Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Instituto de Geociências, Pós-Graduação em Geologia, 2017. / Submitted by Priscilla Sousa (priscillasousa@bce.unb.br) on 2017-11-07T13:40:28Z No. of bitstreams: 1 2017_AllanFrüchting.pdf: 3810773 bytes, checksum: 3203c84b2e476ab2127cea32ce9a5da2 (MD5) / Approved for entry into archive by Raquel Viana (raquelviana@bce.unb.br) on 2018-01-05T21:32:04Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2017_AllanFrüchting.pdf: 3810773 bytes, checksum: 3203c84b2e476ab2127cea32ce9a5da2 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-01-05T21:32:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2017_AllanFrüchting.pdf: 3810773 bytes, checksum: 3203c84b2e476ab2127cea32ce9a5da2 (MD5) Previous issue date: 2018-01-05 / A descoberta da intrusão ultramáfica de Limoeiro foi guiada por uma anomalia magnética, parcialmente associada a uma anomalia gamaespectrométrica circular com baixos valores de K-eTh-eU. Os primeiros dados de campo para validação das anomalias geofísicas mapearam rochas ultramáficas e exatamente no centro da depleção de K-eTheU, foi encontrada o primeiro indício de mineralização sulfetada, representada por um gossan rico em Ni-Cu-PGE. A porção aflorante e parcialmente erodida da intrusão ultramáfica apresenta 800m de diâmetro. Os produtos derivados do campo magnético anômalo mostram a continuidade da intrusão sob os paragnaisses dos Complexo Surubim. Mediante os indicativos desta continuidade e de indícios de mineralização em superfície, optou-se pela aplicação do método geofísico eletromagnético aéreo no domínio do tempo (VTEM). A modelagem e inversão de dados geofísicos multifonte somada a integração de dados geológicos de campo apontaram as primeiras interseções sulfetadas da mineralização de Ni-Cu-PGE. A mineralização associada aos corpos mineralizados intitulados de Piçarra, Retiro e Parnazo da intrusão ultramáfica de Limoeiro é constituída de vários níveis métricos e contínuos de sulfeto maciço (3% do volume do depósito), envelopados por sulfetação disseminada (97% do volume do depósito). Este resultado mostra que a exploração geofísica por métodos magnéticos, eletromagnéticos e elétricos é bastante eficaz para este tipo de mineralização. A assembleia de minerais de minério dos corpos de Limoeiro composta de pirrotita (Po), pentlandita (Pn), calcopirita (Cp) mostra que a mineralização possui uma assinatura magnética, condutiva, densa e polarizável. Os resultados do modelamento e inversão de dados geofísicos, incluindo algoritmo de filamentos Maxwell e inversão de resistividade em profundidade (RDI) para os dados eletromagnéticos, e inversão tipo MVI-Voxi dos dados magnetométricos aéreos e terrestres permitiram caracterizar a potencialidade dos corpos e a geometria do depósito. Após a descoberta dos corpos mineralizados e a validação com sondagem exploratória, o método elétrico da polarização induzida espectral (SIP) e a magnetometria terrestre foram aplicados e são considerados fundamentais na delineação dos corpos de minério e mapeamento dos condutos magmáticos. Os resultados petrofísicos serviram para validar os modelos e inversões de dados geofísicos, e também permitiram definir que alguns métodos não aplicados anteriormente podem ser empregados na busca de novos corpos de minério, como por exemplo a gravimetria gradiométrica. Os estudos detalhados de todos os dados disponíveis associado ao modelo geológico e tipo de mineralização, permitiu definir uma estratégia de exploração geofísica de sucesso para busca de novos depósitos magmáticos sulfetados como Limoeiro na Província Borborema. / The discovery of the Limoeiro ultramafic intrusion was guided by a magnetic anomaly that partly overlap a circular gamaspectrometric anomaly with low values of K-eTh-eU. The first field data for validation of the geophysical anomalies mapped the intrusion. In the center of the K-Th-U depletion, there was evidence of sulfide mineralization, represented by a gossan rich in Ni-Cu-PGE. The exposed and partially eroded portion of the ultramafic intrusion has 800 m in diameter. The derivate products of residual magnetic field mapped the extension of this the intrusion under the paragneisses of the Surubim Complex. Because of this continuity and evidence of surface mineralization, the Versatile Time Domain Electromagnetic (VTEM) airborne geophysical method was used, along with modeling and inversion of multi-source geophysical data combined with the integration of field geological data, leading to the first sulfide intersections of the mineralization of Ni-Cu-PGE. The mineralization associated with the Piçarra, Retiro and Parnazo orebodies of the Limoeiro ultramafic intrusion has multiple metric and continuous levels of massive sulfide (3% of the deposit volume), enveloped by disseminated sulfidation (97% of the deposit volume), thus rendering geophysical exploration by magnetic, electromagnetic and electrical methods quite effective. The assemblage of ore minerals of the Limoeiro orebodies, pyrrhotite (Po), pentlandite (Pn), and chalcopyrite (Cpy) makes the mineralization magnetic, conductive, dense and polarizable. Some steps of modeling and inverting geophysical data were applied, including Maxwell filament algorithm and resistivity-depth image (RDI) inversion for electromagnetic data and Magnetic Vector Inversion (MVI)-Voxi inversion of airborne and ground magnetometric data. After discovery of the mineralized orebodies, the electric method of spectral induced polarization (SIP) and ground magnetometry were important for delineating orebodies and mapping magmatic conduits. The petrophysical results validated the geophysical data models and inversions, making it possible to determine that some methodologies not previously applied can be used to search for new orebodies (e.g gradiometric gravimetric method). The detailed study of all available data associated with the geological model and type of mineralization allowed us to define a successful strategy of geophysical exploration in search of new magmatic sulfide deposits such as Limoeiro in Borborema Province.

