Os hidrocarbonetos são encontrados sob alta pressão em rochas porosas, denominadas rochas reservatório. A camada pré-sal apresenta rochas reservatório cobertas por uma camada impermeável de sal de grande espessura. Ocorrências de estruturas salinas são favoráveis para o aprisionamento dos hidrocarbonetos e aumentam a probabilidade de sucesso na prospecção de óleo e gás, pois são excelentes rochas capeadoras, de porosidade e permeabilidade praticamente nulas. As rochas salinas apresentam deformação lenta e contínua quando submetidas a tensões constantes, fenômeno conhecido como fluência. Durante a perfuração de poços através de espessas camadas de sal podem ocorrer problemas operacionais, como o aprisionamento da coluna de perfuração e o colapso do poço. Ainda, a fluência pode levar ao colapso os revestimentos de um poço de petróleo revestido. Estes contratempos geram grandes desafios e criam oportunidades de evolução na indústria do petróleo. Neste contexto, este trabalho consiste na análise numérica da escavação de poços em rochas salinas para exploração de petróleo, com o estudo do comportamento geomecânico do sal utilizando o programa de elementos finitos Abaqus®. O efeito da fluência do sal durante e após a perfuração e cimentação dos poços foi verificado utilizando diferentes pesos de fluido de perfuração, simulado como não penetrante. Análises dos deslocamentos, deformações e tensões na parede do poço e em sua vizinhança foram realizadas por meio de análises de deformação plana e análises axissimétricas. Após a instalação do revestimento e cimentação do poço que engloba tanto o processo de endurecimento do cimento, quanto a resposta de fluência da camada de sal, pôde-se analisar os deslocamentos, deformações e o comportamento das tensões na fronteira sal-cimento, evitando possíveis intervenções em poços que acarretam perdas econômicas. Sendo assim, este estudo auxilia no monitoramento e controle do fechamento de poços de petróleo em evaporito, após a escavação e cimentação do poço, evitando os diversos problemas decorrentes do comportamento de fluência do sal. / Hydrocarbons are found under high pressure in porous rocks, called reservoir rocks. The presalt layer shows reservoir rock covered by an impermeable salt thick layer. Occurrences of salt structures are favorable for trapping of hydrocarbons and increase the probability of success in oil and gas prospecting. They are excellent cap rocks with porosity and permeability practically nil. Salt rock present creep when subjected to continuous and constant stress. During well drilling through thick salt layers operational problems may occur like the imprisonment of the drill string and the collapse of the well. Also, creep may cause the collapse of the well casing. These setbacks create great challenges and opportunities for the evolution of the oil industry. In this context, this work proposes the numerical analysis of well excavation in salt rock for oil exploration with the study of the geomechanical behavior of salt using a finite element method (FEM) software Abaqus®. The effect of salt creep during and after drilling and cementing of wells was verified using different weights of the drilling fluid assumed to be non-penetrable with respect to the wellbore formation. Analysis of displacements, strains and stresses on the face of the wellbore and into the salt formation were performed with plane strain and axisymmetric techniques. After installation of the well casing, cementing is simulated encompassing cement hardening as well as salt creep. It was possible to analyze displacements, strains and the behavior of the stress interactions between the existing boundary cement-salt formation, avoiding possible unnecessary workover operations that cause economical losses. Thus, this study assists in the control and monitoring of closing oil wells in evaporite, after excavation and cementing the well, avoiding many problems stemming from the behavior creep of salt.

