O sistema petrolífero Irati-Pirambóia tem como rocha geradora os folhelhos permianos da Formação Irati e como reservatórios principais os arenitos fluvio-eólicos permo-triássicos da Formação Pirambóia. Diversos autores associam a geração de hidrocarbonetos a partir dos folhelhos da Formação Irati ao magmatismo Serra Geral (Eocretáceo). A análise de inclusões fluidas em minerais autigênicos tem fornecido informações valiosas para o entendimento da dinâmica e evolução de processos pós-deposicionais dentre os quais se incluem os processos de geração e migração de hidrocarbonetos. Os estudos petrográficos realizados em inclusões fluidas aquosas e de hidrocarbonetos presentes em veios de calcita espática e quartzo, associados aos ensaios microtermométricos em inclusões fluidas aquosas, permitiram estimar as temperaturas atingidas pela Formação Irati na borda leste da Bacia do Paraná, bem como obter informações sobre características composicionais dos fluidos aprisionados. Inclusões fluidas aquosas apresentam-se como inclusões bifásicas associadas a monofásicas, com morfologia irregular a regular e dimensões entre 5\'mü\'m e 25\'mü\'m, nas quais a fase vapor geralmente situa-se entre 5 e 15% do volume da inclusão. As inclusões aquosas ocorrem de forma isolada no cristal (primárias), em concentrações na forma de trilhas internas ao cristal (pseudo-secundárias) ou trilhas de inclusões que seccionam os cristais (secundárias). Inclusões fluidas compostas por hidrocarbonetos possuem dimensões entre 10 \'mü\'m e 50 \'mü\'m, apresentam fase vapor em proporções variáveis e com coloração escura, e cor de fluorescência à luz ultravioleta variando entre amarelada a azul pálida. Adicionalmente, foram efetuadas análises de concentração de carbono orgânico total (COT) e enxofre. A concentração do teor de carbono orgânico total dos folhelhos da Formação Irati nos afloramentos estudados nos estados de São Paulo e do Paraná situa-se entre 0,43 e 17,41% e permitiu classificar o potencial de geração da unidade como alto a excelente. As concentrações de enxofre variaram entre 0,1 e 6,04%, as quais sugerem controle deposicional. Em algumas localidades, é possível observar certa correlação positiva entre os teores de carbono orgânico total e enxofre. Temperaturas de homogeneização com modas entre 100° e 150°C e que alcançam valores da ordem de 300°C sugerem que a Formação Irati atingiu temperaturas adequadas para geração de óleo leve e gás. Estas paleotemperaturas não podem ser explicadas apenas por soterramento e necessitam de fonte adicional de calor proveniente do magmatismo Serra Geral. Observa-se a presença de dois fluidos aquosos com salinidades distintas. O fluido com salinidades variando entre aproximadamente 0 e 7,5% em peso de NaCl equivalente corresponde ao fluido com salinidade mais baixa, enquanto, salinidades situadas entre aproximadamente 12 e 21,5% em peso de NaCl equivalente caracterizam o fluido de salinidade mais alta. Interpreta-se que o fluido de salinidade mais alta estivesse presente nos poros do folhelho gerador e que tenha migrado juntamente com os hidrocarbonetos através de microfraturas na rocha geradora. Por outro lado, o fluido de menor salinidade é possivelmente composto por água meteórica. A circulação deste fluido meteórico por fraturas subverticais seria altamente prejudicial para a preservação dos hidrocarbonetos. As inclusões de hidrocarbonetos revelaram óleo relativamente maturo e leve, condizente com as paleotemperaturas registradas e sugerindo que o óleo com alta viscosidade e baixo Grau API encontrado nos afloramentos da unidade geradora Irati e nos reservatórios arenosos da Formação Pirambóia (arenitos asfálticos) é produto de degradação. / The Irati-Pirambóia petroleum system has the Permian shales of the Irati Formation as source rocks and the Permo-Triassic fluvial-eolian sandstones of the Pirambóia Formation as the main reservoirs. Several authors associate the hydrocarbons generation from shales of the Irati Formation with the Serra Geral magmatism. The fluid inclusions analysis in authigenic minerals provides valuable information for understanding of dynamics and evolution of the post-depositional processes such as hydrocarbon generation and migration. The petrographic investigations carried out in hydrocarbon and aqueous fluid inclusions associated to microthermometric essays performed with aqueous fluid inclusions allowed to estimate the paleotemperatures for the Irati Formation in the eastern border of the Paraná Basin as well as obtain information about compositional characteristics of the trapped fluids. Aqueous fluid inclusions hosted in spar calcite and quartz veins are shown as biphasic inclusions associated to single phase inclusions, with irregular to regular morphology and size between 5\'mü\'m and 25\'mü\'m. The vapor phase normally is