Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Instituto de Geociências, 2011. / Submitted by Jaqueline Ferreira de Souza (jaquefs.braz@gmail.com) on 2012-06-18T10:37:52Z No. of bitstreams: 1 2011_FaustodeAlmeidaLazarin.pdf: 4450628 bytes, checksum: 938c8915306584de90c87b31ac4d3b83 (MD5) / Approved for entry into archive by Jaqueline Ferreira de Souza(jaquefs.braz@gmail.com) on 2012-06-18T10:38:04Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2011_FaustodeAlmeidaLazarin.pdf: 4450628 bytes, checksum: 938c8915306584de90c87b31ac4d3b83 (MD5) / Made available in DSpace on 2012-06-18T10:38:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2011_FaustodeAlmeidaLazarin.pdf: 4450628 bytes, checksum: 938c8915306584de90c87b31ac4d3b83 (MD5) / O Complexo Máfico-Ultramáfico Fazenda Mirabela é uma intrusão Paleoproterozóica localizada no sudeste do Estado da Bahia, próximo à cidade de Ipiaú. Caracteriza-se por mineralizações de Ni-Cu associadas às rochas máficas e ultramáficas, cujos depósitos são denominados de Santa Rita e Peri-Peri. Geologicamente, Mirabela situa-se no sudeste do Cráton do São Francisco, intrusiva em rochas arqueanas na porção sul do Cinturão Itabuna-Salvador-Curaçá. A intrusão acamadada tem filiação basalto-toleítica, que consiste em uma associação máfica-ultramáfica diferenciada na base sobreposta por uma fase gabronorítica. O Complexo Mirabela foi subdividido de acordo com parâmetros litológicos e petrográficos em cinco zonas: Grupo de Borda Inferior - gabronoritos e ortopiroxenitos; Zona Inferior – dunitos; Zona Intermediária – harzburgitos, olivina ortopiroxenitos, ortopiroxenitos e websteritos; Zona Superior - gabronoritos; e Grupo de Borda Superior - websteritos, ortopiroxenitos, harzburgitos e gabronoritos. Análises geoquímicas em furos de sondagem do depósito Peri-Peri demonstram que a distribuição dos conteúdos de Ni, Cu, Pt e Pd está associada aos horizontes máficos-ultramáficos com predominância de sulfetos disseminados. Estudos petrográficos da Intrusão Mirabela indicam que os agregados policristalinos de sulfetos de Ni-Cu ocorrem disseminados associados a um forte controle litoestratigráfico, dos harzburgitos até os websteritos em Santa Rita, e websteritos aos harzburgitos em Peri-Peri, sugerindo a ocorrência de rochas mais primitivas no topo da câmara magmática. Análises isotópicas δ34S na Intrusão Mirabela indicam uma sulfetação associada a um magmatismo mantélico mineralizado, entretanto, os resultados Sm-Nd para o complexo máfico-ultramáfico corroboram com uma contaminação crustal do magma por rochas encaixantes, e a ocorrência de um pulso magmático que fracionou e originou o corpo acamadado. As datações geocronológicas U-Pb obtidas pelas análises em zircões definiram idades Paleoproterozóicas para o Complexo Mirabela (1990 ±28 Ma) e a Intrusão Palestina (2079 ±14 Ma), e Arqueana para a rocha encaixante (2541 ±15 Ma) à Intrusão Mirabela. Dados consistentes com a geologia regional da porção sul do Cinturão Itabuna-Salvador-Curaçá. As mineralizações sulfetadas de Ni-Cu dos depósitos Santa Rita e Peri-Peri têm origem mantélica e ocorrem em concentrações econômicas associadas aos horizontes ultramáficos da intrusão, abrindo novas possibilidades de estudos de outros corpos máficos-ultramáficos intrusivos com características semelhantes ao longo do Cinturão Itabuna-Salvador-Curaçá. ______________________________________________________________________________ ABSTRACT / . The Fazenda Mirabela Mafic-Ultramafic Complex is a Paleoproterozoic intrusion located in the southeast of the Bahia State, near of the Ipiaú town. It is characterized by Ni-Cu mineralization associated with mafic and ultramafic rocks, whose deposits are called Santa Rita and Peri-Peri. Geologically, Mirabela is located in southeastern of São Francisco Craton, intrusive in archean rocks in the southern portion of the Itabuna-Salvador-Curaçá Belt. The layered intrusion has a basalt-tholeiitic filiation, which consists in a differentiated mafic-ultramafic association in the base superimposed for a gabbronoritic phase. The Mirabela Complex was subdivided according with lithological and petrographical parameters in five zones: Lower Border Group – gabbronorites and orthopyroxenites; Lower Zone – dunites; Intermediate Zone: harzburgites, olivine orthopyroxenites, orthopyroxenites and websterites; Upper Zone: gabbronorites; and Upper Border Group: websterites, orthopyroxenites, harzburgites and gabbronorites. Geochemical analyses in Peri-Peri diamond drill holes show that the distribution of Ni, Cu, Pt and Pd contents is associated with the mafic-ultramafic horizons with predominance of disseminated sulfides. Petrographic studies of the Mirabela Intrusion indicate occurrences of polycrystalline aggregates of Ni-Cu disseminated sulfides associated with a strong lithostratigraphic control, from the harzburgites to websterites in Santa Rita, and the websterites to harzburgites in Peri-Peri, suggesting the occurrence of primitive rocks on the top of the magmatic camara. δ34S isotopic analyses in the Mirabela Intrusion indicate a magmatic sulfidation associated with a mineralized mantle magmatism, however, the Sm-Nd results for the mafic-ultramafic complex corroborate with a crustal contamination of the magma for the country rocks, and the occurrence of a magmatic pulse that was fractionated and originated the layered body. The U-Pb geochronological ages obtained by the zircon analyses defined the Paloproterozoic ages for the Mirabela Complex (1990 ±28 Ma) and the Palestina Intrusion (2079 ±14 Ma), and Archean for the country rock (2541 ±15Ma) of the Mirabela Intrusion. Consistent data with the regional geology of the southern portion of the Itabuna-Salvador-Curaçá Belt. The Ni-Cu sulfides mineralizations of the Santa Rita and Peri-Peri deposits have mantle origin and occur in economic concentrations associated with the ultramafic horizons of the intrusion, opening up new possibilities for studies of other mafic-ultramafic intrusive bodies with similar characteristics along the Itabuna-Salvador-Curaçá Belt.

