O Campo de Miranga, localizado no Compartimento Central da Bacia do Recôncavo, é um importante produtor de óleo e gás. As rochas reservatório portadoras de hidrocarbonetos aqui apresentadas constituem-se de corpos arenosos gerados por fluxos gravitacionais subaquosos intercalados por folhelhos e pertencem a Formação Maracangalha (depositada no Cretáceo Inferior). Com a descrição de 775 m de testemunhos, definiu-se 8 fácies deposicionais e 6 deformacionais para o intervalo estudado. O agrupamento de fácies em conjuntos que apresentam feições estruturais e genéticas similares permitiu a proposição de Associações de Fácies cujas interpretações são: AF1 - lobos turbidíticos distais; AF2 - canais e/ou lobos turbidíticos arenosos; AF3 - franjas de sistemas turbidíticos conglomeráticos; AF4 - deslizamentos ou regiões proximais de escorregamentos; AF5 - porções mais deformadas de corpos de deslizamentos a escorregamentos; AF6 - escorregamentos altamente móveis, plásticos a fluxos de detritos. Foi definido um datum na porção intermediária da formação constituído por uma espessa seção pelítica. Depósitos distais da AF6 dominam a porção basal do intervalo estudado e são sucedidos verticalmente (em direção ao datum) por intercalações entre turbiditos (AF2) e escorregamentos (AF5). Imediatamente acima do datum ocorrem níveis conglomeráticos (AF3) que são sucedidos verticalmente por um domínio onde se intercalam deslizamentos (AF4), escorregamentos (AF5) e turbiditos (AF2), definindose uma grande sucessão progradacional para a Formação Maracangalha na área estudada. O disparo desses fluxos provavelmente associa-se a movimentação de falhas durante estágio sin-rifte responsáveis por intensa sismicidade e remobilização de frentes deltaicas. Um mecanismo auxiliar associa-se ao intenso diapirismo argilocinético. A conectividade lateral rastreada em seções sísmicas é baixa e os melhores reservatórios do campo são os representantes da AF4 e AF2. Por critérios preditivos é possível determinar os intervalos mais propícios para a ocorrência desses corpos. / The Miranga Field, which is located in the Central Compartment of Reconcavo Basin, is an important oil and gas producer. The bearing hydrocarbon reservoirs presented here are composed of sand bodies generated by subaqueous gravity flows inserted between shales, belonging to the Maracangalha Formation (deposited during the Lower Cretaceous). Through the description of 775 m well cores, 8 depositional and 6 deformational facies were defined for the interval studied. These facies were grouped together according to structural and genetic characteristics making it possible to define Facies Associations with the following interpretations: AF1 - distal portions of turbidite lobes; AF2 - channels and/or sandy turbidite lobes; AF3 - borders of conglomeratic turbidite systems; AF4 - slides or proximal parts of slumps; AF5 - distal portions of the slides bodies or slumps; AF6 - highly mobile slumps to debris flows. A datum was chosen in the middle portion of Maracangalha Formation which consists of thick layer of shale. Distal deposits (AF6) dominate the basal portion of interval studied and they are succeeded vertically (toward to the datum) by layers interbedded between turbidites (AF2) and slump deposits (AF5). Immediately above the datum, conglomeratic intervals (AF3) occur and they are succeeded vertically by layers interbedded between slides (AF4), slumps (AF5) and turbidites (AF2), defining a great progradational succession to Maracangalha Formation in the studied area. Trigger mechanisms responsible for the genesis of gravitational flows are probably associated with faults activities during the syn-rift stage which led to intense seismic activity and caused the destabilization of sediments in delta fronts. An alternative cause for triggering may have been intense diapiric shale movements. The lateral connectivity traced in seismic sections is low and the sand bodies that should constitute the best reservoirs in this field belong to AF4 and AF2 categories. It is possible to determine the most favorable intervals for the occurrence of these sand bodies using predictive criteria.

O Campo de Miranga, localizado no Compartimento Central da Bacia do Recôncavo, é um importante produtor de óleo e gás. As rochas reservatório portadoras de hidrocarbonetos aqui apresentadas constituem-se de corpos arenosos gerados por fluxos gravitacionais subaquosos intercalados por folhelhos e pertencem a Formação Maracangalha (depositada no Cretáceo Inferior). Com a descrição de 775 m de testemunhos, definiu-se 8 fácies deposicionais e 6 deformacionais para o intervalo estudado. O agrupamento de fácies em conjuntos que apresentam feições estruturais e genéticas similares permitiu a proposição de Associações de Fácies cujas interpretações são: AF1 - lobos turbidíticos distais; AF2 - canais e/ou lobos turbidíticos arenosos; AF3 - franjas de sistemas turbidíticos conglomeráticos; AF4 - deslizamentos ou regiões proximais de escorregamentos; AF5 - porções mais deformadas de corpos de deslizamentos a escorregamentos; AF6 - escorregamentos altamente móveis, plásticos a fluxos de detritos. Foi definido um datum na porção intermediária da formação constituído por uma espessa seção pelítica. Depósitos distais da AF6 dominam a porção basal do intervalo estudado e são sucedidos verticalmente (em direção ao datum) por intercalações entre turbiditos (AF2) e escorregamentos (AF5). Imediatamente acima do datum ocorrem níveis conglomeráticos (AF3) que são sucedidos verticalmente por um domínio onde se intercalam deslizamentos (AF4), escorregamentos (AF5) e turbiditos (AF2), definindose uma grande sucessão progradacional para a Formação Maracangalha na área estudada. O disparo desses fluxos provavelmente associa-se a movimentação de falhas durante estágio sin-rifte responsáveis por intensa sismicidade e remobilização de frentes deltaicas. Um mecanismo auxiliar associa-se ao intenso diapirismo argilocinético. A conectividade lateral rastreada em seções sísmicas é baixa e os melhores reservatórios do campo são os representantes da AF4 e AF2. Por critérios preditivos é possível determinar os intervalos mais propícios para a ocorrência desses corpos. / The Miranga Field, which is located in the Central Compartment of Reconcavo Basin, is an important oil and gas producer. The bearing hydrocarbon reservoirs presented here are composed of sand bodies generated by subaqueous gravity flows inserted between shales, belonging to the Maracangalha Formation (deposited during the Lower Cretaceous). Through the description of 775 m well cores, 8 depositional and 6 deformational facies were defined for the interval studied. These facies were grouped together according to structural and genetic characteristics making it possible to define Facies Associations with the following interpretations: AF1 - distal portions of turbidite lobes; AF2 - channels and/or sandy turbidite lobes; AF3 - borders of conglomeratic turbidite systems; AF4 - slides or proximal parts of slumps; AF5 - distal portions of the slides bodies or slumps; AF6 - highly mobile slumps to debris flows. A datum was chosen in the middle portion of Maracangalha Formation which consists of thick layer of shale. Distal deposits (AF6) dominate the basal portion of interval studied and they are succeeded vertically (toward to the datum) by layers interbedded between turbidites (AF2) and slump deposits (AF5). Immediately above the datum, conglomeratic intervals (AF3) occur and they are succeeded vertically by layers interbedded between slides (AF4), slumps (AF5) and turbidites (AF2), defining a great progradational succession to Maracangalha Formation in the studied area. Trigger mechanisms responsible for the genesis of gravitational flows are probably associated with faults activities during the syn-rift stage which led to intense seismic activity and caused the destabilization of sediments in delta fronts. An alternative cause for triggering may have been intense diapiric shale movements. The lateral connectivity traced in seismic sections is low and the sand bodies that should constitute the best reservoirs in this field belong to AF4 and AF2 categories. It is possible to determine the most favorable intervals for the occurrence of these sand bodies using predictive criteria.

O Campo de Miranga, localizado no Compartimento Central da Bacia do Recôncavo, é um importante produtor de óleo e gás. As rochas reservatório portadoras de hidrocarbonetos aqui apresentadas constituem-se de corpos arenosos gerados por fluxos gravitacionais subaquosos intercalados por folhelhos e pertencem a Formação Maracangalha (depositada no Cretáceo Inferior). Com a descrição de 775 m de testemunhos, definiu-se 8 fácies deposicionais e 6 deformacionais para o intervalo estudado. O agrupamento de fácies em conjuntos que apresentam feições estruturais e genéticas similares permitiu a proposição de Associações de Fácies cujas interpretações são: AF1 - lobos turbidíticos distais; AF2 - canais e/ou lobos turbidíticos arenosos; AF3 - franjas de sistemas turbidíticos conglomeráticos; AF4 - deslizamentos ou regiões proximais de escorregamentos; AF5 - porções mais deformadas de corpos de deslizamentos a escorregamentos; AF6 - escorregamentos altamente móveis, plásticos a fluxos de detritos. Foi definido um datum na porção intermediária da formação constituído por uma espessa seção pelítica. Depósitos distais da AF6 dominam a porção basal do intervalo estudado e são sucedidos verticalmente (em direção ao datum) por intercalações entre turbiditos (AF2) e escorregamentos (AF5). Imediatamente acima do datum ocorrem níveis conglomeráticos (AF3) que são sucedidos verticalmente por um domínio onde se intercalam deslizamentos (AF4), escorregamentos (AF5) e turbiditos (AF2), definindose uma grande sucessão progradacional para a Formação Maracangalha na área estudada. O disparo desses fluxos provavelmente associa-se a movimentação de falhas durante estágio sin-rifte responsáveis por intensa sismicidade e remobilização de frentes deltaicas. Um mecanismo auxiliar associa-se ao intenso diapirismo argilocinético. A conectividade lateral rastreada em seções sísmicas é baixa e os melhores reservatórios do campo são os representantes da AF4 e AF2. Por critérios preditivos é possível determinar os intervalos mais propícios para a ocorrência desses corpos. / The Miranga Field, which is located in the Central Compartment of Reconcavo Basin, is an important oil and gas producer. The bearing hydrocarbon reservoirs presented here are composed of sand bodies generated by subaqueous gravity flows inserted between shales, belonging to the Maracangalha Formation (deposited during the Lower Cretaceous). Through the description of 775 m well cores, 8 depositional and 6 deformational facies were defined for the interval studied. These facies were grouped together according to structural and genetic characteristics making it possible to define Facies Associations with the following interpretations: AF1 - distal portions of turbidite lobes; AF2 - channels and/or sandy turbidite lobes; AF3 - borders of conglomeratic turbidite systems; AF4 - slides or proximal parts of slumps; AF5 - distal portions of the slides bodies or slumps; AF6 - highly mobile slumps to debris flows. A datum was chosen in the middle portion of Maracangalha Formation which consists of thick layer of shale. Distal deposits (AF6) dominate the basal portion of interval studied and they are succeeded vertically (toward to the datum) by layers interbedded between turbidites (AF2) and slump deposits (AF5). Immediately above the datum, conglomeratic intervals (AF3) occur and they are succeeded vertically by layers interbedded between slides (AF4), slumps (AF5) and turbidites (AF2), defining a great progradational succession to Maracangalha Formation in the studied area. Trigger mechanisms responsible for the genesis of gravitational flows are probably associated with faults activities during the syn-rift stage which led to intense seismic activity and caused the destabilization of sediments in delta fronts. An alternative cause for triggering may have been intense diapiric shale movements. The lateral connectivity traced in seismic sections is low and the sand bodies that should constitute the best reservoirs in this field belong to AF4 and AF2 categories. It is possible to determine the most favorable intervals for the occurrence of these sand bodies using predictive criteria.

O aumento do uso do gás natural e a necessidade de sua estocagem em sítios subterrâneos, promoveu recentes pesquisas na Bacia do Paraná. Estas pesquisas incluiram a análise de estruturas favoráveis a formação de trapas e a avaliação do potencial de rochas-reservatórios para a estocagem subterrânea de gás natural (ESGN). Neste contexto insere-se o presente trabalho que foi desenvolvido no Alto Estrutural de Pitanga, borda leste da Bacia do Paraná. Neste Alto afloram rochas sedimentares permocarboníferas do Grupo Itararé que são amplamente reconhecidas por suas qualidades permoporosas. Com o intuito de caracterizar a faciologia, a estratigrafia bem como as qualidades petrofísicas do Grupo Itararé foram efetuados os seguintes estudos: levantamentos de seções estratigráficas de detalhe, descrição de fácies, análise microscópica, análise de microscopia eletrônica de varredura e avaliação de dados de poço. As descrições de fácies e estudos dos processos deposicionais, forneceram elementos para o agrupamento de fácies em associações de fácies e distinção de três associações de fácies: inferior, intermediária e superior. A disposição das associações de fácies permitiu o reconhecimento de uma suscessão progradacional, representada pela sobreposição de fácies de pró-delta/frente-deltaica por depósitos fluviais com contribuição glacial. A análise microscópica e caracterização petrográfica das rochas, permitiu a discriminação de quatro petrofácies: A, B, C e D. Os arenitos do Grupo Itararé na área de estudos foram classificados como: arenito feldspático, quartzo arenito, arenito lítico e wacke lítico. A microscopia eletrônica de varredura revelou a presença de caulinita, esmectita e ilita nos arenitos. A utilização de diferentes escalas de trabalho mostrou-se eficaz e elucidativa. A combinação de levantamentos de campo, análises petrográficas ao microscópio, ensaios de porosimetria a mercúrio e análises de perfis compostos permitiu realizar comparações e revelou um grupo de dados significativos para a pesquisa. / The increase in the utilization of natural gas and the need for underground gas storage has led to recent research projects on the subject focusing the Paraná Basin. These projects aim at locating favorable structures for the generation of traps and the evaluation of the reservoir potential of rock units for the storage of natural gas (ESGN). The present work is part of this effort, aiming at the study of the Pitanga Structural High, at the eastern border of the Paraná Basin. This region is characterized by outcrops of the Itararé Group (Permo-Carboniferous), which contains rock units that are known for their high porosity and permeability. The main goals of the present work are to characterize the sedimentary facies, the stratigraphy and the petrophysical properties of the Itararé Group, based on detailed stratigraphic logging, facies descriptions, microscopic petrography, Scanning Electron Microscope analysis, and evaluation of well data. Facies descriptions and interpretation of depositional processes were used to group the sedimentary facies into three facies associations: named lower, middle and upper facies associations. The stacking pattern of the facies associations led to the interpretation of a progradational succession, formed by the migration of fluvial deposits over prodelta to delta front deposits, in a context of glacial influence. The microscopic petrography characterization of rock samples led to the discrimination of four petrofacies, coded A to D. The sandstones of the Itararé Group in the studied area were classified as: feldspatic sandstones, quartz-arenites, lithicsandstones and lithic wackes. The Scanning Electron Microscope analysis revealed the presence of caulinite, smectite and ilite in the sandstones. The application of analyses at different scales of work proved to be an efficient method. The integration of field survey, microscopic petrography analysis, mercury porosimetry and interpretation of composite well logs generated a significant volume of data and enabled the comparison of the results of the different methods.

O aumento do uso do gás natural e a necessidade de sua estocagem em sítios subterrâneos, promoveu recentes pesquisas na Bacia do Paraná. Estas pesquisas incluiram a análise de estruturas favoráveis a formação de trapas e a avaliação do potencial de rochas-reservatórios para a estocagem subterrânea de gás natural (ESGN). Neste contexto insere-se o presente trabalho que foi desenvolvido no Alto Estrutural de Pitanga, borda leste da Bacia do Paraná. Neste Alto afloram rochas sedimentares permocarboníferas do Grupo Itararé que são amplamente reconhecidas por suas qualidades permoporosas. Com o intuito de caracterizar a faciologia, a estratigrafia bem como as qualidades petrofísicas do Grupo Itararé foram efetuados os seguintes estudos: levantamentos de seções estratigráficas de detalhe, descrição de fácies, análise microscópica, análise de microscopia eletrônica de varredura e avaliação de dados de poço. As descrições de fácies e estudos dos processos deposicionais, forneceram elementos para o agrupamento de fácies em associações de fácies e distinção de três associações de fácies: inferior, intermediária e superior. A disposição das associações de fácies permitiu o reconhecimento de uma suscessão progradacional, representada pela sobreposição de fácies de pró-delta/frente-deltaica por depósitos fluviais com contribuição glacial. A análise microscópica e caracterização petrográfica das rochas, permitiu a discriminação de quatro petrofácies: A, B, C e D. Os arenitos do Grupo Itararé na área de estudos foram classificados como: arenito feldspático, quartzo arenito, arenito lítico e wacke lítico. A microscopia eletrônica de varredura revelou a presença de caulinita, esmectita e ilita nos arenitos. A utilização de diferentes escalas de trabalho mostrou-se eficaz e elucidativa. A combinação de levantamentos de campo, análises petrográficas ao microscópio, ensaios de porosimetria a mercúrio e análises de perfis compostos permitiu realizar comparações e revelou um grupo de dados significativos para a pesquisa. / The increase in the utilization of natural gas and the need for underground gas storage has led to recent research projects on the subject focusing the Paraná Basin. These projects aim at locating favorable structures for the generation of traps and the evaluation of the reservoir potential of rock units for the storage of natural gas (ESGN). The present work is part of this effort, aiming at the study of the Pitanga Structural High, at the eastern border of the Paraná Basin. This region is characterized by outcrops of the Itararé Group (Permo-Carboniferous), which contains rock units that are known for their high porosity and permeability. The main goals of the present work are to characterize the sedimentary facies, the stratigraphy and the petrophysical properties of the Itararé Group, based on detailed stratigraphic logging, facies descriptions, microscopic petrography, Scanning Electron Microscope analysis, and evaluation of well data. Facies descriptions and interpretation of depositional processes were used to group the sedimentary facies into three facies associations: named lower, middle and upper facies associations. The stacking pattern of the facies associations led to the interpretation of a progradational succession, formed by the migration of fluvial deposits over prodelta to delta front deposits, in a context of glacial influence. The microscopic petrography characterization of rock samples led to the discrimination of four petrofacies, coded A to D. The sandstones of the Itararé Group in the studied area were classified as: feldspatic sandstones, quartz-arenites, lithicsandstones and lithic wackes. The Scanning Electron Microscope analysis revealed the presence of caulinite, smectite and ilite in the sandstones. The application of analyses at different scales of work proved to be an efficient method. The integration of field survey, microscopic petrography analysis, mercury porosimetry and interpretation of composite well logs generated a significant volume of data and enabled the comparison of the results of the different methods.