Submitted by Emanuel Varela Cardoso (emanuel.varela@ufcg.edu.br) on 2018-08-30T23:05:10Z No. of bitstreams: 1 CARLOS HENRICKSON BARBALHO DE MOURA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2018.pdf: 10493787 bytes, checksum: 063013097342f1433f86bc8ac8434722 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-30T23:05:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CARLOS HENRICKSON BARBALHO DE MOURA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2018.pdf: 10493787 bytes, checksum: 063013097342f1433f86bc8ac8434722 (MD5) Previous issue date: 2018-03-28 / Capes / A petrofísica computacional é uma técnica que vem sendo utilizada cada vez mais na indústria do petróleo para caracterizar reservatórios e simular computacionalmente o seu comportamento físico. Através dessa técnica é possível caracterizar um elevado número de amostras, sob diferentes condições ambientais, em um tempo relativamente curto. Este trabalho propõe um modelo de estimativa de permeabilidade que utiliza parâmetros petrofísicos retirados de imagens de microtomografia de raios x (µCT) e os compara com parâmetros petrofísicos medidos em laboratório. Foi analisado um conjunto de 19 amostras com características deposicionais, diagenéticas e texturais diferentes entre si, pertencentes às bacias do Araripe, Potiguar e Sergipe-Alagoas. Delas, 14 são de calcário, 2 de tufa calcária, 2 de caliche e 1 de dolomito. Em laboratório foi utilizado um permoporosímetro a gás para medir os parâmetros porosidade e permeabilidade. As amostras de µCT foram adquiridas com resolução em torno de 2,0 µm. O conjunto de imagens criado foi tratado no software Avizo Fire e foram extraídos os parâmetros porosidade, permeabilidade, conectividade e diâmetro equivalente de poros. Um modelo estatístico foi estabelecido para predição da permeabilidade a partir dos parâmetros do espaço poroso extraídos das imagens de µCT. Os resultados indicam que a conectividade dos microporos, inferida a partir do cálculo do Número de Euler em imagens 3D, é o parâmetro que exerce maior influência na estimativa da permeabilidade, seguida pela porosidade dos macroporos e pela conectividade dos macroporos. O modelo preditivo proposto apresentou um coeficiente de determinação de 0,994, mostrando-se bastante confiável para o grupo de amostras investigado. / Computational petrophysics is a technique that has been increasingly used in the petroleum industry to characterize reservoirs and to simulate computationally its physical behavior. Through this technique it is possible to characterize a big number of samples, under different environmental conditions, in a relatively short time. This work proposes a model of permeability estimation that uses petrophysical parameters taken from x - ray microtomography images (µCT) and compare them with petrophysical parameters measured in the laboratory. It was analyzed a set of 19 samples with different depositional, diagenetic and textural characteristics, belonging to the Araripe, Potiguar and Sergipe - Alagoas basins. Of these, 14 are limestones, 2 of tufa limestone, 2 of caliche and 1 of dolomite. In the laboratory a gas permoporosimeter was used to measure the porosity and permeability parameters. µCT samples were obtained with a resolution of about 2.0 μm. The set of images created was treated in Avizo Fire software and the porosity, permeability, connectivity and pore diameter parameters were extracted. A statistical model was established to predict permeability from pore space parameters extracted from µCT images. The results indicate that the connectivity of micropores, inferred from the calculation of the Euler Number in 3D images, is the parameter that exerts the greatest influence in the estimation of permeability, followed by the porosity of the macropores and the connectivity of the macropores. The proposed predictive model presented a coefficient of determination of 0.994, being very reliable for the group of samples investigated.