Orientador: Regina Celia de Carvalho Pinto Moran / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-24T09:49:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Castro_WagnerBarbosadeMello_M.pdf: 2964636 bytes, checksum: 65eed9f26827c71af590e2f6dc6a6225 (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: Com o objetivo principal de verificar-se a aplicabilidade da técnica na área de geoengenharia de reservatórios, foram gerados modelos logísticos de regressão a partir de litofácies descritas em testemunhos e dos perfis elétricos para dois poços da Bacia de Campos. Estes modelos foram posteriormente utilizados para se estimar a ocorrência de fácies reservatório nos poços. Os resultados obtidos na estimativa de fácies foram então comparados aos resultado:-. provenientes de uma análise discriminante prévia com o objetivo de averiguar a precisão das duas técnicas como ferramentas para se estimar fácies. Embora a análise discriminante tenha se mostrado mais precisa na estimativa de fácies reservatório, não se deve descartar a utilização da regressão logística. A sua independência da pressuposição de normalidade torna esta técnica, ao menos em teoria. mais robusta do que a análise discrirninante / Abstract: Logistic regression models were generated starting from lithofacies described in cores and in well logs for two wells of Campos Basin. The main objective was verify the applicability of the technique in reservoir geology. The models were used to estimate the occurrence of reservoir facies in the wells. Results obtained were compared to the results of a previous discriminant analysis with the objective of determinate the accuracy of the two techniques as tools to estimate reservoir facies. Although discriminant analysis resulted more accurate in the estimate of reservoir facies, the use of logistic regression should not be discarded. Its independence of the normal distribution hypothesis make this technique, at least in theory more robust than the discrirninant analysis / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

Orientadores : Antonio Claudio de França Correa, Antonio Celso de Fonseca Arruda, Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-17T11:12:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Reis_LeandroCosta_M.pdf: 3185635 bytes, checksum: 51a5be4015489b6bbb70910d5307eb35 (MD5) Previous issue date: 1992 / Resumo: Em alguns tipos de reservatórios heterogêneos uma parcela significativa do petróleo é recuperado envolvendo um processo de embebição espontânea da água injetada ou da água proveniente de aquífero natural. Este processo pode ser estuda.do usando o modelo de difusão capilar e, em geral. admite-se que o fenômeno é regido por um coeficiente constante. Este trabalho teve como objetivo estudar o processo de difusão capilar, considerando o coeficiente dependente da saturação de água. Foram analisadas as influências dos efeitos gravitacionais e da forma da função que relaciona o coeficiente com a saturação, entre outros parâmetros, usando modelos numéricos, analiticos e experimentais. Especial atenção foi dada aos métodos de obtenção do coeficiente de difusão capilar, tanto nos seus aspectos teóricos como experimentais. Foi verificada a validade de um modelo aproximado para escoamento vertical. Os resultados sugerem que ele pode ser aplicado na área de análises petrofísicas e abrem caminho para novas abordagens que permitirão um maior entendimento dos processos difusivos e do escoamento em meios porosos em geral. Para a obtenção experimental do coeficiente de difusão capilar é necessário medir a distribuição das fases na amostra de rocha durante o processo de embebição. A tomografia computadorizada se mostrou uma ferramenta adequada para a medição dos perfis de saturação. Para a interpretação dos resultados foi desenvolvido um procedimento de aquisição e processamento de imagens onde foi utilizado o programa KHOROS / Abstract: In some kinds of reservoirs a great amount of oil is recovered from a spontaneous imbibition process of the injected or natural aquifer water. This process may be stlldied with the ca.ppiIary diffusion model, and it is usual to assume a constant diffusion coeficient. The purpose of this work was to study the imbibition process with the cappiIary model, but assuming that the diffusion coeficient depends on the water saturation. The influence of gravitational effects and of the form of the function that relates the coefficient to the saturation was verified using numerical and analytical solutions. Two methods of evaluating the diffusion coefficient were discussed iD their the oretical and experimental aspects. A Dew concept of "gravitational diffusion" is taken from soiJ physics. The application