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.

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).

Orientadores: Sandro Guedes de Oliveira, Lúcia Duarte Dillon / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Física Gleb Wataghin / Made available in DSpace on 2018-08-17T17:53:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Abreu_ElitaSelmarade_M.pdf: 3986219 bytes, checksum: 3254aa4fe691af01904819c1fb348ada (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: O principal propósito dessa dissertação é estudar modelos de meio efetivo de física de rochas que conecte as propriedades petrofísicas e as propriedades elásticas, assim como a sua aplicação na investigação dessas propriedades em rochas carbonáticas. Inicialmente será feita uma introdução a alguns modelos de física de rochas para meio efetivo, conhecidos como modelo de Voigt-Reuss-Hill, modelo de Kuster & Toksöz, modelo Diferencial de Meio Efetivo e relação de Gassmann, com objetivo de estabelecer os parâmetros que serão medidos e utilizados no desenvolver do trabalho. Após essa parte introdutória, baseado no modelo de Xu-Payne, foram realizadas uma série de análises de atributos geométricos, como a distribuição de tipos de poros, obtidas através de lâminas petrográficas com intuito de descrever a correlação entre as propriedades petrofísicas e elásticas e assim poder calibrar o modelo teórico utilizado na predição dessas propriedades. Dessa forma, o modelo calibrado passa a desempenhar um papel mais condizente com o sistema poroso da rocha permitindo uma melhor correlação entre os parâmetros elásticos e petrofísicos. Os resultados obtidos mostram que a utilização da informação de lâminas petrográficas, na parametrização do modelo, torna o método mais robusto na predição e conexão das propriedades elásticas e petrofísicas de rochas carbonáticas, tornando confiável a mudança de escala rocha-perfil, bem como possibilitando a predição qualitativa de propriedade permo-porosas a partir da velocidade da rocha / Abstract: The main purpose of this dissertation is to study rock physics effective models that connect the petrophysics and elastic properties as well as its application on the investigation of these properties on carbonate rocks. Firstly, we make an introduction to some rock physics of effective models as: Voig-Reuss-Hill, Kuster&Toksöz, Differential Effective Medium, Gassmann¿s Relation, aiming at establishing the parameters that will be measured and used latter. After this introductory part and based on the Xu-Payne model, several geometric factors analysis was done like pore types distribution, obtained by thin sections, with the intention of describing the correlation between the petrophysics and elastic properties. In this way, the model becomes more compatible with the rock porous medium, allowing a better correlation between the petrophysics and elastic parameters. Our results show that using the thin section information on the model parametrization, the predictability and connectivity of petrophysics and elastic properties applied to carbonate rocks become more robust, making trustable the upscale rock-well log and also enabling the permo-porosity properties prediction, in a qualitative way, through the velocity measurements / Mestrado / Física / Mestra em Física

Orientadores: Alexandre Campane Vidal, Alexandre Xavier Falcão / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T17:02:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MingireanovFilho_Ivan_M.pdf: 33856245 bytes, checksum: 516137beeec348cf169f06272d16b0cb (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A caracterização de reservatórios é fundamental na construção do modelo geológico para a produção do campo. O melhoramento de técnicas matemáticas, que auxiliam a interpretação geológica, influencia diretamente o plano de desenvolvimento e gerenciamento dos poços. Nesse sentido, este trabalho utiliza uma aplicação inédita na caracterização de reservatórios da técnica de Transformada Imagem Floresta (Image Foresting Transform - IFT) em segmentação de imagens de rocha para a análise petrofísica. A técnica interpreta a imagem como um grafo, onde os pixels são os nós e os arcos são definidos por uma relação de adjacência entre os pixels. O custo de um caminho no grafo é determinado por uma função que depende das propriedades locais da imagem. As raízes da floresta surgem de um conjunto de pixels escolhidos como sementes e a IFT atribui um caminho de custo mínimo das sementes a cada pixel da imagem para gerar uma Floresta de Caminhos Ótimos (Optimum-Path Forest - OPF). Com isso, nas imagens de lâminas de arenito, os grãos são segmentados em relação ao poro e os grãos em contato são separados entre si. Com os resultados obtidos é possível o estudo da morfologia dos grãos e porosidade da amostra. O método consiste de dois processos principais, um totalmente automático para segmentar a imagem e outro que utiliza uma interface gráfica para permitir correções dos erros de classificação gerados pelo processo automático. A acurácia é medida comparando a imagem corrigida por interação do usuário com a segmentada automaticamente. Outra aplicação inédita apresentada no trabalho é a utilização do classificador supervisionado baseado