between 5% and 15% of the inclusion volume. The aqueous inclusions occur isolated within the crystal (primary), in concentrations as trails within the crystal (pseudo-secondary) or as trails crossing crystal boundary (secondary). The fluid inclusions composed of hydrocarbons have dimensions between 10 \'mü\'m and 50 \'mü\'m, and show vapor phase in varying proportions and with dark color. The fluorescence color under ultraviolet light ranges from yellow to pale blue. In addition, analyzes of total organic carbon (TOC) and sulfur concentrations were performed. The TOC of the Irati Formation shales outcroping in São Paulo and Paraná states varies from 0.43% to 17.41%, indicating high to excellent potential of hydrocarbons generation. The sulfur rates range from 0.1% to 6.04%, suggesting a depositional control as indicated by the positive correlation between the TOC and sulfur rates from some locations. The modal homogenization temperatures vary from 100°C to 150°C, reaching values around 300°C. These paleotemperatures suggest that the Irati Formation reached temperatures appropriate for light oil and gas generation. However, the paleotemperatures found cannot be explained only by burial and require to an additional heat source from Serra Geral magmatism. The presence of two aqueous fluids with different salinities was observed. The fluid with salinity ranging from 0 to 7.5% weight of the NaCl equivalent corresponds to the lower salinity fluids, while salinities varying from 12% to 21.5% weight of NaCl equivalent characterize the higher salinity fluids. Thus, it was interpreted that higher salinity fluids correspond to shale pore fluids migrated with hydrocarbons through source rock microfractures. On the other hand, the lower salinity fluids are possibly composed of meteoric water, whose circulation in deeper zones through subvertical fractures would be highly damaging to the hydrocarbons preservation. The hydrocarbons inclusions showed relatively mature and light oil, suggesting that the oil with high-viscosity and low-API found in outcrops of the Irati Formation and sandstone reservoirs of the Pirambóia Formation (tar sandstones) is a degradation product.

Ce travail porte sur la caractérisation de la source et de la dynamique des fluides de bassin au cours de leur chargement à travers deux exemples complémentaires de demi-grabens tardi-orogéniques pétroliers : Le Bassin Permien de Lodève, aujourd'hui à l'affleurement et un bassin jurassique enfouis dans le North Viking Graben (Mer du Nord). Le cœur de la thèse concerne le Bassin de Lodève où, à partir d'une approche pluridisciplinaire intégrée, nous avons caractérisé l'architecture des minéralisations (Ba, F, Cu, Pb) piégées dans un réseau paléokarstique alimenté par les failles syn-rift, dans le substratum carbonaté à l'apex du roll-over. La source, le calendrier et les conditions de migration des fluides ont été approchés à partir de l'analyse de la micro-fabrique, la microthermométrie sur inclusions fluides, les analyses isotopiques (Sr, S, O, H) et de Terres Rares. Les résultats analytiques ont été enfin croisés avec un modèle thermique et structural du bassin qui conforte la séquence et la dynamique du système fluide en cours d'enfouissement. Une démarche similaire, mais plus limitée, a été conduite dans le bassin du North Viking Graben où l'accès aux marqueurs fluides est restreint aux données de sismique 3D et de carottes. Comme à Lodève, les minéralisations Ba-Pb-Zn colmatent un réservoir dans le substratum à l'apex du roll-over. Elles se présentent sous forme de ciments dans des grès ou des fractures. Cette analyse apporte des contraintes complémentaires et permet de proposer un modèle dynamique général avec des variantes en fonction de la nature des fluides et des réservoirs. On retiendra donc la séquence fluide suivante :(a) Dans le cas du bassin de Lodève sur substratum carbonaté, les chemins préférentiels de drainage se développent dans des paléocanyons N-S couplés à un réseau de fractures et d'endokarsts météoriques. Ces derniers sont élargis en début de rifting par la dissolution hypogène sulfurique produite par l'oxydation bactérienne de la pyrite des blackshales, au contact de l'aquifère oxydant du Cambien.(b) Le déséquilibre de compaction initie la migration des fluides interstitiels en surpression vers les marges avec des températures autour de 150-180°C et des salinités entre 9 et 18wt%eq.NaCl. Les analyses isotopiques (Sr, S, O) révèlent que la majorité des fluides provient de l'altération diagénétique des blackshales riches en métaux. Des interactions sont également mises en évidence avec des fluides profonds (entre 240°C et 260°C ; salinités > à 20wt%eq.NaCl), qui lessivent les granites tardi-hercyniens.