of this concept in the numerical analysis of diffusion processes suggests that it could be applied to petrophysical analysis. This approach opens up new ways of studying porous media flow. X-ray computer tomography (CT) was used in order to obtain experimentally the phases saturation distributions in air-water imbibition experiments. These distributions are processed to compute the cappilary díffusion coefficient. The principIes of tomography are presented and some practical aspects related to experimental procedures of cappilary diffusion are discussed. / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Instituto de Geociências, 2012. / Submitted by Alaíde Gonçalves dos Santos (alaide@unb.br) on 2013-03-28T13:36:01Z No. of bitstreams: 1 2012_DanielleSantosCunhaDelRey.pdf: 3171437 bytes, checksum: e533035a2215e2e9face38b3cd30dd37 (MD5) / Approved for entry into archive by Guimaraes Jacqueline(jacqueline.guimaraes@bce.unb.br) on 2013-04-22T14:33:56Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2012_DanielleSantosCunhaDelRey.pdf: 3171437 bytes, checksum: e533035a2215e2e9face38b3cd30dd37 (MD5) / Made available in DSpace on 2013-04-22T14:33:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2012_DanielleSantosCunhaDelRey.pdf: 3171437 bytes, checksum: e533035a2215e2e9face38b3cd30dd37 (MD5) / Ainda que bastante embrionária, a datação absoluta da geração do óleo através de isótopos radiogênicos é um novo caminho a ser traçado pela pesquisa na área de petróleo. Através de várias investigações geoquímicas, sabe-se que os compostos organometálicos ficam associados preferencialmente aos asfaltenos. Ao serem rastreados esses metais podem refletir a assinatura isotópica da rocha fonte, ou ainda trazer informação sobre a migração ou mesmo dos processos secundários relacionados a mudanças na composição original do óleo, gerando desequilíbrio isotópico do sistema óleo-rocha fonte. O presente trabalho tem como objetivo aplicar novas metodologias isotópicas dos sistemas Re-Os e Sm-Nd em amostras de rochas geradoras e de petróleo, oriundas de diferentes bacias petrolíferas brasileiras para testar sua eficiência na datação absoluta de geração do petróleo. Rênio e Ósmio são elementos com afinidades calcófilas, siderófilas e organófilas. O fato do Re e Os possuírem caráter organofílico, significa que os mesmos estão preferencialmente associados à matéria orgânica, preservado como querogênio. Devido a essa característica o sistema Re-Os é uma ferramenta geocronológica e isotópica distinta dos sistemas isotópicos tradicionais comumente utilizados, cujos isótopos se concentram na fração silicática. A maturação térmica dos hidrocarbonetos não afeta o sistema Re-Os, assim a geração do óleo pode representar um evento re-homogeneizador que faz com que o Re e Os migrem da rocha geradora e seja agregado ao petróleo expulso, iniciando-se assim a contagem de um novo relógio isotópico. Dessa forma a datação direta da idade de geração/ expulsão do óleo se torna uma realidade. Com base nesta hipótese foram analisadas quatro amostras de óleo da Bacia de Campos. Apesar de não haver quantidade necessária de amostras analisadas, mesmo assim foi possível construir uma isócrona. A isócrona sugere que a geração de óleo para Bacia de Campos teria ocorrido há 3 Ma. O sistema Samário e Neodímio não possuem características organofílicas, mas são preservados como traço nos hidrocarbonetos (Manning et al.,1991). Isto faz do sistema isotópico Sm-Nd uma boa ferramenta para auxiliar na compreensão da gênese do petróleo e de seu ambiente tectônico de formação, uma vez que tanto o Sm quanto o Nd podem permanecer preservados no betume, óleo cru e no querogênio, desde que o sistema permaneça “fechado” desde a geração até a migração do petróleo. Afim de melhor compreender funcionamento o sistema isotópico Sm-Nd em rochas geradoras e no petróleo, foram analisadas amostras das rochas geradoras e de óleo das bacias Potiguar, Campos e Solimões. Os resultados das análises para rocha geradora de cada bacia são bastante distintos, pois apresentam assinaturas isotópicas diferentes. A Bacia Potiguar apresenta TDM em torno de 2 Ga e valores de εNd(0) -25 (Dantas, 2001). A Bacia de Campos a rocha geradora possui TDM médio 1.2 Ga e valores de εNd(0) -5 , por fim a Bacia de Solimões apresenta TDM em torno de 1.7 Ga e εNd(0) -12, sugerindo distintas áreas fontes para cada rocha geradora destas diferentes bacias. As análises de amostras de óleo geraram resultados somente para as bacias de Campos e Potiguar. Não foi possível realizar análises para petróleo da Bacia de Solimões devido a pouca quantidade de asfaltenos,ou seja, tratar-se de um óleo muito leve. A Bacia Potiguar apresenta concentrações baixas