em OPF para a classificação de dados de perfilagem geofísica do campo de Namorado / Abstract: The reservoir characterization is fundamental in the construction process of geological model for field production. The improvement of mathematical techniques that assist the geological interpretation, has a directly influence in the development plan and management of the wells. Accordingly, this study uses a novel application in reservoir characterization, Image Foresting Forest (IFT) technique to image segmentation of rock for petrophysical analysis. The IFT interprets an image as a graph, whose nodes are the image pixels, the arcs are defined by an adjacency relation between pixels, and the paths are valued by a connectivity function. The roots of forest are a set of pixels selected as seeds and the IFT assigns a minimum path-cost to each image pixel generation an Optimum-Path Forest (OPF). The result is a segmentation of grains from pore in sandstone thin section images and the separation of the touching grains automatically. This allows the study of grain morphology and sample porosity. The method consists of two major processes: first, a totally automatic image segmentation and second and user interaction to correct misclassified grains. The accuracy is computed comparing the corrected image by the user with the image segmented automatically. Another novel application presented in the work is the use of supervised classification based on OPF for classification of geophysical logging data from Campo de Namorado / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-20T08:21:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silveira_BrunoMarcodeOliveira_M.pdf: 1762377 bytes, checksum: cbdcb4c20dc00b869c37775090896cf4 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: As recentes descobertas do pré-sal no Brasil trouxeram novos desafios para as atividades de explotação de petróleo. Perfuração em formações carbonáticas apresentam grandes diferenças em relação a perfurações em rochas areníticas. Enquanto arenitos são mais homogeneos, rochas carbonáticas podem apresentar significativas variações em relação ao tamanho e à distribuição de poros, refletindo na produtividade de formação, como também na operação e manutenção de produção. A produtividade dos poços é avaliada logo após a perfuração dos mesmos, uma vez que danos à formação produtora podem alterar suas características originais. Diante disso, fluidos especificamente formulados para perfurar o reservatório, conhecidos como fluidos drill-in, vem sendo estudados com vistas à otimização da perfuração e à minimização de dano. Estes fluidos são desenvolvidos de acordo com as características do reservatório a ser perfurado e testes em laboratórios são necessários para que se possa adequar a formulação do fluido de perfuração com o menor custo, além de avaliar a invasão na rocha e verificar o possível dano residual para os fluidos candidatos. Este trabalho visa a comparação da invasão de fluidos drill-in e fluxo reverso de óleo em amostras de carbonatos e de arenitos de forma a avaliar a influência do tipo de rocha no dano à formação e sua interação com o fluido de perfuração testado. Os testes foram realizados usando dois aparatos experimentais diferentes, um para amostras com cerca de 7 cm de comprimento e outro para amostras medindo cerca de 30 cm, ambas com diâmetro de aproximadamente 3,7 cm. Os ensaios foram executados em amostras de carbonato e de arenito com permeabilidades absolutas ao gás semelhantes e submetendo-as ao respectivo protocolo de teste, cujas etapas incluíam a preparação das amostras, a caracterização de escoamento multifásico, a invasão com fluido de perfuração e o fluxo reverso de óleo. A invasão foi induzida por meio de um diferencial de pressão positivo através das amostras saturadas com óleo na condição de água conata, simulando o reservatório. O fluxo reverso ou deslocamento de óleo no sentido oposto ao de invasão representou a produção de óleo bem como a limpeza natural do reservatório. Durante a caracterização foi possível observar que as amostras de carbonatos utilizadas são menos molháveis à água em comparação aos arenitos. Com os resultados obtidos com o aparato utilizado para as amostras mais longas, foi possível identificar o deslocamento da frente de fluido invasor por meio dos pontos de medida de pressão distribuídos ao longo da amostra. A dinâmica de escoamento apontou que a invasão do fluido de perfuração foi mais rápida para as amostras de carbonatos em comparação com as amostras de arenito. Na etapa de fluxo reverso, pode-se observar que as amostras de carbonato apresentaram um retorno de produtividade maior e mais rápido relativamente aos arenitos / Abstract: The recent pre-salt discoveries in Brazil have brought new challenges to oil exploitation activities. Drilling in carbonate formations differs widely of drilling in sandstone rocks. While sandstones are more homogeneous, carbonate rocks are characterized by a large range of size and distribution of pores, which reflects in the reservoir productivity, as well as in the operation activities and production maintenance. The productivity and changes of original reservoir's characteristics due to formation damage are evaluated after