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-19T18:12:18Z No. of bitstreams: 1 MATHEUS AMADOR NICCHIO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2017.pdf: 3849783 bytes, checksum: 788d0c6e30dc2784af843fcbd619289a (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-19T18:12:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MATHEUS AMADOR NICCHIO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2017.pdf: 3849783 bytes, checksum: 788d0c6e30dc2784af843fcbd619289a (MD5) Previous issue date: 2017-02 / Neste trabalho nós identificamos a origem de argilominerais e a evolução microestrutural de bandas de deformação filossilicáticas em rochas porosas ausentes de matriz, de composição arcoseana lítica, de baixo grau de litificação. Adicionalmente, estimamos a influência nas propriedades petrofísicas exercidas pelos diferentes estágios evolutivos da deformação e as comparamos com rocha não deformada e em bandas de deformação com clay smearing. Nós estudamos bandas de deformação presentes em zonas de dano de clusters bem desenvolvidos em afloramento fortemente deformado por falhas transtensivas de direções principais NE-SW e NW-SE. A identificação da composição do material de preenchimento de bandas de deformação foi realizada através da análise química pontual. Os processos deformacionais foram identificados através de análise microestrutural, utilizando como critério de identificação o tipo de banda e o teor de argilominerais presentes no núcleo da deformação. Os estágios evolutivos das estruturas foram identificados através da análise dos padrões microestruturais tais como foliação S-C e feições sigmoidais em zonas ricas em argila. As análises petrofísicas foram realizadas através de medições laboratoriais em plugues de rochas. As análises químicas realizadas no núcleo das bandas de deformação e nos minerais do arcabouço indicaram a adição de óxidos de ferro como único componente distinto dos encontrados no arcabouço original da rocha, indicando a autigênese de argilominerais,com percolação de fluidos aquosos em ambiente oxidante. As características microestruturais indicaram a presença de mais de um estágio evolutivo, iniciando-se pelo processo de catáclase. A continuação do cisalhamento e a autigênese de argilominerais no núcleo da banda ocasionaram em estiramento de zonas mais concentradas em argilominerais, chegando a um estágio final, onde ocorre a presença de foliação do tipo S-C marcada pela orientação de argilominerais autigênicos. As análises petrofísicas indicaram redução de até 2 ordens de grandeza na permeabilidade em amostras com bandas de deformação filossilicaticas autigênicas em comparação à rocha não deformada, não havendo mudanças significativas em diferentes estágios evolutivos após a formação de argilominerais. Já bandas de deformação com clay smearing apresentaram redução de cerca de 3 ordens de grandeza, apresentando um potencial selante superior ao das bandas filossilicáticas por autigênese. / In this work we describe the genetic processes and the microstructural evolution of phyllosilicate deformation bands developed in poorly lithified, high porosity lithic arkosean rocks with no clay matrix. Additionally, we estimate the influence on the petrophysical properties exerted by the different evolutionary stages of the deformation and compare them with non-deformed rock and deformation bands with clay smearing. We studied deformation bands present in damage zones of well developed clusters in strongly deformed outcrop, affected by transtensive faults of the main NE-SW and NW-SE directions. The deformation bands filling material were identified by punctual chemical analysis. The deformation processes were identified through microstructural analysis, using as identification criterion the type of deformation band and the clay minerals content in deformation band nucleous. The evolutionary stages of the structures were identified through analysis of microstructural patterns such as S-C foliation and sigmoidal features in clay-rich areas. The petrophysical analyzes were performed through laboratory measurements on rock plugs. Chemical analyzes were carried out in the core of the deformation bands and the minerals of the framework indicated the addition of iron oxides as the only component distinct from those found in the original rock structure, indicating clay authigenesis, with percolation of aqueous fluids in an oxidizing environment. The microstructural characteristics indicated the presence of more than one evolutionary stage, beginning with cataclasis. The continuation of shear and the clay minerals authigenesis in the deformation band nucleus resulted in stretching of areas with high clay concentration, reaching a final stage, where S-C type foliation marked by the orientation of autigenic clays occurs. The petrophysical analysis indicated reduction of up to 2 orders of magnitude in the permeability in samples with autigenic phyllosilicate deformation bands in comparison to the non-deformed rock, showing no significant changes in different evolutionary stages after the formation of clay minerals. Deformation bands with clay smearing presented a reduction of about 3 orders of magnitude, presenting a sealant potential superior to that of the phyllosilicate deformation bands by authigenesis.

The X-Ray imaging technology opened a new branch of science in which the internal porous structure can be captured and the reconstructed volume can be used for fluid flow simulations and structural measurements. However, there is still the question of how the internal structure of the pore space impacts in the observed simulations. A way to characterize this internal structure is by simplifying it into well-defined elements and the interaction between them, describing it as a network. The interaction between elements are the edges of the network and elements are the nodes. This opens the possibility of applying complex network theory on the characterization of porous media which has proven to give powerful insights into how the structure of porous materials influences on the dynamics of the permeating fluid. The problem with this description is in definition of the basic elements that will compose the network, since there isnt a consensus on this definition. The purpose of this work is to provide a method to analyze μCT data through networks in which the separation of the space is done in a semi-continuous method. The recovering of the pores local geometry is captured through a network analysis method of centrality, instead of a geometrical definition. This way the intrinsic morphology of the samples is what governs the pore-space separation into different entities. The method developed is based on the network extraction method Max Spheres Algorithm (MSA). The volumetric data is recovered through a network composed by sphere cells. The output of this process are two distinct networks: the complete volume network and a network which represents the variation of the channels diameter. These networks give unbiased real information on pore connectivity and can provide important data to better understand the morphology and topology of the samples. This method was successfully applied to samples of Berea sandstone, Estaillades carbonate, and to characterize the morphology of wormholes. Wormhole is the denomination of the channel formed after the application of an acid treatment as a stimulation procedure of an oil reservoir, a method of EOR (Enhanced oil recovery). This treatment consists of a reactive fluid flow injected in the inner rock of the reservoir, which creates a preferential path (wormhole) that optimizes the extraction of the hydrocarbon fluids. / A microtomografia de raios-X permitiu a evolução de uma nova área da ciência aplicada a meios porosos: a Rocha Digital. Através desta técnica, todo o espaço poroso é recuperado, e é possível entender a dinâmica do fluido que o permeia através de simulações computacionais. No entanto, ainda há a questão de como a estrutura do meio influencia nos resultados observados. Entender questões como connectividade e clusterização de regiões podem dar informações valiosas sobre como a origem do meio poroso influencia na dinâmica do fluido que o permeia. Esta avaliação do meio é possível através da simplificação do mesmo em uma rede de conexão de elementos básicos e as interações entre estes. O problema com a descrição do meio poroso em uma rede de conexão é que não existe um consenso na definição destes elementos básicos. O propósito deste trabalho foi encontrar uma maneira de descrever o meio que fosse aplicável a qualquer litologia, e que se aproximasse ao máximo dos dados extraídos pela micro tomografia para a análise das topologias de diferentes rochas através de teoria de redes complexas.Para isso, utilizamos o algoritmo robusto de extração de redes de poros, esferas máximas, como base para dividir o espaço-poroso em células esféricas. Desta forma, todo o volume do espaço poroso observado através da micro tomografia é recuperado e descrito em uma rede de conexão. O resultado final do método aplicado é uma rede que descreve o meio completo e uma rede que descreve o eixo medial das interconexões entre poros. A geometria local dos poros é recuperada através de um critério de centralidade de rede, assim a separação é governada pela morfologia intrínseca das amostras, ao invés de fatores geométricos.Desta forma podemos analisar o efeito da tortuosidade real do meio, assim como a interconexão entre poros, com relação a permeabilidade do meio.O método se mostrou eficaz na análise de rochas com diferentes litologias: arenito (Berea) e carbonato (Estaillades). O método também foi aplicado na avaliação da estrutura de canais formados pelo processo de acidificação de rochas (wormholes).