de samário e neodímio em óleo, com TDM em torno de 2 Ga e εNd(0) -20. Comparando com os dados da rocha geradora da bacia constata-se que o sistema isotópico Sm-Nd está em equilíbrio desde a geração e a expulsão, sugerindo que óleo pode trazer informação da sua rocha fonte. A concentração de Nd no óleo da Bacia de Campos é bastante baixa de [Nd] < 1ppm. As fontes crustais erodida possuem valores em torno [Nd] > 20ppm. Os valores encontrados menores do que 1ppm são os mesmos esperados em fontes do manto. Estes dados podem sugerir uma provável influência de fluidos mantélicos na geração ou migração do óleo da Bacia de Campos, assim como foi sugerido para alguns tipos de óleos da Bacia Potiguar por Prinzhofer et al (2010). Os resultados da pesquisa indicam que estas novas metodologias são viáveis e representam ferramentas promissoras a serem exploradas em maior detalhe futuramente. __________________________________________________________________________________ ABSTRACT / Although in an embryonic stage, the absolut dating of oil generation via radiogenic isotopes is a new path to be traced by research on petroleum exploration. Geochemistry research, has shown that organometallic compounds are preferentially associated with the asphaltenes. When traced, these metals can reflect the isotopic signature of the source rock, or bring information about migration or even secondary process related to changes on original composition of the oil, generating an isotopic oil- source rock system degeneration. This work aims to apply new isotopic methodologies of the systems Re-Os and Sm-Nd in samples of source rocks and oils from different petroliferous Brazilian basins in order to test its utility in absolute dating of petroleum generation. Rhenium and Osminun are elements with chalco-sidero and organophilic affinities. The fact that Re and Os organophilic character are preferentially associated with organic matter, preserved as cherogen. Due to this character, the Re-Os system is a geochronological tool distinct from traditional isotopic systems, in which isotopes are concentraded on silicatic fractions. The thermo hydrocarbon maturation does not affect the system Re-Os, so the oil generation may represent a re-homogenizing event that causes the Re and Os leave the source rock to the oil generated, so starting a new isotopic watch. Thus, the absolut dating of oil generation becomes a reality. Based on this hypothesis, four oil samples from the Campos Basin were analyzed. Although there were no quantitative necessary samples, it was possible to construct isochron ages that suggest that present oil generation in the Campos Basin have begun at approximately 3 Ma. The system samarium and neodymium have no organophilic characteristics, but these trace elements are preserved in oil (Manning et al., 1991). This makes the Sm-Nd isotopic system a good tool to assist in understanding the genesis of petroleum and its tectonic environment of formation, since both Sm and Nd can remain preserved in bitumen, crude oil and kerogen, before the system is closed from generation to oil migration. In order to understand how Sm-Nd isotopic system works in source rocks and petrolium, samples from the Potiguar, Solimoes and Campos basins were analyzed. The results of the analysis from every basin are quite different, because they have different isotopic signatures. The Potiguar basin shows a TDM around 2 Ga and εNd (0) -25 (Dantas, 2001). The Campos Basin source rock has a medium TDM 1.2 Ga and εNd (0) -5, and finally the Solimoes Basin shows a TDM around 1.7 Ga and εNd (0) -12. The analysis of oil samples were successful only in the Campos and Potiguar Basins. It was not possible to analyse the Solimoes Basin oil samples, due to low amount of asphaltenes typical of a very light oil. The Potiguar Basin has low Sm and Nd concentrations in oil with TDM around 2 Ma and εNd (0) -20. This result compared with the data of the source rocks from the basin reveals that the Sm-Nd isotopic system is in equilibrium, from the generation to the expelling of oil, suggesting that oil can bring information from their source rock. The concentration of Nd on the Campos Basin oil is very low [Nd] < 1 ppm. Eroded crustal sources are expected to hold about values [Nd]> 20 ppm. The value found for [Nd] <1 ppm are the same expected for mantle sources. These data may suggest an influence on mantle fluids on oil generation or migration from the Campos Basin, in the same way it was suggested for some oil types found in the Potiguar Basin by A. Prinzhofer et al (2010). The results of this research indicates that these new methodologies are worthy and promising tools to be more intensely used in future works.