(c) Pendant le syn-rift, les conditions de surpression de fluide permettent la réactivation cyclique des failles, les décollements stratigraphiques et la formation de brèches hydrauliques, favorisant la mise en connexions avec les réservoirs superficiels à l'apex du roll-over. Le modèle de Sibson ajusté aux fluides de bassins est alors le moteur de la migration verticale.(d) Les fluides thermogéniques commencent à être expulsés avec les derniers fluides de compaction au cours d'un stade plus évolué de l'enfouissement en empruntant les mêmes chemins jusqu'à l'apex du roll over. Ils sont alors partiellement freinés et déviés par les colmatages minéralisés antérieurs.(e) A Lodève, la continentalisation des minéralisations antérieures au cours de l'exhumation post-rift conduit à leur remaniement partiel au niveau de la transition sulfate-méthane induite par l'interaction entre une playa évaporitique et la dysmigration des hydrocarbures. Des barytines secondaires de basse température, déprimées en Sr sont alors précipitées de manière synsédimentaire dans des karsts météoriques du socle.Outre l'illustration d'un modèle complet (source to sink) de dynamique des fluides dans un bassin, ce travail apporte de nouvelles contraintes dans l'approche du colmatage des réservoirs à hydrocarbures sur les têtes de blocs basculés et sur la genèse des gîtes miniers de type Mississippi Valley-Type. / This work focus on the characterization of the source and dynamic of compactional fluids during sedimentary burial, through two complementary examples of late orogenic oil-field half-grabens: The exhumed Lodève Permian Basin and a deep buried Jurassic basin in the North Viking Graben (North Sea).Constituting the main part of the thesis, a multi-disciplinary approach was conducted in the Lodève Basin where Ba-F-Cu-Pb polymetalic mineralized systems are trapped into synrift faults and paleokarsts in the carbonate basement at the hinge point of the roll-over. The source, timing and P/T conditions of fluid migration were deduced from the analysis of the microfabric, the fluid inclusions microthermometry, and the isotopic (Sr, S, O, H) and Rare Earth Element (REE) signature. Results are then crossed with a structural and thermal modeling that consolidates the sequence and dynamics of fluid during burial.A similar approach was conducted in the North Viking Graben where fluid markers are restricted to 3D seismic and well core data. Comparable Ba-Pb-Zn veins are reported in basin margin, plugging one of the most important siliciclastic hydrocarbon reservoir in the substratum. This analysis provides additional constraints on basinal fluid behavior and allows us to propose a global dynamic model for various compositions of fluids and reservoirs.We conclude to a polyphase fluid sequence history including:(a) In the carbonate basement of the Lodève Basin, karstic paleocanyon incisions and associated cavities coupled to synrift fault, act as major drain for fluids. These structures are early affected by hypogen-sulfuric karstification in response to the interaction between bacterial oxidation of sulfides entrapped within Lower Permian blackshales and the basement oxidizing aquifer.(b) Disequilibrium compaction initiates overpressure-driven basinal fluid migration towards basin margins, characterized by temperatures around 150-180°C and salinities between 9 et 18wt%eq.NaCl. Isotopic (Sr, S, O) and REE analyses reveal that Ba-M+-rich mineralizing fluids derived mainly from buried blackshales diagenesis. External Fluids coming from the lower crust are also identified that play a key role in fluorite precipitation by the leaching of late hercynian granites (mean temperature of 250°C and salinity > 20wt%eq.NaCl).(c) During the synrift period, fluid overpressure is responsible for the periodic reactivation of fault plane according to seismic-valve process, bedded-control shearing and hydraulic brecciation at the basement-seal interface. These mechanisms induce cyclic polymetallic mineralization by the mixing between in situ formation water and deep ascending basinal fluids.(d) Thermogenic fluids expulsion starts with last basinal fluids during late burial stage. Hydrocarbons thus migrate along the same regional pathways up to the rollover crest, where they are partly rerouted by the previous mineralized baffle.(e) In the Lodève basin, post-rift exhumation of the margins led to the remobilization of synrift deposits by subaerial biochemical processes at the sulfate-methane transition. The latter results from the interaction between the still active hydrocarbon dysmigration with a playa lake sulfate-rich aquifer. Secondary low-temperature barite fronts precipitate then within basement meteoric karsts.In addition to the « source to sink » model of basinal fluids, this work provides new insights on the early plugging of hydrocarbon reservoirs and for the metallogenesis of Mississippi Valley-Type deposits.