drilling. Then fore, drilling fluids specifically designed to cross pay-zone, known as drill-in fluids, have been studied aiming at drilling optimization and damage minimizing. These fluids are developed according to the drilled reservoir characteristics and laboratory tests are performed to obtain proper drilling fluids formulations as fluid invasion and clean up are evaluated. The objective of this work is to compare drill-in fluids invasion (water-based polymer fluid) and backflow of oil in carbonates and sandstones samples to assess the rock type influence in damage formation and their interaction with the tested drilling fluid. Tests were run using two different apparatus, one for samples ~7,0 cm long and another for samples ~30 cm long, both with ~3,7 cm diameter. Lab tests were performed using carbonate and sandstone samples, with similar absolute permeability. These samples were submitted to a proper test protocol, that includes samples preparation, multiphase flow characterization, invasion and backflow processes. Damage formation was induced by injecting drill-in fluid with a positive differential pressure through samples saturated with oil and connate water, simulating the reservoir. Oil displaced in the opposite flow direction was performed to simulated natural cleanup or oil production. During the samples characterization, it was possible to observe that tested carbonate samples were less water wet than sandstones ones. From the results obtained with the apparatus used with longer samples, it was possible to identify the drill-in fluid displacement through pressure observation points distributed throughout the sample. The flow dynamics pointed out that the drilling fluid invasion was faster for carbonate samples comparing to sandstone samples. However, in backflow stage, a higher and faster productivity restoration was observed for carbonate samples than for sandstone ones / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-24T11:53:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Belila_AlineMariaPocas_M.pdf: 4962104 bytes, checksum: f61b885a8c2ed37b65751400d6efc90b (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A caracterização de reservatórios carbonáticos é um trabalho complexo devido a alta heterogeneidade dessas rochas. Com as recentes descobertas dos reservatórios barremianos/aptianos pertencentes a fase rifte da Bacia de Santos, observa-se a importância de novos estudos que auxiliem a interpretação e caracterização destes reservatórios. Com este propósito, foram estudadas sucessões carbonáticas aflorantes da Formação Morro do Chaves, Bacia de Sergipe-Alagoas, análogas aos reservatórios da Bacia de Santos. A caracterização destas rochas foi realizada através do estudo de afloramentos para avaliar aspectos de escala mais ampla e descrição petrográfica para identificação de características em micro-escala, visando a identificação das potenciais fácies reservatório com base nos dados petrofísicos. O espaço poroso foi caracterizado utilizando imagens de tomografia computadorizada de raios-x, determinando a heterogeneidade, anisotropia e volume elementar representativo das amostras. Para a utilização dos dados de tomografia, é proposto um novo método de segmentação de imagens tridimensionais baseado na rede neural de Self-Organizing Maps. A partir dos resultados, foram determinados o valor da porosidade absoluta e conectividade do espaço poroso, validando o método como uma ferramenta consistente para a análise quantitativa e qualitativa do espaço poroso em rochas heterogêneas / Abstract: The carbonate reservoir characterization is a complex activity due to the high heterogeneity of these rocks. The recent Barremian/Aptian reservoirs discoveries belonging to the rift phase of the Santos Basin, shows the importance of further studies to assist the reservoirs interpretation and characterization. For this purpose, outcropping carbonate successions of Morro do Chaves Formation in Sergipe-Alagoas Basin were studied, analogous to Santos Basin reservoirs. The rock characterization was developed through the study of outcrops to evaluate aspects of larger scale and petrographic description to assess micro-scale characteristics in order to identify of potential reservoir facies based on petrophysical data. The pore space was characterized using x-ray computed tomography images, determining the heterogeneity, anisotropy and representative elementary volume of the samples. For the tomography data, a new method is proposed for three-dimensional image segmentation based on neural network Self-Organizing Maps. From the results, we determined the absolute value of porosity and pore space connectivity, validating the method as a consistent tool for quantitative and qualitative analysis of the pore space in heterogeneous rocks / Mestrado / Geologia e Recursos Naturais / Mestra em Geociências

Orientadores: Alessandro Batezelli, Emilson Pereira Leite / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T22:53:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Grou_TomasManuelLampreia_M.pdf: 5454230 bytes, checksum: 980d2f25cdbda923232bb18aae1a7b34 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A interpretação de eletrofácies é uma ferramenta bastante utilizada no estudo de campos petrolíferos que se encontram numa fase inicial de exploração, e quando existe pouca informação geológica. A definição das eletrofácies resulta da interpretação dos perfis elétricos de poço, que por meio de diferentes ferramentas nos fornecem inúmeras informações de rocha. Esta metodologia foi aplicada à Formação Carapebus, que é descrita como sendo constituída por depósitos de águas profundas ¿ turbiditos, que se encontra localizada ao longo de toda a Bacia de Campos. Foi dada a informação para que o método não-supervisionado k-means subdividisse a informação dos perfis de poço em 4 clusters distintos. As 4 eletrofácies geradas ¿ reservatório, possível reservatório, cimentação e não reservatório, foram confrontadas com os perfis de porosidade, volume de argila, saturação em água e com os testemunhos de 3 dos 6 poços, permitindo validar a identificação das eletrofácies. A eletrofácies reservatório identificou as unidades arenosas; a eletrofácies possível reservatório identificou unidades arenosas com componente argilosa; a eletrofácies não reservatório identificou os intervalos com predominância de folhelhos na sua composição; e a eletrofácies cimentação identificou rochas carbonáticas e também intervalos de arenitos e folhelhos que se encontrassem com forte componente carbonática. A análise das associações de eletrofácies juntamente com as associações de fácies deste tipo de depósitos, permitiu enquadrar cada um dos 6 poços relativamente à sua posição no corpo turbidítico, aquando a deposição da Formação Carapebus. Os poços 4 e 6 apresenta uma associação de fácies com grandes pacotes de unidade mais arenosas sem intercalações de materiais mais finos, já os poços 1, 2, 3, e 5 apresentam associações de fácies com materiais finos intercalados com unidades mais arenosas. Assim, determinou-se a Formação Carapebus nos poços 4 e 6 se caracteriza por uma sedimentação mais proximal do corpo turbidítico ¿ transição de canal para lobo, e os poços 1, 2, 3, e 5 numa porção distal do corpo turbidítico ¿ fácies de lobos. A associação de fácies do poço 2 evidencia ainda a subsidência térmica que se iniciou durante o Eocêno, através da deposição de fácies de lobos em cima da associação de fácies de complexos de canais amalgamados, materializado a retrogradação sedimentar / Abstract: The interpretation of electrofacies are very useful during the initial phase of exploration of an oil field, which, normaly, have lack of geological information. Electrofacies result from the well log analysis, which provide a wide range of rock information due the existence of different tools. This methodology was applied at Carapebus Formation that is described in literature as a deep-water sedimentation ¿ turbidites, which can be found all along Campos Basin. The non-supervised method, k-means, received the input information to split the well log values in 4 different groups. This 4 electrofacies ¿ reservoir, possible reservoir, non-reservoir and cimentation was compared with the porosity, shale volume and water saturation logs and with the rock information from 3 of this 6 wells, allowing the validation of the electrofacies identification. Reservoir electrofacies identified sandstone bodies; possible reservoir identified the sandstone units with shale; Non-reservoir identified the shale rich units; and electrofacies cimentation identified the limestone rich units and sandstone and shale units with carbonatic influence. The interpretation of eletrofácies association with the facies association of this deposits lead to the position of the 6 wells inside the turbiditic body, during the deposition of Carapebus Formation. Well 4 and 6 have an facies association characterized by thick units of sandstone without shale intercalations, then wells 1 2, 3 and 5 present an facies association characterized by the intercalation of sand bodies with shale. With this information, Carapebus Formation at wells 4 and 6 it is represent by transictional deposits ¿ channel to lobe, and in wells 1, 2, 3 and 5 by lobe deposits. The facies association in well 2 provide an extra information, the evidence of thermal subsidence and consequent retrogradational sedimentation that started during the Eocene, and it is materialized by the deposition of lobe facies over the complex amalgamated channel facies / Mestrado / Mestre em Geociências

>Magister Scientiae - MSc / The area of concentration of this particular project is focused on the central part of the Bredasdorp Basin, block 9, offshore South Africa. Petrophysical evaluation of sandstone reservoirs of the F-0 tract offshore South Africa has been performed. The main aim of this study is to investigate the reservoir potential of this tract, using processed data of four wells which include; F-01, F-02, F-R1 and F-Sl. The data used for this evaluation include; wireline logs, conventional core data and special core analysis data (SCAL). Combining these laboratory results with wireline log examinations and core descriptions gives an idea of the sedimentary environment, sandstone properties and ultimately generates an effective model. Six facies were identified from the core, based on the grain size (facies 1, 2, 3, 4, 5 and 6). Facies 1 and 2 had the best reservoir rock qualities, whereas facies 3 to 6 are classified as poor or non - reservoir rock. These reservoirs are deposited in a shallow marine environment. Porosity and permeability are the two main properties which ultimately determine the quality of the reservoir. These two property measurements were taken from the routine core analysis and SCAL data and generated for the entire well using various methods. The Steiber equation was used to calculate the volume of clay from the gamma ray log. The average porosity for all four wells range between 0.5% to 17%. The minimum value recorded for permeability is 0.009mD and the maximum value is 235mD, even though permeability seems to have a broad range, the majority of the values recorded is less than lOmD. Based on these values, the reservoir rock properties are generally classified as moderate to fair. In some places, where the permeability is more than 100mD, the reservoir is classified as very good. Capillary pressure and conventional core data was compared to the log calculated water saturation models. The best fit model was the Indonesia model. The average water saturations range from 10% to 88 %. A total of eleven reservoir intervals were identified from the four wells based on the cut - off parameters. For an interval to be classified as a reservoir interval, the porosity should be equal or greater than 6%, water saturation equal or less than 35% and the volume of clay should be equal to or less than 40%. From the eleven intervals identified, four intervals contain gas and the remainder of the intervals identified are water bearing. The gross thickness of the reservoir ranges from 10m to 66m and net pay interval from 0.46m to 51.6m.

Many of Brazil\'s pre-salt basins are located in ultra-deep waters, and the high heterogeneities of its offshore carbonate reservoirs make the extraction of representative rock samples difficult, risky and expensive. Synthetic plugs are required to understand oilfield properties and the behavior of oil in reservoirs where natural plugs cannot be extracted. Specifically, in cases where it is necessary to reproduce representative mineralogical and petrophysical characteristics from carbonates reservoir, it is evident that there are a lack of publications focusing on synthetic plug construction. In this work, the construction of synthetic plugs is studied, using a combination of published methodologies to achieve an alternative construction of synthetic carbonate plugs for laboratory scale studies. The obtained plugs used a procedure based on disintegrated rock matrices with known particle sizes and particle size ratio, uniaxial compaction with controlled load force and velocity, CaCO3 solubility control by changing temperature and pH and bonding material. Consolidation, wettability and petrophysical properties of the synthetic plugs were evaluated to characterize them. Generally, it was observed that the porosity and permeability features of the synthetic plugs were within the range of carbonate reservoirs. However, without reproducing a heterogeneous pore structure normally present in natural samples. On the other hand, wettability properties of the resulted synthetic plugs were similar to the natural carbonate plugs. Further studies are necessary to obtain more similar chemical and petrophysical properties to the natural samples. / A localização em águas ultra profundas das reservas petrolíferas do pré-sal brasileiro e a alta heterogeneidade dos seus reservatórios carbonáticos dificultam a aquisição de uma amostra de rocha representativa, além de ser uma operação de risco e de alto dispêndio. Plugues sintéticos são utilizados para compreensão das propriedades dos campos petrolíferos e para avaliação do comportamento dos hidrocarbonetos em reservatórios onde plugues reais não podem ser adquiridos. Especificamente, nos casos onde são necessários reproduzir características representativas mineralógicas e petrofísicas dos reservatórios carbonáticos, sendo notório a falta de publicações voltada para construção de plugues sintéticos. No presente trabalho, estudou-se a construção de plugues sintéticos empregando metodologias já difundidas, visando a construção de plugues carbonáticos sintéticos para utilização em escala laboratorial. Os plugues obtidos foram construídos utilizando matrizes de rochas desintegradas com tamanhos e proporções de partículas conhecidos, compactação uniaxial com força e velocidades controladas e controle de solubilidade de CaCO3, variando apenas temperatura, pH e proporções de material cimentante. Foram avaliadas as propriedades petrofísicas, a molhabilidade e a consolidação dos plugues sintéticos para posterior caracterização dos mesmos. Comumente, observou-se que os valores de porosidade e permeabilidade dos plugues sintéticos se encontravam dentro do intervalo de valores obtidos em reservatórios carbonáticos reais. No entanto, não reproduziram a estrutura heterogênea dos poros, normalmente presente em amostras de rochas naturais. Em contrapartida, as propriedades de molhabilidade dos plugues sintéticos se apresentaram análogas aos plugues de rochas carbonáticas naturais. Estudos complementares são necessários para obtenção de propriedades químicas e petrofísicas mais próximas das amostras reais.

Many of Brazil\'s pre-salt basins are located in ultra-deep waters, and the high heterogeneities of its offshore carbonate reservoirs make the extraction of representative rock samples difficult, risky and expensive. Synthetic plugs are required to understand oilfield properties and the behavior of oil in reservoirs where natural plugs cannot be extracted. Specifically, in cases where it is necessary to reproduce representative mineralogical and petrophysical characteristics from carbonates reservoir, it is evident that there are a lack of publications focusing on synthetic plug construction. In this work, the construction of synthetic plugs is studied, using a combination of published methodologies to achieve an alternative construction of synthetic carbonate plugs for laboratory scale studies. The obtained plugs used a procedure based on disintegrated rock matrices with known particle sizes and particle size ratio, uniaxial compaction with controlled load force and velocity, CaCO3 solubility control by changing temperature and pH and bonding material. Consolidation, wettability and petrophysical properties of the synthetic plugs were evaluated to characterize them. Generally, it was observed that the porosity and permeability features of the synthetic plugs were within the range of carbonate reservoirs. However, without reproducing a heterogeneous pore structure normally present in natural samples. On the other hand, wettability properties of the resulted synthetic plugs were similar to the natural carbonate plugs. Further studies are necessary to obtain more similar chemical and petrophysical properties to the natural samples. / A localização em águas ultra profundas das reservas petrolíferas do pré-sal brasileiro e a alta heterogeneidade dos seus reservatórios carbonáticos dificultam a aquisição de uma amostra de rocha representativa, além de ser uma operação de risco e de alto dispêndio. Plugues sintéticos são utilizados para compreensão das propriedades dos campos petrolíferos e para avaliação do comportamento dos hidrocarbonetos em reservatórios onde plugues reais não podem ser adquiridos. Especificamente, nos casos onde são necessários reproduzir características representativas mineralógicas e petrofísicas dos reservatórios carbonáticos, sendo notório a falta de publicações voltada para construção de plugues sintéticos. No presente trabalho, estudou-se a construção de plugues sintéticos empregando metodologias já difundidas, visando a construção de plugues carbonáticos sintéticos para utilização em escala laboratorial. Os plugues obtidos foram construídos utilizando matrizes de rochas desintegradas com tamanhos e proporções de partículas conhecidos, compactação uniaxial com força e velocidades controladas e controle de solubilidade de CaCO3, variando apenas temperatura, pH e proporções de material cimentante. Foram avaliadas as propriedades petrofísicas, a molhabilidade e a consolidação dos plugues sintéticos para posterior caracterização dos mesmos. Comumente, observou-se que os valores de porosidade e permeabilidade dos plugues sintéticos se encontravam dentro do intervalo de valores obtidos em reservatórios carbonáticos reais. No entanto, não reproduziram a estrutura heterogênea dos poros, normalmente presente em amostras de rochas naturais. Em contrapartida, as propriedades de molhabilidade dos plugues sintéticos se apresentaram análogas aos plugues de rochas carbonáticas naturais. Estudos complementares são necessários para obtenção de propriedades químicas e petrofísicas mais próximas das amostras reais.