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-19T10:49:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Camara_PauloSergio_M.pdf: 9008932 bytes, checksum: 1911a3cf82c5fbb16ad2aa8e52215daf (MD5) Previous issue date: 1992 / Resumo: A modelagem estocástica vem recebendo interesse crescente na indústria do petróleo, consolidando-se como ferramenta cada vez mais rotineira na elaboração de planos de explotação em reservatórios produtores. Técnicas de otimização combinatorial, como o "simulated annealing", permitem gerar modelos equiprováveis de variáveis do reservatório, reproduzindo a princípio qualquer característica que possa ser expressa como uma função objetivo, além do histograma e variograma, que podem ser honrados com os métodos tradicionais da geoestatística. Nesta dissertação, a capacidade do algoritmo de "annealing" em aproveitar informações geológicas e de produção (testes de formação), diminuindo as incertezas dos modelos gerados é revista. Conclusões de trabalhos recentes (Pérez, 1991; Deutsch, 1992) são confirmadas e extendidas para casos mais abrangentes. Um algoritmo recentemente desenvolvido, denominado evolução estocástica, é introduzido na modelagem probabilística, sendo comparado com o "simulated annealing" em termos de tempo de execução e capacidade de reproduzir características com niveis de complexidade diversos, em problemas de diferentes dimensões. A qualidade dos modelos simulados também é analisada com alguns critérios apresentados (tempos, tolerâncias, coeficiente de correlação entre as imagens simulada e real e comportamentos de fluxo). É verificada a capacidade dos algoritmos em simular seções verticais de reservatórios com diferentes niveis de informação. São analisados o efeito da inclusão do variograma global, de variogramas e médias de regiões do reservatório e finalmente, aproximações da permeabilidade equivalente obtidas de testes de formação por dois métodos existentes / Abstract: Stochastic modeling has received increasing attention in the oil industry, being established as a ordinary tool for helping the elaboration of development plans in producing reservoirs. Combinatorial optimization techniques, such as simulated annealing, allow to produce equiprobable models of reservoir variables, reproducing a priori any characteristic that can be stated as an objective function, besides the histogram and the variogram, which can be honored with traditional geostatistics methods. In this thesis, the ability of the simulated annealing algorithm to incorporate geological and production (well test) data, reducing uncertainties in simulated models is reviewed. Recent works resuIts (Pérez, 199] j Deutsch, ]992) are reinforced and extended for a wider range of properties. Stochastic evolution, a newly developed algorithm, is introduced in probabilistic modeling. A comparison between this technique and annealing is performed, taking into account computing times and capacity of reproducing several complexity levels characteristics for different size problems. The quality of simulated models is also studied using some cri teria, such as CPU time, tolerances, correlation coefficients between simulated and real images, and flow performance. The algorithms ability for generating reservoir vertical cross sections with several constraining information levels is verified. The effect of inc1uding global (whole reservoir) variogram, local variograms, local averages and well test derived permeability with two approximations methods is analyzed. / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Instituto de Geociências, Pós-Graduação em Geologia, 2015. / Submitted by Fernanda Percia França (fernandafranca@bce.unb.br) on 2016-04-26T16:52:40Z No. of bitstreams: 1 2015_DiegoFernandoTimoteoMartinez.pdf: 31900472 bytes, checksum: a601db06015d57cd730d1ba12fa74fe3 (MD5) / Approved for entry into archive by Raquel Viana(raquelviana@bce.unb.br) on 2016-05-04T22:36:32Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2015_DiegoFernandoTimoteoMartinez.pdf: 31900472 bytes, checksum: a601db06015d57cd730d1ba12fa74fe3 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-05-04T22:36:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2015_DiegoFernandoTimoteoMartinez.pdf: 31900472 bytes, checksum: a601db06015d57cd730d1ba12fa74fe3 (MD5) / O presente trabalho aborda o preenchimento sedimentar e estrutura da Bacia Salaverry que se formou durante o Cenozóico na porção central da margem ativa do Peru, especificamente na região defronte o Arco Magmático Peruano dos Andes. A Bacia Salaverry é importante por conter três “oil seeps” amostrados e analisados, os quais sugerem a presença de pelo menos um sistema petrolífero ativo no interior desta. Por meio da análise de dados sísmicos com a calibração de dados de subsuperfície obtidos em poços exploratórios e dados de termocronologia por traços de fissão em apatita, pode-se estabelecer a evolução tectono-sedimentar dos sistemas deposicionais cenozóicos desta bacia. A sedimentação desta bacia foi controlada por processos extensionais com tectônica compressiva localizada, os quais estão relacionados à interação das placas de Nazca e Sul-americana e a subducção da dorsal de Nazca. A sucessão Cenozóica na porção central da Bacia Salaverry foi, portanto, subdividida em onze sequências sismoestratigráficas (S1–S11), as quais tiveram controle tectônico importante e também flutuação do nível do mar. Com base ao sistema petrolífero já caracterizado na bacia, novos reservatórios potenciais são definidos nas S1, S2, S4, S5, S7 e S8, enquanto rochas selantes foram identificadas nas sequencias S3, S6, S7 e S9–S11. Análises termocronológicas por traços de fissão em apatita permitiram definir no registro da bacia um evento de soerguimento principal em torno de 25 Ma, correlacionado à fase tectônica Incaica III, que resultou em erosão das rochas oligocênicas e parte superior dos depósitos eocênicos superiores. Estes novos elementos do sistema petrolíferos tornam a porção central da Bacia Salaverry mais atrativa para atividades exploratórias futuras. / This study is focused in Salaverry Basin, Peruvian Andes Forearc, which contains three oil seeps sampled and analyzed, suggesting at least one active petroleum system inside the basin. Seismic stratigraphic analysis calibrated with available well and core data, and integrated with Apatite fission track (AFT) analysis was performed in order to provide the spatial-temporal evolution of Cenozoic depositional systems in this basin. It has been developed in extensional tectonic setting punctuated by compressive periods controlled by the interaction between Nazca and South American plates, and Nazca ridge subduction. As a result, the Cenozoic succession in the central portion of Salaverry Basin is best subdivided into eleven seismic stratigraphic sequences (S1–S11), controlled predominantly by tectonism and also by sea-level fluctuations. Indeed, this work adds new potential reservoir rocks in the S1, S2, S4, S5, S7 and S8 sequences; and seal rocks in the S3, S6, S7 and S9–S11 ones for the petroleum systems previously defined in the basin. Fission track thermochronology analysis on apatite suggest a main uplift event in the basin at ca. 25 Ma, which triggered the erosion of Oligocene rocks and the uppermost section of the Upper Eocene deposits, and is correlated with the Incaic III tectonic phase. These new petroleum system elements are related to the proposed potential plays, which in turn through a follow-up assessment would become in very attractive exploratory prospects in Salaverry Basin central portion.