Cette thèse, par son approche multidisciplinaire et l'interprétation d'une quantité importante de données industrielles, apporte de nouveaux éléments dans la compréhension des systèmes de bassin d'avant-pays, en particulier dans le domaine andino-amazonien du nord-Pérou. Elle propose un nouveau modèle stratigraphique et structural de cette région, et reconstitue l'histoire de la déformation et de la sédimentation tout en les quantifiant, données indispensables pour modéliser les systèmes pétroliers et réduire les risques en exploration. Les résultats montrent que l'architecture structurale du bassin d'avant-pays de Marañon, le plus grand des Andes centrales, évolue latéralement d'une zone de wedgetop au SE à une zone de foredeep au NW. Au SE, il forme un prisme de chevauchements en partie érodé, connecté aux bassins wedgetop de Huallaga et Moyabamba. Cet ensemble constitue un seul système de bassin d'avant-pays, déformé par l'interférence d'une tectonique de couverture à vergence Est et d'une tectonique de socle en grande partie à vergence Ouest. Le raccourcissement horizontal total varie entre 70 et 76 km. La vergence Ouest de cette tectonique de socle est contrôlée par l'héritage de l'orogénèse Gondwanide (Permien moyen). Nous montrons qu'elle est à l'origine des importants séismes crustaux et destructeurs dans le bassin de Moyabamba. La tectonique de couverture, à vergence Est, présente un fort raccourcissement et est limitée aux bassins wedgetop de Huallaga et Moyabamba, où elle est contrôlée par la distribution géographique d'un important niveau d'évaporites d'âge permien terminal scellant les structures de l'orogénèse Gondwanide. Vers le NW, la déformation du bassin Marañon s'amortit progressivement, ce qui se manifeste par la transition vers une zone de dépôt de type " foredeep ". La déformation, bien que peu importante, y est toujours active et responsable de séismes de faible profondeur. D'un point de vue sédimentaire, cette thèse a permis de différencier quatre mégaséquences d'avant-pays dans le bassin de Marañon, définies à partir de corrélations stratigraphiques de puits et des discontinuités régionales identifiées en sismique. Une coupe structurale traversant le système Marañon-Huallaga a été restaurée en trois étapes depuis l'Eocène moyen pour reconstituer et quantifier la propagation du système de bassin d'avant-pays. Les quatre mégaséquences d'avant-pays et la restauration séquentielle montrent que le système Marañon-Huallaga s'est développé depuis l'Albien en deux étapes séparées par une importante période d'érosion durant l'Eocène moyen. Elles ont enregistrées successivement les soulèvements des cordillères occidentale et orientale des Andes du nord-Pérou, et celui de l'Arche de Fitzcarrald. D'un point de vue quantitatif, les taux de sédimentation calculés montrent une augmentation progressive depuis l'Albien, interrompue par l'érosion de l'Eocène moyen. Les modélisations pétrolières 2D, réalisées à partir d'une révision des systèmes pétroliers et de la restauration séquentielle du système Huallaga-Marañon, valorisent une grande partie des résultats obtenus dans cette thèse en simulant l'expulsion des hydrocarbures aux différentes étapes de la déformation du système Huallaga-Marañon et en montrant ses zones de piégeage potentielles. / This thesis, through its multidisciplinary approach and the interpretation of a large amount of industrial data, brings new elements in the understanding of foreland basin systems, especially in the Andino-Amazonian field of northern Peru. It proposes a new stratigraphic and structural model of this region, reconstructs and quantifies the history of the deformation and sedimentation that constitutes the key data to model the petroleum systems and to reduce the risks in exploration. The results show that the structural architecture of the Marañon Foreland Basin, the largest of the central Andes, evolves laterally from a wedgetop zone in the SE to a foredeep zone in the NW. In the SE, it forms a thrust wedge partly eroded, connected to the wedgetop basins of Huallaga and Moyabamba. This set constitutes a single foreland basin system, deformed by the interference of an east-verging thin-skinned tectonics and a largely west-verging tectonics. The total horizontal shortening varies between 70 and 76 km. The western vergence of this thick-skinned tectonics is controlled by the inheritance of the Gondwanide orogeny (Middle Permian). We show that it is at the origin of the important crustal and destructive earthquakes in the Moyabamba basin. The east-verging thin-skinned tectonics shows a strong shortening and is confined to the wedgetop basins of Huallaga and Moyabamba, where it is controlled by the geographical distribution of a large level of Late Permian evaporites sealing the structures of the Gondwanide orogenesis. Towards the NW, the deformation of the Marañon basin is progressively amortized, which is reflected in the transition to a foredeep type deposition zone. The deformation, although not very important, is still active and responsible for shallow earthquakes. From a sedimentary point of view, this thesis has made it possible to differentiate four foreland mega-sequences in the Marañon basin, defined from well stratigraphic correlations and regional discontinuities identified in seismic. A structural section through the Marañon-Huallaga system has been restored in three stages since the Middle Eocene to reconstruct and quantify the propagation of the foreland basin system. The four foreland mega-sequences and the sequential restoration show that the Marañon-Huallaga system developed since the Albian during two stages separated by an important period of erosion during the Middle Eocene. They recorded successively the uplifts of the western and eastern Cordilleras of the Andes of northern Peru, and that of the Arch of Fitzcarrald. From a quantitative point of view, the calculated sedimentation rates show a gradual increase since the Albian, interrupted by the erosion of the Middle Eocene. The 2D petroleum modeling, carried out from a revision of the petroleum systems and the sequential restoration of the Huallaga-Marañon system, valorizes a large part of the results obtained in this thesis by simulating the expulsion of the hydrocarbons at the different stages of the deformation of the Huallaga-Marañon system, and showing its potential trapping areas.

A seqüência mesozóica da bacia de Ucayali é a maior produtora de gás e condensado do Peru. A área do trabalho, denominada Grande Camisea, fica na parte sul da bacia e, na atualidade, pertence à companhia Plupetrol Peru Corporation. Neste trabalho, foi aplicado um método de interpretação de perfis de indução em um poço petrolífero no sector San Martin do campo Camisea (QuickLook Interpretation method). O objetivo consiste na caracterização do reservatório de San Martín utilizando um método de interpretação rápida de perfis elétricos e, assim, fornecer uma visão geral no entendimento de parâmetros de poços e reservatórios, de zonas produtivas e suas características petrofísicas de porosidade e de saturação do óleo. Para validar a interpretação, foram utilizadas a descrição geológica de testemunhos e amostras de calha, descrição e informação do sistema petrolífero do campo e a geologia regional da zona de interesse da bacia. Desta forma, foi possível apresentar uma comparação entre os valores obtidos através dos métodos detalhados executados pela Pluspetrol e o método rápido de interpretação aplicado aqui, assim como o desvio entre ambos os resultados. / The Mesozoic sequence of the Ucayali basin is the main producer of gas and condensate of Peru. The work area is called Gran Camisea, located in the south part of the basin, and, in the present time, belongs to the company Plupetrol Peru Corporation. In this work, a well log interpretation method was used in a gas well in San Martin area, part of the Camisea field. The goal is the characterization of the reservoir of San Martín using a Quick Look log interpretation method, and thus to supply a general view in the understanding of well and reservoirs parameters, productive zones and its petrophysics characteristics of porosity and saturation. To validate the interpretation, besides using the geologic description of well cores and cutting sampling, it was used the description and information of the petroleum system of Camisea gas field and its regional geology. It was possible to present a comparison between Pluspetrol values, obtained through detailed methods, and those from the Quick Look log interpretation method used here, as well as an analysis of convergence between both results.

A seqüência mesozóica da bacia de Ucayali é a maior produtora de gás e condensado do Peru. A área do trabalho, denominada Grande Camisea, fica na parte sul da bacia e, na atualidade, pertence à companhia Plupetrol Peru Corporation. Neste trabalho, foi aplicado um método de interpretação de perfis de indução em um poço petrolífero no sector San Martin do campo Camisea (QuickLook Interpretation method). O objetivo consiste na caracterização do reservatório de San Martín utilizando um método de interpretação rápida de perfis elétricos e, assim, fornecer uma visão geral no entendimento de parâmetros de poços e reservatórios, de zonas produtivas e suas características petrofísicas de porosidade e de saturação do óleo. Para validar a interpretação, foram utilizadas a descrição geológica de testemunhos e amostras de calha, descrição e informação do sistema petrolífero do campo e a geologia regional da zona de interesse da bacia. Desta forma, foi possível apresentar uma comparação entre os valores obtidos através dos métodos detalhados executados pela Pluspetrol e o método rápido de interpretação aplicado aqui, assim como o desvio entre ambos os resultados. / The Mesozoic sequence of the Ucayali basin is the main producer of gas and condensate of Peru. The work area is called Gran Camisea, located in the south part of the basin, and, in the present time, belongs to the company Plupetrol Peru Corporation. In this work, a well log interpretation method was used in a gas well in San Martin area, part of the Camisea field. The goal is the characterization of the reservoir of San Martín using a Quick Look log interpretation method, and thus to supply a general view in the understanding of well and reservoirs parameters, productive zones and its petrophysics characteristics of porosity and saturation. To validate the interpretation, besides using the geologic description of well cores and cutting sampling, it was used the description and information of the petroleum system of Camisea gas field and its regional geology. It was possible to present a comparison between Pluspetrol values, obtained through detailed methods, and those from the Quick Look log interpretation method used here, as well as an analysis of convergence between both results.

A seqüência mesozóica da bacia de Ucayali é a maior produtora de gás e condensado do Peru. A área do trabalho, denominada Grande Camisea, fica na parte sul da bacia e, na atualidade, pertence à companhia Plupetrol Peru Corporation. Neste trabalho, foi aplicado um método de interpretação de perfis de indução em um poço petrolífero no sector San Martin do campo Camisea (QuickLook Interpretation method). O objetivo consiste na caracterização do reservatório de San Martín utilizando um método de interpretação rápida de perfis elétricos e, assim, fornecer uma visão geral no entendimento de parâmetros de poços e reservatórios, de zonas produtivas e suas características petrofísicas de porosidade e de saturação do óleo. Para validar a interpretação, foram utilizadas a descrição geológica de testemunhos e amostras de calha, descrição e informação do sistema petrolífero do campo e a geologia regional da zona de interesse da bacia. Desta forma, foi possível apresentar uma comparação entre os valores obtidos através dos métodos detalhados executados pela Pluspetrol e o método rápido de interpretação aplicado aqui, assim como o desvio entre ambos os resultados. / The Mesozoic sequence of the Ucayali basin is the main producer of gas and condensate of Peru. The work area is called Gran Camisea, located in the south part of the basin, and, in the present time, belongs to the company Plupetrol Peru Corporation. In this work, a well log interpretation method was used in a gas well in San Martin area, part of the Camisea field. The goal is the characterization of the reservoir of San Martín using a Quick Look log interpretation method, and thus to supply a general view in the understanding of well and reservoirs parameters, productive zones and its petrophysics characteristics of porosity and saturation. To validate the interpretation, besides using the geologic description of well cores and cutting sampling, it was used the description and information of the petroleum system of Camisea gas field and its regional geology. It was possible to present a comparison between Pluspetrol values, obtained through detailed methods, and those from the Quick Look log interpretation method used here, as well as an analysis of convergence between both results.

[pt] A Modelagem de Bacias Sedimentares e Sistemas Petrolíferos (BPSM) integra técnicas sofisticadas das disciplinas de geologia, engenharia e desenvolvimento de software, com o objetivo de mitigar os riscos econômicos da atividade de exploração de hidrocarbonetos. Entretanto, ainda que o processo de formação de bacias sedimentares apresente alta complexidade, envolvendo diversos processos geológicos, a técnica empregada majoritariamente em análises numéricas para representar o comportamento tensãodeformação das rochas sedimentares consiste em uma lei empírica desenvolvida pelo geofísico Lawrence F. Athy na década de 1930, fundamentada em uma série de simplificações sobre o problema mecânico. Neste contexto, o presente trabalho avalia a capacidade de modelos constitutivos baseados na mecânica do contínuo: elástico, elastoplástico com superfície de escoamento aberta e elastoplástico com superfície de escoamento fechada de representar o comportamento mecânico de rochas sedimentares associado aos processos de deposição e compactação observados na BPSM, usando os dados do modelo empírico de Athy como referência. Após a investigação inicial, os modelos constitutivos são comparados à solução tradicional (Lei de Athy) na representação de outros processos geológicos (erosão, compressão tectônica e extensão tectônica) usando cenários simplificados, com a finalidade de projetar o impacto desse tipo de representação em uma análise convencional de BPSM. / [en] Basin and Petroleum System Modeling integrates sofisticated techniques from the fields of geology, engineering and software development, aiming to mitigate the economic risks presented in the exploration of hydrocarbons. Even though the formation of sedimentary basins presents a high level of complexity, involving several geological processes, the main technique applied to represent the tension-deformation behavior of sedimentary rocks in numerical analyses is an empirical law developed by geophysicist Lawrence F. Athy in the 1930s, based on a series of simplifications about the mechanical problem. In that context, this work evaluates the capability of constitutive models based on Continuum Mechanics: elastic, elastoplastic with an uncapped yield surface and elastoplastic with a capped yield surface to represent the mechanical behavior of sedimentary rocks associated with the deposition and compaction processes observed in BPSM, using the data from Athy s empirical model as reference. After the initial investigation, the constitutive models are compared to the traditional solution (Athy s Law) in the representation of other geological processes (erosion, tectonic compression and tectonic extension) using simplified scenarios to predict the impact of such models in conventional BPSM analyses.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / O trabalho teve como escopo a caracterização geológica, em termos estruturais e estratigráficos, do sistema petrolífero responsável pela ocorrência de óleos encontrados na Formação Rio Bonito, na região carbonífera de Santa Catarina. Atualmente, especula-se que a assinatura geoquímica destes óleos relaciona-se à Formação Irati associado a um modelo não convencional de geração, vinculando a maturação térmica à intrusão de diabásio, devido a um soterramento insuficiente da rocha geradora. Como a Formação Irati encontra-se posicionada estratigraficamente acima da Formação Rio Bonito, o sistema está associado a um forte controle estrutural para o modelo de migração. A preparação de um mapa geológico integrado para a área de estudo envolvendo dados geológicos de campo, dados aeromagnetométricos e informações de furos de sondagem permitiu um entendimento mais aprofundado do arcabouço tectônico-estratigráfico da região. Seções geológicas mostraram a presença de falhas de grandes rejeitos que promoveram um sistema de Horsts e Grabens relacionados às NE-SW e secundariamente a falhas E-W, que permitiram a colocação da Formação Irati em contato lateral ou em um posicionamento abaixo da Formação Rio Bonito. A partir das seções cronoestratigráficas elaboradas foi possível reconhecer prováveis selos, trapas estratigráficos e estruturais, associados ao sistema petrolífero Irati-Rio Bonito. A análise geoquímica (isótopos e biomarcadores) dos óleos coletados na Formação Rio Bonito apontaram que os mesmos estão associadas aos folhelhos do Membro Assistência da Formação Irati, por possuírem uma razão pristano/fitano menor que 1, gamacerano, e a presença de isoprenóides pentametileicosano (i-25) e esqualano (i-30). A partir de análises geoquímicas realizadas em extratos orgânicos extraídos de folhelhos da Formação Irati intrudidos por diabásio, obteve-se valores da relação entre biomarcadores correspondentes e valores de Ro que indicam que foi alcançado o pico de geração de óleo. Contudo, não há registro na área de estudo de um soterramento suficiente que favorecesse essa situação, levando-nos, assim, a acreditar em um modelo de geração não convencional, por meio da intrusão de diabásio nas rochas geradoras. O arcabouço estrutural e os óleos estudados na região sugerem um processo migratório de sudoeste para o nordeste, ao longo de um sistema de falhas NE-SW, encontradas na região, que foram geradas anteriormente ou concomitantemente ao derrame basáltico associado à Formação Serra Geral. / The work aims at the geological characterization of the structural and stratigraphic system responsible for the petroleum oils that occurs in Rio Bonito Formation, in the coalfield of Santa Catarina. Currently, it has been speculated that the geochemical signature of this oil is related to the Irati Formation associated with an unconventional model generation, by the thermal maturation of diabase intrusion, due to source rock insufficient burial. As the Irati is stratigraphically positioned above the Rio Bonito, the system is associated to a strong structural control for the migration model. The preparation of a geological map for the area that includes the geological field data, airborne magnetic data and drillhole information has enabled to a deep understanding of tectonic-stratigraphic region. Geological cross-sections showed the presence of faults that caused a system of grabens and horsts related to NE-SW faults and secondarily E-W that may have positioned the Irati Formation sidewise or below the Rio Bonito Formation. Cronostratigraphic sections made it possible to recognize seals, structural and stratigraphic traps associated with the petroleum system Irati-Rio Bonito. The geochemical analysis of the oil (isotopes and biomarkers) collected at the Rio Bonito Formation, indicated that they are associated with the Assistência Member shales (Irati Formation), by having the ratio pristane / phytane lower than 1, gammacerane, and the presence of isoprenoid pentametileicosano (i -25) and squalane (i-30). Geochemical analysis on organic extracts taken from Irati shales intruded by diabase, revealed Ro values that indicated peak oil generation was reached. However, there are no records in the study area about a sufficient burial favoring this situation, leading us, in this case, to believe in an unconventional generation model through the diabase intrusion in the source rocks. The structural and oil studied in the region suggest the existence of a migratory process from southwest to northeast along the NE-SW fault system that was generated previously the basalt floods associated with the Serra Geral Formation.