Nos estudos de meios porosos, tais como em rochas reservatório, a RMN exerce um papel fundamental, em especial quando se trata da indústria petrolífera, sendo uma das ferramentas fundamentais utilizadas em perfis de poços. De forma geral, obtêm-se informações como tempos de relaxação transversal (T2) e coeficientes de difusão, permitindo inferir propriedades tais como permeabilidade e distribuição de tamanhos de poros. Outra forma de analisar os fluidos em amostras porosas é com o uso de técnicas de imagens, em que se enquadram a de Imagens por Ressonância Magnética (IRM) e as de microtomografia computadorizada (μCT). O presente trabalho teve como objetivo a obtenção de metodologias de análise de técnicas de estimulação de poços, visando um melhor entendimento dos processos de acidificação com formação de caminhos preferenciais denominados wormholes em rochas carbonáticas de afloramento e reservatório. Como objetivo secundário, o desenvolvimento de um sistema de IRM, contemplando os conjuntos de bobinas de gradiente, bobinas de rf e filtros analógicos. O processo de acidificação foi estudado através de medidas morfológicas de dimensão fractal, comprimento de caminho principal e volume dos wormholes extraídas de imagens por μCT, enquanto as conexões entre regiões de porosidade original e o wormhole foram estudadas com a obtenção de distribuições de tempo de relaxação T2 durante um processo de secagem à vácuo. As medidas de secagem permitiram observar o comportamento de regiões distintas: água livre, água com restrição de mobilidade por capilaridade e água ligada à argila. Durante a secagem, embora a água ligada à argila não pôde ser retirada, o comportamento foi o esperado com a água livre, sendo seca primeiro, seguido da água com menor mobilidade por capilaridade. Não é de nosso conhecimento que haja algum método de secagem de amostra por meio unicamente de vácuo, principalmente em aplicações em geologia. De maneira geral, os resultados mostraram que, excluído a dimensão fractal, as outras medidas como o T2 médio, comprimento do caminho principal e padrão de secagem não possuem diferença de acordo com a geologia da rocha estudada. No entanto, para as rochas carbonáticas padrão (Indianas) o valor da dimensão fractal foi de 1,6, assemelhando sua morfologia a uma estrutura bidimensional. Para as rochas reservatório, a dimensão fractal foi maior que 1,9, coerente com sua forma tridimensional e maiores ramificações. No que concerne à instrumentação, apresentamos as etapas necessárias à adaptação de um sistema de espectroscopia e relaxometria em um sistema de imagens, gerando a imagem de um phantom. O aprimoramento deste sistema será de grande utilidade para o estudo de meios porosos com técnicas de imagens convencionais e específicas ao problema, o que se mostrou de grande importância para o estudo de wormholes. Este trabalho apresentou outras formas de análise do wormhole com resultados satisfatórios que podem ser associados as técnicas mais difundidas na literatura. / In studies of porous media such as reservoir rocks, Nuclear Magnetic Resonance (NMR) plays a key role, especially when it comes to the oil industry, as one of the fundamental tools used in well logs. In general, obtains informations such as transverse relaxation time (T2), and diffusion coefficients, allowing inferring properties such as permeability and poring size distribution. Another way of analyzing fluids in porous media is using imaging techniques, in which fit the Magnetic Resonance Imaging (MRI) and computed microtomography (μCT). This study aimed to obtain methods of analysis of well stimulation techniques, aiming at a better understanding of the acidification processes with formation of preferential pathways called wormholes in outcrop and reservoir carbonate rocks. As a secondary objective, there is the development of an MRI system, comprising sets of gradient coils, RF coils and analog filters. The acidification process was studied by measurements of morphological fractal dimension, the main path length and volume of wormholes pictures extracted by μCT, while the connections between regions of the original porosity and wormhole were studied by the T2 time distributions during a drying process in vacuum. Drying measures allowed observing the behavior of distinct regions: free water, capillary bound water and clay bound water. During drying, although the most trapped water could not be removed, the performance was expected with free water, being dried first, followed by the water trapped by capillarity. It is our knowledge that there is no drying method by vacuum alone, especially in applications in geology. In general, the results show that, excluding the fractal dimension, other measures such as the T2 mean, primary drying path length and volume have no difference pattern according to the geology of the rock studied. However, for the standard carbonate rocks (Indiana) the value of the fractal dimension was 1.6, similar morphology to a two-dimensional structure. For the reservoir rocks, the fractal dimension was greater than 1.9, consistent with its three-dimensional shape and larger branches. Concerning the instrumentation, we present the steps necessary to adapt a spectroscopy and relaxometry system in an imaging system, obtaining the image of a phantom. The improvement of this system will be very useful for the study of porous media with conventional and specific imaging techniques to the problem, which proved of great importance for the study of wormholes. This work presented other forms of wormhole analysis with satisfactory results that may be associated with the most widespread techniques in the literature.