Orientadores: Wilson Luiz Lanzarini e Geovan Tavares dos Santos / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-22T01:00:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Poletto_CarlosAlberto_M.pdf: 4909567 bytes, checksum: aab0c907e4f064adea24ad288d1dcab7 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: Neste trabalho, é proposto um método de modelagem geológica orientado a objetos denominado Modelagem Estocástica de Objetos Geométricos, para simular a geometria e a arquitetura de reservatórios fluviais num estudo de caso. Os reservatórios fluviais são formados por depósitos de preenchimento de canal, que constituem a unidade básica do reservatório. O objeto canal é representado em seção transversal pela geometria da superfície semi-elipse. A utilização das representações paramétrica e implícita da semi-elipse torna o algoritmo eficiente para gerar e visualizar objetos. A estimativa de volumes associados às superfícies geradas com esta estratégia é igualmente facilitada. Através da parametrização do modelo geológico de sub-superfície da Formação Açu Bacia Potiguar. obtido de um campo de petróleo bastante desenvolvido, foram construídas as funções de distribuição experimentais dos parâmetros que definem um canal no domínio tridimensional. Os parâmetros utilizados são: a espessura e a largura relacionada dos reservatórios individualizados em sucessões de granodecrescência ascendente a partir de testemunhos e seções geológicas, a sinuosidade e a direção preferencial dos canais medidas em mapas geológicos do mesmo campo onde o método foi testado. A curva de proporção global das litofácies controla a distribuição dos reservatórios no domínio simulado. O processo de simulação de cada objeto inicia-se a partir de um ponto aleatório no espaço e com a amostragem aleatória dos seus parâmetros nas respectivas funções, e encerra-se quando todos os poços condicionantes são honrados e a proporção de reservatórios foi atingida. Os objetos aceitos são construídos por modelagem geométrica discreta de superfícies. A arquitetura equiprovável do reservatório em três dimensões é o resultado da erosão, sobreposição e união dos objetos gerados. Podem ser obtidas seções do domínio em qualquer direção ou plano, com várias opções de visualização científica. As simulações são consistentes com todos os 30 poços condicionantes utilizados. O elevado potencial do método se traduz em representações tridimensionais realistas de reservatórios fluviais, exibindo o típico empilhamento diagonal dos canais. As realizações são úteis para acessar as incertezas quanto à arquitetura e estimativas dos volumes de reservatórios, e para validar as interpretações sedimentológicas em duas ou três dimensões. O método tem potencial para subsidiar a perfuração de novos poços e os estudos de comportamento do fluxo de fluidos em reservatórios / Abstract: In this work. an object based method for geological modeling named Stochastic Modeling ar Geometric Objects is proposed. to simulate the geometry and the architecture of fluvial reservoirs in a case study. Fluvial reservoirs are formed by channel fill deposits. which are the basic unit of the reservoir. The object channel is represented in cross-section by the geometry of the semi-elipse surface. The use of the parametric and implicit representations of the semi-elipse makes the algoritm efficient to generate and to visualize objects. The volumes estimation associated to surfaces generated with this strategy is equa11y facilitated. Using the parametrization of the subsurface geologic model of the Aço Formation Potiguar Basin. from a very well developed oil freld. the experimental distributions functions of the parameters which defIne a channel into a three-dimensional domain were constructed. These used parameters are: the thickness and the width related of the reservoirs individualized as fming-upward sucessions from cores and geologic cross-sections. the sinuosity and channels preferential direction measured on geologic maps of the same freld where the method was tested. The global proportion curve of lithofacies controIs the distribuition of the reservoirs within the simulated domain. The simulation process of each object starts from a random point into the space and with random samples oí their parameters on the respective functions and ends when a11 conditioning weUs are honoured and the reservoir proportion is reached. The accepted objects are built by discrete geometric modeling of the surfaces. The equiprobable architecture of the reservoir in three dimensions is a result of erosion. superposition and union of the generated objects. One may have sections of the domain on any direction or plane. with several options oí scientifIc visualization. The simulations are consistent with a11 the 30 conditioning wells used. The high potential ar this method results in realistic three-dimensional representations of fluvial reservoirs. with the exhibition aí the typical diagonal channels stacking. The realizations are usefu1 to access the uncertainties related to the architecture and reservoirs volume estimations. and to validate sedimentological interpretations in