviors, directly influenced by the porous system heterogeneity. In the southern area it was found very low matrix permeability, due to the large occurrence of microporosity. In the northern area it were found the best matrix permeability values of B Field, related to the contribution of intergranular flow due to the original macroporosity preservation. The high initial production rates obtained from production data of wells located in the southern portion indicate the presence of fractures. The fracture system has a small impact on the percentage of total reservoir porosity, but it has a large contribution to the flow domain, playing an important role in the commercial production of the field. It was also investigated the impact associated with Archie?s parameters - Cementation Factor (m) and Saturation Exponent (n) - in the determination of water saturation (Sw) in this fractured carbonate reservoir. To investigate this impact, four Sw scenarios were generated by applying different m and n values and compared with one another. Three main analyses were performed according to m and n variations: (I) the average values of Sw and Hydrocarbon Pore Volume Height (HPhiSo) were compared for each scenario. The results showed a considerable variation in the average values for both. (II) The second analysis was based on the cut-off and Net Pay values. The results showed that cut-off values must be changed according to the variation given by a water saturation curve, whatever the Sw scenario, in order to keep the same Net Pay values. (III) The differences between global and individual cut-offs on Net Pay thickness were analyzed for all wells for the scenario C2. Insignificant variations indicate that a global cut-off value is acceptable for this field. The results show that inaccurate values of Archie?s parameters can lead to gross errors in reserves evaluation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Emilson Pereira Leite / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T18:29:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cataldo_RafaelAmaral_M.pdf: 3826932 bytes, checksum: 2389a2a5e78d7644118f034812b852e6 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: Esta pesquisa mostra a aplicação do método de inversão simultânea em dados sísmicos pré-empilhamento em um campo de petróleo localizado na Bacia de Campos, Brasil. Este método tem sido utilizado com sucesso em diversos reservatórios areníticos em várias regiões do mundo. O objetivo desta pesquisa foi o de avaliar e estudar a aplicação deste método em rochas carbonáticas albianas da Formação Quissamã. Com base em descobertas em campos próximos, esta Formação tem o potencial de possuir acumulações de hidrocarbonetos que podem ser revelados com o auxílio de modelos de inversão. Curvas de velocidades de ondas P (Vp), S (Vs) e densidade (?) ao longo de sete poços serviram como parâmetros de entrada para a construção de modelos iniciais tridimensionais. Os poços que não continham curvas de Vs e densidade foram calculados através de equações estabelecidas junto a literatura disponível. Assim, foram realizadas análises dos resultados da inversão ao longo dos poços. Com o intuito de criar os modelos iniciais de inversão, foram usados dados de impedâncias das ondas P (Zp), S (Zs) e ? ao longo dos poços. Os modelos tridimensionais finais foram calculados a partir dos desvios das relações lineares entre os logaritmos de Zs e Zp, assim como entre ? e Zp, os quais foram combinados com os modelos iniciais. Foram testados e analisados diversos parâmetros e filtros para a criação dos modelos iniciais e finais. As interpretações dos resultados da inversão foram conduzidas com base nos padrões encontrados em perfis de resistividade, raios gama, densidade, porosidade neutrão e sônico. Estas análises forneceram os critérios para selecionar os melhores modelos finais que são discutidos em detalhe. Os modelos finais mostram anomalias de baixa impedância consistentes com os estudos realizados junto aos perfis dos poços. Além disso, de acordo com as interpretações, um poço em particular possui alto potencial para conter hidrocarbonetos. O padrão de distribuição de impedâncias neste poço foi utilizado como referência para a identificação de outras regiões com alto potencial, dentro de todo o volume sísmico pré-empilhado disponível / Abstract: We have applied a method of simultaneous inversion of prestack seismic data of a hydrocarbon field located in the Campos Basin, Brazil. This method has been successfully applied to several sandstone reservoirs around the world. The purpose of this research was to test and study the application of this method to Albian carbonate rocks of the Quissamã Formation. Based on what is found in near fields, this Formation potentially contains hydrocarbon accumulations that could be revealed with the help of the inverted models. P-wave velocity (Vp), S-wave velocity (Vs) and density curves along seven wells were used as inputs to construct 3D initial models of acoustic impedance (Zp), shear impedance (Zs) and density (?). Wells without Vs and ? curves had those values calculated from well-established equations available in the literature. Analysis of the inversion results along wells were carried out. Final 3D models were calculated from deviations in linear relationships between the logarithms of Zs and Zp, as well as between density and Zp, which were merged with the initial models. We have tested and analyzed several parameters and filters to create initial and final models. Interpretations of the inversion results were conducted based on patterns found in logs such as resistivity, gamma ray, density, neutron porosity and sonic along the wells. These analyses provided criteria to select the best final models that are discussed in detail. The inverted models show low impedance anomalies that are consistent with previous studies performed with the well logs available. Furthermore, one well in particular was interpreted as having high potential to contain hydrocarbons. This well shows an impedance pattern that allowed us to highlight other areas with the same pattern throughout the entire prestack seismic volume / Mestrado / Geologia e Recursos Naturais / Mestre em Geociências

[pt] Injeção de CO2 em reservatórios depletados tem ocorrido nos últimos anos como uma forma efetiva de recuperação avançada de óleo e gás. Mais recentemente, a injeção de CO2 em depósitos geológicos vem sendo considerada uma alternativa viável para a redução da emissão de gases de efeito estufa na atmosfera. Nesses dois cenários, o CO2 injetado reage com a rocha, alterando algumas de suas propriedades petrofísicas e geomecânicas. Um dos principais depósitos são os reservatórios carbonáticos. O objetivo desta tese é aprimorar o entendimento em relação aos efeitos mecânicos da injeção de CO2 em rochas carbonáticas. Esse tópico é de grande interesse para a indústria de óleo e gás, devido aos procedimentos de sequestro de CO2 e recuperação avançada de óleo. Nesses dois cenários, o CO2 é injetado em reservatórios carbonáticos, alterando algumas das propriedades petrofísicas e geomecânicas da rocha reservatório. Essas alterações podem aumentar os riscos relacionados à produção, uma vez que essas mudanças na estrutura porosa da rocha tendem a modificar o fluxo de óleo e também de provocar a compactação do reservatório. Com o objetivo de melhorar a compreensão da interação CO2 e rochas carbonáticas, nesta tese foram feitos ensaios de laboratório e modelos numéricos. Para os ensaios de laboratório, uma solução de CO2 e água deionizada foi injetada em amostras de Indiana Limestone e coquina. Também foram executados ensaios mecânicos antes e depois da injeção de CO2, com o objetivo de avaliar os efeitos nas propriedades mecânicas das rochas carbonáticas. A caracterização mecânica foi realizada a partir de ensaios de compressão uniaxial e triaxial. Foram observadas consideráveis reduções nas resistências à compressão e nos módulos de Young das amostras de coquina e Indiana Limestone, quando submetidas ao ensaio de injeção de CO2. Houve também um aumento na porosidade medida pelo MicroCT e pelo porosímetro na amostra de coquina sujeita a injeção de solução de CO2. Os resultados experimentais foram utilizados para calibração e validação dos modelos numéricos. Com relação aos modelos numéricos, o método dos elementos discretos (DEM) foi utilizado. Para simular de forma adequada o comportamento do material, uma metodologia, englobando o modelo de contato, a geração da amostra e o procedimento de calibração foi apresentada. A calibração dos parâmetros do DEM foi feita considerando os resultados dos ensaios mecânicos realizados antes e depois do ensaio de dissolução. O modelo numérico foi capaz de simular corretamente os ensaios uniaxiais e triaxiais realizados nas amostras de Indiana Limestone e coquina. Adicionalmente, a metodologia apresentada para o modelo em DEM conseguiu gerar bons resultados considerando a degradação pela injeção de CO2 das propriedades mecânicas da Indiana Limestone, e resultados satisfatórios para a coquina. / [en] CO2 injection in depleted reservoirs has been largely employed over the past years as an effective process for oil and gas enhanced recovery. More recently, the injection of CO2 in geological deposits is considered a viable alternative to reduce greenhouse gases in the atmosphere. In these two scenarios, the injected CO2 interacts with the rock deposit altering some petrophysical and geomechanical properties. One of the main deposits is carbonate reservoirs. The objective of this research is to improve the knowledge regarding the mechanical effects of CO2 injection on carbonate rocks. Changes to the rock pore structure may change oil flow, cause reservoir compaction and containment issues. In order to improve the insight on the interaction between CO2 and carbonate rocks, laboratory tests and numerical models were carried out in this study. For the laboratory tests, a solution of liquid CO2 and deionized water was injected through Indiana Limestone and coquina samples. In addition, mechanical tests were executed before and after CO2 injection, to evaluate the effects on the mechanical properties from the carbonate rocks. The mechanical characterization was conducted by performing uniaxial and triaxial compressive tests. From the laboratory results, significant reduction on the unconfined compressive strength and on Young s moduli from the coquina and Indiana Limestone samples when subjected to the CO2 injection test was observed. In addition, an increase in porosity was also noted from MicroCT scans and porosimetry measurements on the coquina sample after the injection of CO2 solution. These results were used for the numerical model calibration and validation. Regarding the numerical model, the Discrete Element Method (DEM) was adopted. To accurately simulate the material behavior, a methodology encompassing the contact model, the sample generation and the calibration procedure is presented. The calibration of the DEM parameters used the results from the mechanical tests on the rocks prior and after the dissolution tests. The numerical model was able to accurately simulate the uniaxial and triaxial tests on the Indiana Limestone and coquina samples. In addition, the methodology presented for the DEM model managed to accurately reproduce the mechanical degradation due to CO2 injection on Indiana Limestone and to a lesser degree, on coquina samples.