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / O trabalho teve como escopo a caracterização geológica, em termos estruturais e estratigráficos, do sistema petrolífero responsável pela ocorrência de óleos encontrados na Formação Rio Bonito, na região carbonífera de Santa Catarina. Atualmente, especula-se que a assinatura geoquímica destes óleos relaciona-se à Formação Irati associado a um modelo não convencional de geração, vinculando a maturação térmica à intrusão de diabásio, devido a um soterramento insuficiente da rocha geradora. Como a Formação Irati encontra-se posicionada estratigraficamente acima da Formação Rio Bonito, o sistema está associado a um forte controle estrutural para o modelo de migração. A preparação de um mapa geológico integrado para a área de estudo envolvendo dados geológicos de campo, dados aeromagnetométricos e informações de furos de sondagem permitiu um entendimento mais aprofundado do arcabouço tectônico-estratigráfico da região. Seções geológicas mostraram a presença de falhas de grandes rejeitos que promoveram um sistema de Horsts e Grabens relacionados às NE-SW e secundariamente a falhas E-W, que permitiram a colocação da Formação Irati em contato lateral ou em um posicionamento abaixo da Formação Rio Bonito. A partir das seções cronoestratigráficas elaboradas foi possível reconhecer prováveis selos, trapas estratigráficos e estruturais, associados ao sistema petrolífero Irati-Rio Bonito. A análise geoquímica (isótopos e biomarcadores) dos óleos coletados na Formação Rio Bonito apontaram que os mesmos estão associadas aos folhelhos do Membro Assistência da Formação Irati, por possuírem uma razão pristano/fitano menor que 1, gamacerano, e a presença de isoprenóides pentametileicosano (i-25) e esqualano (i-30). A partir de análises geoquímicas realizadas em extratos orgânicos extraídos de folhelhos da Formação Irati intrudidos por diabásio, obteve-se valores da relação entre biomarcadores correspondentes e valores de Ro que indicam que foi alcançado o pico de geração de óleo. Contudo, não há registro na área de estudo de um soterramento suficiente que favorecesse essa situação, levando-nos, assim, a acreditar em um modelo de geração não convencional, por meio da intrusão de diabásio nas rochas geradoras. O arcabouço estrutural e os óleos estudados na região sugerem um processo migratório de sudoeste para o nordeste, ao longo de um sistema de falhas NE-SW, encontradas na região, que foram geradas anteriormente ou concomitantemente ao derrame basáltico associado à Formação Serra Geral. / The work aims at the geological characterization of the structural and stratigraphic system responsible for the petroleum oils that occurs in Rio Bonito Formation, in the coalfield of Santa Catarina. Currently, it has been speculated that the geochemical signature of this oil is related to the Irati Formation associated with an unconventional model generation, by the thermal maturation of diabase intrusion, due to source rock insufficient burial. As the Irati is stratigraphically positioned above the Rio Bonito, the system is associated to a strong structural control for the migration model. The preparation of a geological map for the area that includes the geological field data, airborne magnetic data and drillhole information has enabled to a deep understanding of tectonic-stratigraphic region. Geological cross-sections showed the presence of faults that caused a system of grabens and horsts related to NE-SW faults and secondarily E-W that may have positioned the Irati Formation sidewise or below the Rio Bonito Formation. Cronostratigraphic sections made it possible to recognize seals, structural and stratigraphic traps associated with the petroleum system Irati-Rio Bonito. The geochemical analysis of the oil (isotopes and biomarkers) collected at the Rio Bonito Formation, indicated that they are associated with the Assistência Member shales (Irati Formation), by having the ratio pristane / phytane lower than 1, gammacerane, and the presence of isoprenoid pentametileicosano (i -25) and squalane (i-30). Geochemical analysis on organic extracts taken from Irati shales intruded by diabase, revealed Ro values that indicated peak oil generation was reached. However, there are no records in the study area about a sufficient burial favoring this situation, leading us, in this case, to believe in an unconventional generation model through the diabase intrusion in the source rocks. The structural and oil studied in the region suggest the existence of a migratory process from southwest to northeast along the NE-SW fault system that was generated previously the basalt floods associated with the Serra Geral Formation.