two or three-dimensions. The method has potential to subsidize new wen perforations and the studies of reservoir flow analysis / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Luzia Koike / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Quimica / Made available in DSpace on 2018-08-03T16:04:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Borin_JoaoEduardo_M.pdf: 3191490 bytes, checksum: 2a1fdbccf07ddbc7a9b40918628ea639 (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Este trabalho compreende o estudo de três amostras de óleos: PCM1, PCM2 e PCM3, todas pertencentes ao Campo de Marlim localizado na Bacia de Campos no Rio de Janeiro, cujas geradoras são de origem lacustre salina. Esse estudo dos óleos foi realizado utilizando-se a técnica de Cromatografia Gasosa acoplada a Espectrometria de Massas (GC/MS), incluindo padrões sintetizados no próprio laboratório, bem como padrões fornecidos pelo CENPES-Petrobrás. Os óleos estudados foram divididos em duas frações principais: a fração neutra (hidrocarbonetos) e a fração ácida (ácidos carboxílicos). Na fração neutra foram identificadas importantes classes de biomarcadores até então nunca estudadas nesses óleos como: esteranos monoarómaticos, alquil esteranos monoaromáticos e carotenóides. A fração ácida destas amostras de óleos também nunca tinha sido objeto de estudo, esta fração foi derivatizada a hidrocarbonetos e estes então foram analisados. As principais classes de biomarcadores ácidos identificados foram: n-alcanóicos, terpanóicos, alquil esteranóicos e alquil esteranóicos monoaromáticos. Uma outra etapa do trabalho correspondeu à síntese do 12-metil-18--norergosta-8, 11, 13, 22-tetraen- 3?-ol, um precursor de biomarcadores derivado do ergosterol, um intermediário chave para preparação de varias classes de biomarcadores inéditos / Abstract: This thesis presents the geochemical study of three oil samples: PCM1, PCM2 e PCM3, all pertaining to the Marlin Field located in the Campos Basin, Rio de Janeiro and were generated by saline lacustrine source rocks. The crude oils were studied by the gas chromatography coupled whith mass spectrometry (GC/MS technique), and standards were used in this research synthesized in our laboratory or supplied by CENPES-Petrobrás. The oils were separated into two main fractions, the neutral (hydrocarbon) and acidic fraction (carboxylic acids). In the neutral fraction important classes of biomarkers, which have not been studied, were identified in these oils such as monoaromatized steroids, monoaromatized alkyl steroids and carotenoids The acid fraction of these oil samples has not been studied. The acids were derivatized into hydrocarbons, and then analyzed. The classes of biomarkers identified were: n-alkanoic, terpanoic, alkil steranoic and alkil monoaromatic steranoic acids. One other stage of the work corresponded to the synthesis of 12-methyl-18--norergosta-8, 11, 13, 22-tetraen-3b-ol, which is a precursor of biomarkers derived from ergosterol, an intermediate for preparation of some classes of biomarkers / Mestrado / Mestre em Química

Orientadores: Armando Zaupa Remacre , Paulo Tibana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T05:46:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Luvizotto_JoseMarcelo_M.pdf: 4457250 bytes, checksum: 52996c5c86f1d7910d57e4a6c5bd5d34 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: A caracterização do reservatório fraturado do campo de Carmópolis, localizado na porção emersa da Bacia Sergipe-Alagoas. Através do estudo da distribuição espacial de um conjunto de variáveis geológicas selecionadas e o desenvolvimento de uma metodologia para a previsão das áreas potencialmente produtoras constitu1ram os principais objetivos deste trabalho. Os dados utilizados podem ser classificados em três grupos: (a) dados de produção; (b) dados de superf1cie e (c) dados de subsuperf1cie. Na previsão das áreas potencialmente produtoras foi empregado um conjunto de ferramentas clássicas e de uso corrente na indústria do petróleo: a variografia. a krigagem e a análise discriminante linear. o procedimento empregado revelou-se um instrumento eficiente para a manipulação conjunta de um número de variáveis geológicas que dificilmente poderia ser assimilado de outra forma, constituindo uma nova aplicação da análise discriminante. Nenhuma das variáveis analisadas possibilitou o isoladamente a previsão das regiões potencialmente produtoras. Entretanto, os resultados obtidos coma utilização do conjunto de dados de subsuperf1cie mostraram-se bastante satisfatórios. justificando a viabilidade de se estender a metodologia proposta a outros reservatórios com caracter1sticas geológicas semelhantes / Abstract: Nacturally fractured reservolrs occur ln the most different types of rocks, wHh 1Hologies varylng from carbonatic and sl11clclastic rocks to rocks of the crystalllne basement. The fractured basement area of Carm6po1ls fleld, located ln the. emerged portlon of the Sergipe-A1agoas Basin, Brazi1, ls an example of produclng reservoir in a metamorflc basement. The main goal of thls thesis ls the characterlzatlon of the fractured reservolr of the Carm6po1ls