This study provides new insights on the mechanisms that controlled the development of solution-enhanced fractures and suprastratal deformation associated with the Mississippian Madison Sequence IV evaporite paleokarst complex. Based on detailed field mapping utilizing LiDAR, GPS, and field observations, we document a paleostructural high (oriented 145º) associated with the Ancestral Rockies uplift within the study area. One hundred twenty-one sediment-filled, solution-enhanced fractures within the Seq. IV cave roof were mapped and characterized by their dominant fill type (Amsden or Madison) and vertical extent. Spatial analysis reveals minimum spacing of these features occurs in areas uplifted during the Late Paleozoic suggesting a link between paleostructural position and solution feature spacing. Shape analysis of these solution features also supports structural position during the Late Paleozoic acted as a dominant control on fracture morphology: (1) downward tapering and fully penetrative features concentrate in areas that experienced uplift; (2) upward tapering concentrate in areas that were undeformed. Mapping of Seq. IV cave roof strata demonstrates vertical collapse variability exceeds 22 m and fault intensity increases in areas of increased collapse. These findings have significant implications for prediction and characterization of solution-enhanced fractures and suprastratal deformation within evaporite paleokarst systems. / text

Os hidrocarbonetos são encontrados sob alta pressão em rochas porosas, denominadas rochas reservatório. A camada pré-sal apresenta rochas reservatório cobertas por uma camada impermeável de sal de grande espessura. Ocorrências de estruturas salinas são favoráveis para o aprisionamento dos hidrocarbonetos e aumentam a probabilidade de sucesso na prospecção de óleo e gás, pois são excelentes rochas capeadoras, de porosidade e permeabilidade praticamente nulas. As rochas salinas apresentam deformação lenta e contínua quando submetidas a tensões constantes, fenômeno conhecido como fluência. Durante a perfuração de poços através de espessas camadas de sal podem ocorrer problemas operacionais, como o aprisionamento da coluna de perfuração e o colapso do poço. Ainda, a fluência pode levar ao colapso os revestimentos de um poço de petróleo revestido. Estes contratempos geram grandes desafios e criam oportunidades de evolução na indústria do petróleo. Neste contexto, este trabalho consiste na análise numérica da escavação de poços em rochas salinas para exploração de petróleo, com o estudo do comportamento geomecânico do sal utilizando o programa de elementos finitos Abaqus®. O efeito da fluência do sal durante e após a perfuração e cimentação dos poços foi verificado utilizando diferentes pesos de fluido de perfuração, simulado como não penetrante. Análises dos deslocamentos, deformações e tensões na parede do poço e em sua vizinhança foram realizadas por meio de análises de deformação plana e análises axissimétricas. Após a instalação do revestimento e cimentação do poço que engloba tanto o processo de endurecimento do cimento, quanto a resposta de fluência da camada de sal, pôde-se analisar os deslocamentos, deformações e o comportamento das tensões na fronteira sal-cimento, evitando possíveis intervenções em poços que acarretam perdas econômicas. Sendo assim, este estudo auxilia no monitoramento e controle do fechamento de poços de petróleo em evaporito, após a escavação e cimentação do poço, evitando os diversos problemas decorrentes do comportamento de fluência do sal. / Hydrocarbons are found under high pressure in porous rocks, called reservoir rocks. The presalt layer shows reservoir rock covered by an impermeable salt thick layer. Occurrences of salt structures are favorable for trapping of hydrocarbons and increase the probability of success in oil and gas prospecting. They are excellent cap rocks with porosity and permeability practically nil. Salt rock present creep when subjected to continuous and constant stress. During well drilling through thick salt layers operational problems may occur like the imprisonment of the drill string and the collapse of the well. Also, creep may cause the collapse of the well casing. These setbacks create great challenges and opportunities for the evolution of the oil industry. In this context, this work proposes the numerical analysis of well excavation in salt rock for oil exploration with the study of the geomechanical behavior of salt using a finite element method (FEM) software Abaqus®. The effect of salt creep during and after drilling and cementing of wells was verified using different weights of the drilling fluid assumed to be non-penetrable with respect to the wellbore formation. Analysis of displacements, strains and stresses on the face of the wellbore and into the salt formation were performed with plane strain and axisymmetric techniques. After installation of the well casing, cementing is simulated encompassing cement hardening as well as salt creep. It was possible to analyze displacements, strains and the behavior of the stress interactions between the existing boundary cement-salt formation, avoiding possible unnecessary workover operations that cause economical losses. Thus, this study assists in the control and monitoring of closing oil wells in evaporite, after excavation and cementing the well, avoiding many problems stemming from the behavior creep of salt.

A Formação Teresina, Neopermiano da Bacia do Paraná, é uma unidade estratigráfica principalmente terrígena, com algumas ocorrências de fácies carbonáticas, sendo depositada durante a última fase regressiva do mar epicontinental da bacia. O ambiente deposicional da Formação Teresina, especialmente no que se refere às suas fácies carbonáticas, ainda é alvo de debate. As fácies carbonáticas da Formação Teresina e fácies evaporíticas associadas ocorrem em toda a formação, mas são mais frequentes no norte do Estado do Paraná e no sul do Estado de São Paulo, na porção superior da unidade. Esta região constitui a área de estudo desta dissertação, que visou interpretar os processos sedimentares básicos, assim como fatores tectônicos e climáticos que influenciaram a formação destes depósitos carbonáticos e evaporíticos. Para isto, foram utilizadas informações de poços e realizados levantamentos detalhados de seções colunares, com coleta de amostras para análises petrográfìcas por microscopia óptica e microscopia eletrônica de varredura (MEV). Foram identificadas e descritas oito fácies carbonáticas e/ou evaporíticas: mudstone com conchas de ostracodes, mudstone peloidal, packstone bioclástico, wackstone bioclástico, boundstone tabular, packstone-grainstone oolítico, brecha de mudstone-chert e chert enterolítico-nodular. O sistema deposicional foi interpretado como uma rampa carbonática com zona interna alta protegida por barreiras arenosas influenciadas por ondas e correntes associadas. Nas partes mais rasas, os períodos áridos e de intensa evaporação e baixo aporte terrígeno provocariam aumento da salinidade e induziria a deposição das fácies evaporíticas de chert enterolítico-nodular e brecha de mudstone-chert. A porção intermediária corresponderia à zona protegida da ação das ondas, com águas rasas e baixa energia. Isto permitiria a deposição de sedimentos finos por decantação, que constituem as fácies mudstone com conchas de ostracodes e wackstone bioclástico. Nesta mesma porção, as condições geoquímicas da água teriam incentivado atividade microbiana, gerando as fácies mudstone peloidal e boundstone tabular. Bandas ricas em dolomita identificadas em fácies de boundstone tabular no norte do Estado do Paraná estariam relacionadas com precipitação mineral induzida por atividade microbiana. Filamentos e nanoestruturas orgânicas observadas podem corresponder a remanescentes fossilizados de extracellular polymeric substance (EPS), usados por bactérias redutoras de sulfato nos processos de precipitação da dolomita-calcita. A ação das ondas causava agitação constante da água, o que originaria a sedimentação das fácies packstone-grainstone oolítico em baixios e das fácies heterolíticas terrígenas em zona distal entre o nível de base das ondas de tempo bom e o nível de base das ondas de tempestade. Mapas de isópacas e de frequência de ocorrência de calcários elaborados a partir da integração dos dados de poços e seções colunares demonstraram aumento da concentração de calcários no flanco norte do Arco de Ponta Grossa (APG). A espessura da formação aumenta em direção ao APG. Em algumas regiões próximas ao APG, as isópacas tornam-se paralelas ao eixo desta estrutura tectônica. Os resultados obtidos sugerem que o Arco de Ponta Grossa atuou como barreira geográfica que restringiu a entrada de águas do oceano vindas do sul e influenciou a deposição das fácies carbonáticas e evaporíticas. A restrição da circulação das águas promoveu o aumento da salinidade na área imediatamente ao norte do arco. Além disso, uma provável zona de convergência de ventos paralela ao Arco de Ponta Grossa e situada ao sul da área de estudo teria dificultado a entrada de massas de ar úmido provenientes do Oceano Panthalassa vindas de sul. Isto favoreceu a instalação de condições áridas na área de estudo. O significado tectônico e climático das fácies carbonáticas e evaporíticas da Formação Teresina podem auxiliar as correlações entre a Bacia do Paraná e bacias na África, tais como as bacias do Huab e Karoo, além de contribuir para reconstruções paleogeográficas do Gondwana no final do Permiano. / The Teresina Formation, Late Permian of the Paraná Basin, is mainly composed of terrigenous sediments, with some occurrences of carbonate and evaporite facies. It corresponds to the upper portion of the last regressive phase of the Paraná Basin epicontinental sea. The depositional system responsible for the carbonate and evaporite facies of the Teresina Formation is still target of discussion. These facies occur in a huge area of the basin, but they have a greater thickness and are more frequent in the north of the Paraná State and in the southern of the São Paulo State, in the upper portion of the formation. This region constitutes the study area of this dissertation in order to interpret the depositional processes as well as the tectonic and climatic factors acting during the formation of these deposits. The study included the interpretation of data from wells, detailed description of columnar sections, with sampling for petrographical analysis under the optical and scanning electron microscopes (SEM). Eight carbonate and/or evaporite facies were identified: mudstone with ostracod shells, peloidal mudstone, bioclastic wackstone, bioclastic packestone, tabular boundstone, oolitic packstone-grainstone, nodular and enterolithic chert and mudstone-chert breccia. The depositional system was interpreted as a carbonate ramp with a protected zone by growth of oolitic sand bars and sediment transport dominated by wave action and associated currents. In the inner regions, arid periods of intense evaporation and low terrigenous input would increase the salinity, causing the deposition of enterolithic and nodular chert and mudstone-chert breccia facies. The intermediate portion corresponds to a lagoon with shallow and low energy waters, allowing the deposition of fine grained sediments recorded in the mudstone with ostracod shells and bioclastic wackstone facies. In the same portion, the hypersaline conditions of the water would have stimulated microbial activity, promoting the deposition of peloidal mudstone and tabular boundstone facies. Dolomite bands identified in the tabular boundstone facies in the north of the Paraná State are enriched in organic matter and they would be associated to mineral precipitation induced by microbial activity. Organic filaments and nanostructures may correspond to fossilized remains of extracellular polymeric substance (EPS), which are used by sulfate-reducing bacteria in the precipitation of dolomite-calcite. The wave action remobilized bottom sediments, causing constant waters agitation. This induced sedimentation of oolitic packstone-grainstone facies in shoals and the terrigenous heterolithic facies between the fair-weather and storm wave bases. Maps of isopachs and frequency of occurrences of limestones show concentration of limestones in the north flank of the Ponta Grossa Arch (PGA). The thickness of the formation increases from south to north towards the PGA. In some regions near the PGA, isopachs are parallel to the axis of this tectonic structure. The obtained results suggest that the Ponta Grossa Arch influenced the deposition of the carbonate and evaporite facies of the Teresina Formation, acting as a geographical barrier that restricted the entry of ocean waters from south. This promoted reduced terrigenous input, low water circulation and the increase of salinity in the northern flank of the PGA. Furthermore, a possible winds convergence zone, parallel to the Ponta Grossa Arch, would affected the climatic conditions in the study region during the Late Permian, difficulting the northward migration of wet air masses coming from the Panthalassa Ocean. This favored arid conditions in the study area. The tectonic and climatic significance of the carbonate and evaporite facies of the Teresina Formation have important implications for correlations between the Paraná Basin and basins from Africa, such as the Karoo and Huab basins, as well as for paleogeographic reconstructions of the Gondwana in the Permian.

No description available.

[pt] Os minerais evaporíticos formam as rochas e os depósitos evaporíticos. A maior parte a partir da evaporação da água por restrições de antigos oceanos. Os evaporitos hoje encontrados nos registros geológicos são de grande interesse para a indústria de mineração, como na produção de potássio em minas de carnalita e silvita, e para a exploração de petróleo, seja como rocha geradora, reservatório, selo ou elemento de estruturação do sistema petrolífero. Nesta dissertação foram analisadas amostras de evaporitos salinos de idade Aptiana oriundos da bacia de Sergipe-Alagoas, obtidos na única mina de potássio em operação no Brasil, desenvolvida atualmente pela Vale S.A.. Foi proposta uma metodologia de caracterização mineralógica e volumétrica para este tipo de material baseada em descrição macroscópica, análises de lâmina delgada, microscopia eletrônica de varredura (MEV), espectroscopia de energia dispersiva (EDS), microtomografia de raios X, análise de radioatividade natural e porosimetria a hélio. Após a caracterização dos evaporitos, foram realizados ensaios de propagação de pulso ultrassônico e ensaios de compressão triaxial, a fim de determinar os módulos elásticos do material, principal objetivo desta dissertação. Ao final foram comparados os resultados dinâmicos (ensaio ultrassônico) com os resultados estáticos (ensaio triaxial), relacionando-os com a caracterização mineralógica e volumétrica feita anteriormente. Estes módulos elásticos, como o módulo de Young, são de grande importância e de aplicação direta na engenharia de petróleo, de perfuração, de mineração e geofísica. / [en] The evaporite minerals form the evaporite rocks and deposits. The major part has been deposited from evaporation of water in ancient restricted oceans. The evaporite deposits found in geological records today are of great interest to the mining industry, such as in potassium production in carnallite and sylvite mines, and oil exploration, either as source rock, reservoir, seal or structuring element of the petroleum system. In this dissertation samples of Aptian saline evaporite age from the Sergipe-Alagoas Basin, obtained in the only potash mine in operation in Brazil, currently developed by Vale S.A. were analyzed. A methodology for mineral and volume characterization for this type of material based on macroscopic description, thin section analysis, scanning electron microscopy (SEM), energy dispersive spectroscopy (EDS), X-ray microtomography, natural radioactivity analysis and helium porosimetry is proposed on this work. Following this characterization, ultrasonic pulse propagation tests and triaxial compression tests were made in order to determine the dynamic and static elastic moduli of the material, respectively, the main objective of this dissertation. At the end we compare the dynamic results (ultrasonic tests) with static results (triaxial tests) relating them to the mineralogical and volumetric characterization made earlier. These elastic modulus, such Young s modulus, are very important in petroleum engineering, drilling, mining and geophysics.

[pt] A perfuração de poços de petróleo em ambientes adversos requer especialistas dedicados a estuda-la a fim de garantir que ela ocorra de forma rápida, segura e com qualidade. Dentro desse contexto, há estudos experimentais e numéricos que avaliam a ação de corte feita por um cortador individual objetivando quantificar as forças de contato, propor soluções para aumentar o seu tempo de vida útil e a sua taxa de penetração, e entender o mecanismo de corte. Seguindo esta linha de pesquisa, a presente Tese visa oferecer uma melhor compreensão para o problema de interação rocha/cortador PDC (Polycrystalline Diamond Compact) ao longo da perfuração de depósitos evaporíticos de halita e de reservatórios de carbonatos. O estudo foi abordado através da modelagem numérica do ensaio de cortador único e da modelagem numérica de corte por múltiplos cortadores através do método dos elementos discretos. Resultados experimentais aferiram a calibração da amostra sintética e dos modelos numéricos de corte em rocha. Um estudo numérico paramétrico do ensaio de cortador único foi feito objetivando identificar parâmetros que controlam a ação de corte. Em seguida, foi desenvolvida uma equação analítica que quantifica a energia específica mecânica global resultante da ação de múltiplos cortadores, a fim de entender e quantificar qual a contribuição de cada cortador na eficiência global. A equação foi aplicada usando os resultados das modelagens numéricas de múltiplos cortadores. Constatou-se que o bom ajuste entre as previsões numéricas e os resultados experimentais validou o uso do método dos elementos discretos para modelar o processo de corte em diferentes tipos de rochas. A modelagem numérica desenvolvida neste estudo pode ser considerada uma ferramenta útil para projeto e otimização do desempenho de brocas de perfuração. / [en] Oil wells drilling in adverse environments requires specialists dedicated to study the drilling process to ensure a quickly, safely and quality performance. In this context, experimental and numerical studies can be find in technical literature that evaluate the cutting action done by a single cutter aiming to quantify the contact forces, proposing solutions to increase its useful life time and its rate of penetration, and to understand the cutting mechanism. Following this line of research, this Thesis aims to provide a better understanding regarding the rock / polycrystalline diamond compact cutter interaction during the halite deposits and carbonate reservoirs drilling. The study was approached through numerical modeling of the single cutter test and through numerical modeling of the cutting action by multiple cutters using the discrete element method. Experimental results were used to calibrate the synthetic sample and the rock cutting numerical models. A parametric numerical study of the single cutter test was done aiming to identify parameters that control the cutting action. Then, an analytical equation was developed that quantifies the global mechanical specific energy resulting from the cutting action of multiple cutters, in order to understand and quantify the contribution of each cutter to overall efficiency. The equation was applied using the results of numerical modeling of multiple cutters developed in this work. It was verified that the good agreement between numerical predictions and experimental results validated the use of the discrete element method to model the cutting process in different rock types. The numerical modeling developed in this study can be considered a useful tool for design and optimizing the performance of drill bits.

La premier thématique a pour objectifs :1) de tracer l’origine de la salinité des eaux des aquifères karstiques en milieu côtier méditerranéen,2) de quantifier les proportions de mélange entre les eaux salées et les eaux karstiques,3) de discriminer les traceurs géochimiques pour identifier et modéliser les processus de salinisation d’aquifères karstiques côtiers. La seconde thématique a pour objectifs:1) d’établir les [As] d’origine naturelle des eaux de surface et des eaux souterraines, 2) de quantifier le niveau de contamination en arsenic de ces eaux et sa variabilité spatio-temporelle 3) de tracer l’origine naturelle ou anthropique de la pollution en As à l’aide d’outils isotopiques adaptés. les origines de la salinité identifié inclue i) des venues d’eaux profondes salées ii) des venues profondes d’eau salées remontant vers la surface par une faille majeure normale. Le 36Cl/Cl a permis d’identifier l’origine profonde des eaux salées et une recharge d’eau météorique infiltrée lors de la période des essais thermonucléaires. La modélisation PHREEQC permet de différentier le mélange avec une eau profonde salée de celui avec une eau de mer actuelle. Le 87Sr/86Sr montre un comportement conservatif pour tracer l’origine des eaux salées dans les aquifères karstiques. Les traceurs Cs, Rb, Li et B permettent de différentier les trois origines identifiées de la salinité. Les données acquises sur la contamination en As soulignent une augmentation nette et pérenne des [As] à partir des anciens sites de traitement minier réhabilités. Les rapports 87Sr/86Sr et δ18O et δ2H se révèlent dans ce cas un traceur très discriminant de l’origine naturelle ou anthropique de l’arsenic. / The first theme has for objectives: 1) to trace the origin of the salinity of the waters of the karst aquifers in coastal environment mediterraneen,2) to quantify the mixing proportions between salt waters and the waters karstiques,3) to discriminate the geochemical tracers to identify and model the process of salinization of aquifers coastal karst. The second theme has for objectives:1) to establish the [hast] of natural origin of surface waters and groundwater, 2) to quantify the level of contamination by arsenic in these waters and its spatial and temporal variability 3) to trace the natural or anthropogenic origin of pollution in hast to the aid of isotopic tools adapted. the origins of the salinity identified include i) of came from deep waters salted ii) of come deep water salted dating back toward the surface by a major flaw normal. The 36Cl/Cl has allowed us to identify the origin of deep saline waters and a recharge of meteoric water infiltrated during the period of thermonuclear tests. The PHREEQC modeling used to differentiate between the mixture with a deep water of salt that one with a sea water current. The 87SR/ 86Sr shows a conservative behavior for tracing the origin of saline waters in karst aquifers. The plotters Cs, Rb, Li and B allows to differentiate the three origins identified of salinity. The data acquired on the contamination in hast underline a net increase and perennial of [hast] from the ancient sites of mining processing rehabilitated. The reports 87SR/ 86Sr and δ18O and δ2H will reveal in this case a chartplotter very discriminant of natural or anthropogenic origin of arsenic.

Groundwater chemistry on the Niagara Peninsula has been identified as highly mineralized in comparison to groundwaters collected from the same bedrock formations elsewhere in southern Ontario. Three geochemical zones were discerned using hierarchical cluster analysis and other geochemical and isotopic methods. The Escarpment Zone, located along the Niagara and Onondaga Escarpments, is characterized by unconfined aquifer conditions, parameters reflective of surficial contaminants, including road salt, and elevated HCO3, DOC, NO3-, coliform bacteria and tritium. In contrast, in the Salina Zone thick, low-permeability sediments and gypsiferous bedrock results in highly mineralized groundwaters with Ca-SO4 geochemical facies and elevated S2-, Ca2+, Mg2+, K+, Na+, SO42-, Cl-, Br-, Sr2+, NH4+ and CH4. The Guelph Zone contains the lowest electrical conductivity of the three zones and elevated F-. Outliers exist with groundwater geochemistry that differs from the local geochemical zone and the host aquifer. These sites have elevated SO42- (>1000 to 5200 mg/L) with depleted δ34SSO4 (-2.2 to 14.3‰ VCDT) signatures that differs starkly from Devonian and Silurian evaporites (~20 to 32 ‰) in the host formations. This exogenic SO4 was identified in a cross-formational northeast – southwest linear trend crossing three major groundwater flow systems. The lack of down-stream impact in these systems and tritium groundwater ages that are typically only decades old indicate a young, non-geological origin and implicate anthropogenic activities. Additionally, nine samples were identified with elevated methane concentrations and δ13CCH4 signatures within the thermogenic range. As thermogenic methane is not produced within shallow aquifers and would be short-lived in the presence of the ubiquitous sulfate, these samples imply recent upward migration of methane from depth through vertical conduits. Taken together, the evidence supports large-scale upward movement of fluids in the centre of the Niagara geochemical anomaly and more sporadic upward transport of gases over a wider area of the peninsula. The most likely vector is through corroded and leaking casings or boreholes of abandoned (century) gas wells that are common across the peninsula. / Thesis / Master of Science (MSc)