Submitted by Dilene Paulo (dilene.fatima@ufcg.edu.br) on 2018-01-24T13:34:29Z No. of bitstreams: 1 ADRIANA LEMOS PORTO – TESE PPGEP 2015.pdf: 5478904 bytes, checksum: 538eff3a93037a4df0264df4891930d1 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-01-24T13:34:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ADRIANA LEMOS PORTO – TESE PPGEP 2015.pdf: 5478904 bytes, checksum: 538eff3a93037a4df0264df4891930d1 (MD5) Previous issue date: 2015-08-25 / CNPq / Uma técnica inovadora atualmente em desenvolvimento é a construção de modelos digitais a partir de um conjunto de imagens de tomografia de raios-X de alta resolução adquiridas em amostras de rocha. Essa técnica permite definir a geometria 3D do espaço poroso e dos grãos minerais, bem como o reconhecimento dos minerais presentes na rocha. O objetivo desta pesquisa é estimar as propriedades petrofísicas (distribuição granulométrica, composição mineral, porosidade, permeabilidade e velocidade de propagação da onda P) de rochas sedimentares a partir de imagens de microtomografia de raios-X. Neste trabalho são analisadas cinco amostras de arenito (A4, A7, A9, AM10H e AM14V), uma de folhelho (F9), uma de calcário (carbonato Rosário) e duas de Tufa carbonática (Tufa CR e Tufa FG). Quantificou-se a proporção de finos presentes nas amostras, cuja precisão foi dependente da resolução das imagens analisadas. Neste trabalho propõe-se um novo método para a análise da composição mineral a partir de imagens microtomográficas. Os resultados alcançados para a simulação da composição mineral indicam que as amostras de arenito possuem aproximadamente a mesma composição mineral, a amostra de folhelho apresenta uma composição essencialmente silto-argilosa, e que as amostras carbonáticas são formadas essencialmente por calcita e dolomita. De um modo geral, os resultados de DRX confirmaram a composição mineral indicada pela microtomografia. Verificou-se uma relação aproximadamente linear entre os valores de porosidade medidos nos plugues e aqueles determinados por simulação das imagens microtomográficas. A permeabilidade estimada apresentou valores compatíveis com as permeabilidades medidas em laboratório, exceto para a amostra de folhelho e para a amostra de Tufa CR. Para o caso de amostras que possuem uma composição aproximadamente monominerálica, a simulação da onda acústica apresentou excelentes resultados quando comparados com as velocidades fisicamente medidas. Já para o caso das amostras de rocha que apresentam composição multiminerálica, a geração do modelo não considerou as diferentes fases que compõem a matriz mineral, resultando em velocidades simuladas muito acima das velocidades medidas. / An innovative technique currently under development is the construction of digital templates from a set of X-ray tomography, high-resolution images acquired in rock samples. This technique allows to define the 3D geometry of the pore space and mineral grains, as well as recognition of the minerals present in the rock. The objective of this research is to estimate the petrophysical properties (grain size distribution, mineral composition, porosity, permeability and P wave velocity) of sedimentary rocks from microtomography X-ray images. This work analyzed five samples of sandstone (A4, A7, A9, AM10H and AM14V), one of shale (F9), another of limestone (Carbonato Rosário) and two samples of carbonatic Tufa (Tufa CR and Tufa FG). Regarding the particle size distribution is possible to quantify the proportion of fines present in the samples, but such concentrations may be changed according to the resolution of the images analyzed. In this work we propose a new method for the analysis of mineral composition from microCT images. The results obtained for the simulations indicate that the mineral composition of the sandstone samples have approximately the same mineral composition, with different proportions of quartz and clay. Shale sample has an essentially clay composition and the carbonate samples are essentially formed by calcite and dolomite. DRX analyses have proved the mineral composition indicated by microCT analysis. In general, it is observed an approximately linear relationship between porosity values measured in the plugs and those determined by simulation of microCT images. The numerical simulation resulted in values of permeability compatible with permeabilities measured in the laboratory, except for the shale sample and for the Tufa CR sample. For the case of samples having an approximately monomineralic composition, acoustic velocity simulations showed excellent results compared with the physically measured velocities. But for the case of multimineralic rock samples the model generation not considered the different phases making up the mineral matrix, which resulted in simulated velocities far above the measured velocities.

Submitted by Everaldo Pereira (pereira.evera@gmail.com) on 2017-02-19T22:30:51Z No. of bitstreams: 1 Dissertação_Antonio_H_Mariano.pdf: 10845490 bytes, checksum: d74c4f741eae2311ad9d6d6fabe7ac04 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-02-19T22:30:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação_Antonio_H_Mariano.pdf: 10845490 bytes, checksum: d74c4f741eae2311ad9d6d6fabe7ac04 (MD5) / A interpretação qualitativa e quantitativa dos perfis de resistividade profunda, resistividade rasa e potencial espontâneo (SP) em poços, anteriores a década de 80, no programa Interactive Petrophysics (IP), licenciado para a Petrobras, permitiu determinar os contatos entre os fluidos que compõem os reservatórios da Formação São Sebastião no campo petrolífero de Miranga, na Bacia do Recôncavo. Logo, determinou-se o contato entre água doce-zona de transição e zona de transição-água salgada. Os arenitos foram caracterizados a partir do estudo de 3 testemunhos, da descrição de 15 lâminas petrográficas e pelos dados de petrofisica de laboratório, tais como, porosidade, permeabilidade e densidade da matriz. Aplicando a equação derivada por Archie (1942), realizaram-se correções nos dados de resistividade do filtrado (Rmf) e resistividade da formação (Rw), que possibilitaram a geração de curvas de variação de salinidade mais realistas para os aquíferos da Formação São Sebastião. Estes cálculos foram realizados no programa Excel. Esses resultados são importantes para planejar o uso racional da água subterrânea nas atividades de exploração de petróleo no referido campo. / ABSTRACT - Using deep resistivity, shalow resistivity and spontaneous potential (SP) in old wells (before 80th ),it was possible to define the fluid contacts, between fresh water - transition zone and transition zone - saline water, in the São Sebastião Formation, in Miranga oil field, Reconcavo Basin. The sandstone reservoirs were described using 3 diferent cores, 15 petrographics thin section and lab data, such as, porosity, permeability and rock density. The qualitative and quantitative logs interpretations was made in the Interactive Petrophysics program (IP).In the Excel program was created a sheet work with Archie equation’s. So a new filtrate resistivity (Rmf) and a new formation water resistivity (Rw) were calculated. Therefore a new salinity curve could be generated. These results are very important to improve the use of groundwater in the oil exploration activity at that field.

Submitted by MILENA CRISTINA ROSA null (mcr.geol@gmail.com) on 2016-11-14T15:14:03Z No. of bitstreams: 1 Dissertacao_Rosa_Milena.pdf: 19467400 bytes, checksum: fa91b5605b8ee38726bb63bf4d4271da (MD5) / Approved for entry into archive by Felipe Augusto Arakaki (arakaki@reitoria.unesp.br) on 2016-11-17T15:10:31Z (GMT) No. of bitstreams: 1 rosa_mc_me_rcla.pdf: 19467400 bytes, checksum: fa91b5605b8ee38726bb63bf4d4271da (MD5) / Made available in DSpace on 2016-11-17T15:10:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 rosa_mc_me_rcla.pdf: 19467400 bytes, checksum: fa91b5605b8ee38726bb63bf4d4271da (MD5) Previous issue date: 2016-09-20 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) / Na Bacia de Campos, os reservatórios carbonáticos da Formação Coqueiros do Grupo Lagoa Feia, de idade eobarremiana-neoaptiana, representaram grandes e importantes descobertas de campos produtores de hidrocarbonetos na década de 70. O avanço dos conceitos geodinâmicos e geotectônicos sobre as novas e potenciais acumulações na seção rifte das Bacias Marginais Brasileiras, a partir de 2007, retomaram os reservatórios formados por rochas carbonáticas como atrativos alvos de estudos, devidos principalmente a grande importância econômica atribuída a esses reservatórios. O principal objetivo deste trabalho foi compreender a distribuição das propriedades físicas dos reservatórios carbonáticos formados por depósitos do tipo coquinas (rudstones e grainstones de moluscos bivalves) e definir os principais fatores petrofísicos que caracterizam os níveis-reservatório (e.g. densidade, índice de radioatividade, composição mineralógica e de rocha, etc.) e os fatores que controlariam a qualidade do mesmo (e.g. porosidade, saturação de água e permeabilidade) com o intuito de compreender a distribuição geométrica do seu sistema permo-poroso. O presente estudo fez uso de métodos geológicos/geofísicos, como interpretação estratigráfica de perfis de poços, cálculos petrofísicos, interpretação de dados sísmicos 3D e interpretação e correlação de atributos sísmicos. Dentre os resultados obtidos, a análise estratigráfica permitiu definir os limites de sequências, em ciclos de 3°ordem, das quatro sequências deposicionais (Sequência Clástica Basal; Sequência Talco-Estevensíta; Sequência das Coquinas e Sequência Clástica-Evaporítica) que compõem o Grupo Lagoa Feia. A Sequência das Coquinas, que é o foco deste estudo, apresenta uma divisão, interna aos seus depósitos de coquinas, em seis níveis-reservatórios (um na Coquina Superior e cinco na Coquina Inferior) onde os limites estratigráficos estão associados a ciclos de 4°ordem. A análise petrofísica indicou que o principal nível produtor na área está na Coquina Inferior 4 (CI-4), e é o que apresenta as melhores respostas de espessura (35 à 100 m) e altas qualidades potenciais de reservatório para o Campo de Linguado (valores médios de Igr = 0,1; PHIE = 11%, Sw ≤ 18%), enquanto que no Campo de Pampo, os níveis CI-4 (valores médios de Igr = 0,15; PHIE = 7,5%, Sw ≤ 30%) e CI-2 (valores médios de Igr = 0,13; PHIE = 7%, Sw ≤ 26 %) apresentam potencial para reservatório. Finalmente, a análise dos mapas, construídos com a integração da informação de poço e os atributos sísmicos, mostra uma distribuição da propriedade PHIE, para o nível-reservatório CI-4, com alta influência da estruturação tectônica, indicando os mais altos valores seguindo as principais estruturas com direção NW-SE. O controle deposicional é um importante condicionante da qualidade permo-porosa, nesse principal nível-reservatório, isso porque a tectônica ativa e intermitente proporcionou a abertura de espaços de acomodação e a formação de barreiras que atuaram na seleção das fácies de alta energia, no acúmulo, no retrabalhamento e na consequente formação e preservação das melhores condições para a formação desses reservatórios. No entanto, para o nível-reservatório Coquina Superior (CS) a distribuição da propridade PHIE mostra que a tectônica-estrutural não influencia no seu sistema permo-poroso e consequente qualidade desse nível-reservatório, assim como na distribuição de suas espessuras. Tal análise nos leva a conclusão de que os fatores deposicionais como as oscilações climáticas foram os responsáveis na seleção e no retrabalhamento para a formação dos bancos de coquinas, assim como, os processos diagenéticos foram os que, possivelmente, mais influenciaram na distribuição permo-porosa dos níveis-reservatório superiores. / In the Campos Basin, the eobarremian-neoaptian carbonate reservoirs from Coqueiros Formation, Lagoa Feia Group, represented large and important discoveries of hydrocarbon fields in the 70´s. The advances in geodynamic and geotectonic concepts about new and potential accumulations on rift section of Marginal Brazilian Basins, from 2007, brought again the carbonate reservoirs rocks as attractive studies targets, mainly due to great economic importance attached to these reservoirs. The main objective was to understand the distribution of physical properties on carbonate reservoirs composed by coquinas deposits (rudstones and grainstones of bivalve molluscs), define the main petrophysical factors that characterize those reservoir levels (eg density, radioactivity content, mineralogical and rock composition, etc.) and factors that could control the quality (eg, porosity, water saturation and permeability) in order to understand the geometric distribution of its permo-porous system. This study employed geological/geophysical methods such as well logs stratigraphic interpretation, petrophysical calculations, 3D seismic interpretation and seismic attributes interpretation and correlation. Among the results, the stratigraphic analysis has identified limits, in 3 rd order cycles, to four depositional sequences (Basal Clastic Sequence, Talc-Stevensitic Sequence; Coquinas Sequence and Clastic-Evaporitic Sequence) that belong to Lagoa Feia Group. The Coquinas Sequence, focus of this work, shows a split, internally to its coquinas deposits in six reservoir levels (one in Upper Coquina and five in the Lower Coquina) where the stratigraphic limits are associated with 4 th order cycles. The petrophysical analysis indicated that the main producer level are at Lower Coquina 4 (CI-4), with the best thickness responses (35 to 100 m) and high potential reservoir qualities for Linguado Field (average values of Igr = 0,10; PHIE = 11%, Sw ≤ 18%), while in Pampo field, CI-4 level (average values of Igr = 0,15; PHIE = 7.5%, Sw ≤ 30%) and CI-2 level (average values of Igr = 0,13; PHIE = 7%, Sw ≤ 26%) have both reservoir potential. Finally, the map analysis, built with integration of well information and seismic attributes, shows a distribution of PHIE for CI-4 with high tectonicstructural influence, indicating higher values following the main structures with NW-SE direction. The depositional control is an important determinant of permo-porous system quality at CI-4 level, the main reservoir level, it is because the active and intermittent tectonic afforded the opening of depositional spaces and the formation of barriers to act on selection of high-energy facies, accumulation, reworking and consequent generation and preservation of the best conditions for reservoirs best quality. However, the Upper Coquina level reservoir distribution of PHIE shows that tectonic-structural does not influence its permo-porous system and reservoir quality, as well as the distribution of its thickness. This analysis leads us to the conclusion that the depositional factors, such as climatic variations were responsible to the selection and reworking of coquinas banks, as well as diagenetic processes were possibly most influenced the permo-porous system distribution on higher reservoir levels. / CNPq: 134409/2014-0

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-17T20:50:16Z No. of bitstreams: 1 CAYO CÉSAR CORTEZ PONTES – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2017.pdf: 8158516 bytes, checksum: db5e0ee4565586d1704ae50ddc242d41 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-17T20:50:16Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CAYO CÉSAR CORTEZ PONTES – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2017.pdf: 8158516 bytes, checksum: db5e0ee4565586d1704ae50ddc242d41 (MD5) Previous issue date: 2017-02-23 / Bandas de deformação são estruturas rúpteis que ocorrem em arenitos porosos e podem alterar as propriedades físicas, comportamento mecânico e hidráulico das rochas, resultando na compartimentação de reservatórios. O objetivo deste trabalho foi compreender a variação das propriedades de Resistência à Compressão Uniaxial (UCS), porosidade, Razão de Poisson, Módulos de Young e incompressibilidade nos diferentes elementos arquiteturais da zona de falha: protólito não deformado, zona de dano e núcleo da falha. Para isso realizamos perfis para medição de parâmetros estruturais e geomecânicos com auxílio do esclerômetro (Schmidt Hammer), análises laboratoriais de porosidade, tanto por meio digital em seção delgada como por permoporosímetro a gás, cálculos dos módulos de Young, incompressibilidade e Razão de Poisson. Os resultados indicam que no afloramento correspondente ao núcleo da falha os valores de UCS foram até três vezes maiores que aqueles na zona de dano e quatro vezes maiores que a zona não deformada. A porosidade apresenta decréscimo médio de 10% na zona de dano e até 75% no núcleo da falha. A porosidade estimada por medições em permoporosímetro a gás, módulos de Young, incompressibilidade e Razão de Poisson foram calculados no núcleo da falha. Nesse elemento arquitetural as zonas com bandas possuem resistência até duas vezes maior que a zona sem banda, com efeito no módulo de Young e no módulo de incompressibilidade, porém ambas com deformação ocorrida em caráter rúptil, evidenciado pelo atributo Razão de Poisson. Concluímos assim que bandas de deformação afetam diretamente as propriedades físicas de arenito em diferentes níveis de intensidade. A ocorrência de tais heterogeneidades podem ter impactos importantes na produção já que impõe anisotropias aos reservatórios. / Deformation bands are brittle structures that occur in porous sandstones and may change the physical properties, geomechanical and hydraulic behavior of the rock, leading to the compartmentation of reservoirs. The objective of this research was to understand the variation of the properties of uniaxial compressive strength (UCS), porosity, Poisson’s ratio, Young’s and incompressibility’s modulus in different architectural elements of fault zone: protolith, damage zone and fault core. For this we extracted profiles for the measurement of structural and geomechanics with aid of Schmidt hammer, laboratorial analysis of porosity, both thin section digital means and by gas permoporosimeter, and Young’s, incompressibility and Poisson’s ratio calculations. The results indicate that in outcroup corresponding to the nucleus of fault the UCS values were up to three times higher than those in the damage zone and four times higher than the protolith. The porosity shows an average decrease of 10% in the damage zone and up to 75% in the fault core. Porosity by gas, Young’s and incompressibility modulus and Poisson’s ratios was calculated in core fault. In this architectural element with bands have resistance up to twice times than zone without bands, marked in the Young’s mo dulus as well as the incompressibility’s modulus, however both with deformation occurring in a brittle character, evidenced by Poisson’s ratio. We conclude that deformation bands directly affect the physics properties of sandstones in different levels of intensity. The occurrence of such heterogeneities may have important impacts on the production since it imposes anisotropies to the reservoirs.

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-17T23:55:41Z No. of bitstreams: 1 KARINA FELÍCIA FISCHER LIMA SANTIAGO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2015.pdf: 11955651 bytes, checksum: ed2b0ddfd6604f59ef01965e640d37ac (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-17T23:55:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 KARINA FELÍCIA FISCHER LIMA SANTIAGO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2015.pdf: 11955651 bytes, checksum: ed2b0ddfd6604f59ef01965e640d37ac (MD5) Previous issue date: 2015-08-26 / Capes / Neste trabalho estudam-se as propriedades físicas e mecânicas das rochas da Bacia do Rio do Peixe (BRP), provenientes do furo estratigráfico 1-BSB01-PB. Esta bacia, localizada no extremo oeste do estado da Paraíba, tem se tornado alvo de estudos exploratórios, face à ocorrência de óleo próximo a superfície, à NW da cidade de Sousa. Em sua caracterização faciológica, identificam-se cinco fácies sedimentares: calcilutito vermelho, calcilutito cinza, arenito, folhelho negro e marga. Por meio de ensaios de propagação de ondas sísmicas, experimentos de petrofísica básica, e ensaios mecânicos de compressão uniaxial com o martelo de Schmidt, determinam-se para as amostras de rochas da BRP, a porosidade, as densidades total e de grão, as velocidades sísmicas, a resistência mecânica e as constantes elásticas estáticas e dinâmicas, destacando-se o módulo de Young. Os resultados obtidos mostram que as rochas em estudo apresentam valores de porosidade entre 0,5 e 20%, resistência à compressão uniaxial de 18 a 93 MPa, módulos de Young dinâmicos entre 9 a 58 GPa, desde 1,1 até 6 vezes maiores que os correspondentes módulos estáticos. As correlações observadas para as diferentes propriedades físicas e mecânicas mostram-se fortemente influenciadas por características como presença de material carbonático, matéria orgânica, óleo e estruturas sedimentares e tectônicas, evidenciando a complexidade das rochas analisadas. / In this paper, studies on physical and mechanical properties of rocks from the stratigraphic hole 1-BSB01-PB, in the Rio do Peixe Basin (BRP), are performed. This basin, located in the far west of the state of Paraíba, has become the subject of exploration studies due to the occurrence of oil near the surface, in the NW of Sousa city. In his facies characterization is possible to identify five sedimentary facies: red calcilutite, gray calcilutite, sandstone, black shale and marl. From seismic wave propagation tests, experiments of basic petrophysics, mechanical tests on uniaxial compressive with Schmidt’s hammer, are determined for samples of BRP rocks the porosity, the bulk and grain densities, the seismic velocities, the mechanical strength and the static and dynamic elastic constants, highlighting the Young's modulus. The results obtained show that the studied rocks have porosity values between 0.5 and 20%, uniaxial compressive strength from 18 to 93 MPa, dynamic Young's modulus between 9 and 58 GPa, from 1,1 to 6 times greater than the corresponding static modules Correlations observed for the different physical and mechanical properties shows strongly influences by characteristics such as the presence of carbonate material, organic material, oil and sedimentary and tectonic structure, showing the complexity of the analyzed rocks.