field through the study of the spatial dlstribution of selected geological varlables and the deve 1 opment of a methodo1ogy for the predictlon of potentially producing areas. The data used may be divlded ln three groups: (a) producing data, (b) surface data and (c) subsurface data. For the predlction of potentially producing areas, a set of classica1 too1s currently used in the 011 industry was used, namely variografy, krlglng and linear dlscrimlnant analisys. The procedure used was an efficient tool for joint manipu1atlon of a number of geological varlables wlch cannot be assimilated otherwise. Even though none of the selected variables could be used alone to predict potentlallty of producing regions, the results obtalned wlth the use of the subsurface data set were satisfatory, justifying the possibility of extending the proposed methodology to other reservoirs with similar geo1ogical characterlstics / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores - Armando Zaupa Remacre, Paulo Tibana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T18:38:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ferreira_AndreLuisMynssen_M.pdf: 4543764 bytes, checksum: 4f623d81c9ec988bdc76a291627ae235 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Os reservatórios de petróleo, que têm o influxo de água como principal mecanismo de produção, apresentam, geralmente, os mais altos fatores de recuperação. Porém, quando neles ocorre um crescimento exageradamente rápido da razão água-óleo, há uma substancial redução da produção líquida de óleo, podendo vir a afetar a sua recuperação final. O objetivo desta dissertação é promover uma modelagem geológica na escala adequada, incluindo as heterogeneidades inerentes ao reservatório, para compreender o comportamento de produção de um reservatório com características supra-citadas. O modelo gerado deve ser coerente com a elevada produção de água observada e quando for aplicado ao simulador de fluxo, deve identificar os caminhos preferenciais que levam a água até aos intervalos canboneados, de forma a facilitar o processo de drenagem final do reservatório. Na modelagem verificou-se a importância das camadas de folhelhos, de grande extensão lateral, que se constituem em barreiras ao fluxo vertical dos fluidos. Um diagrama de cerca ilustra o modelo físico para o reservatório. Para satisfazer esse modelo, o limite das camadas para a simulação de fluxo coincidem com os limites estabelecidos para essas barreiras de folhelhos. De forma a validar o modelo elaborado e entender a atuação do aqüífero, aplicou-se esse modelo em um simulador de fluxo. Optou-se por desenvolver três diferentes versões de simulação: uma homogênea e duas heterogêneas. Na primeira versão heterogênea, as porosidades variam de célula a célula, tendo uma distribuição bimodal das permeabilidades por camada, de acordo com a litofácies predominante na célula. Na segunda versão, as duas propriedades em questão variam célula a célula. Desenvolveu-se, ainda, uma técnica para estimar e relacionar a porosidade com a permeabilidade no campo em análise. Após ter-se ajustada a segunda versão heterogênea, partiu-se para diversas alternativas de extrapolação de produção. Foram comparados os resultados do caso básico, versão atual dos poços, com novas propostas de locação e diferentes opções de extensão de canhoneios, visando elevar a recuperação de óleo de um reservatório tão problemático / Abstract: It's well know that oil reservoir, with strong water drive, shows high recovery efficiency, but when water-oil ratio production increases rapidly, the ultimate oi! production decreases. The main purpose of this research is to define a geological model for such an oil reservoir, in an appropriate scale, induding heterogeneities, which explains the reservoir performance. Such a mo deI should honor the observed high water-oil ratio, so that the fluid flow simulation should be able to identify the preferential ways by which water flows to the completed wells intervals. The occurrence of some extensive impermeable shale beds, that are the major features of the model, are effective vertical barriers for fluid flow. A fence diagram is adequate for illustration of the physical model The flow simulation was performed defining the vertical limits of the layer adjusted with this shale beds. Three different versions of simulation was developed: one homogeneous and two heterogeneous. In the first heterogeneous version, porosity has changed cell to cell, although the permeability has had a bimodal distribution, by layer, according to the major percentage of litofacies in the cell. In the second version, both properties change cell to cell. Another method was developed to estimate and correlate porosity with permeability in the field in analysis. After had been fitted the second heterogeneous version, different alternatives of production extrapolation were done. The results of the basic case were compared with new propose locations and different new options of completed intervals, looking for improving the oil recovery, in such a problematic reservoir / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios