Made available in DSpace on 2016-05-17T16:51:36Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2015-10-05. Added 1 bitstream(s) on 2016-05-17T16:55:21Z : No. of bitstreams: 1 000864321.pdf: 16362643 bytes, checksum: 02bbcbabc8201308fa1439822cc62a86 (MD5) / A Bacia de Pelotas representa uma área com potencial para a existência de hidrocarbonetos, embora não têm sido identificadas grandes acumulações de óleo ou gás. Um estudo de sistemas petrolíferos especulativos poderia contribuir para melhor caracterização e definição da capacidade da bacia para gerar e acumular hidrocarbonetos. O objetivo principal do trabalho é definir os sistemas petrolíferos especulativos que poderiam estar presentes na porção sul da Bacia de Pelotas para avaliar seu potencial para hidrocarbonetos. A bacia é composta por uma fase pré-rifte com unidades paleozoicas e mesozoicas da Bacia Paraná, uma fase sin-rifte vulcano-sedimentar do Cretáceo Inferior, e uma fase pós-rifte desenvolvida do Cretáceo ao Cenozoico, controlada pelas variações do nível do mar. A estratigrafia de sequências foi a metodologia utilizada para interpretar seções sísmicas 2D, permitindo delimitar sequências deposicionais, definir tratos de sistemas e identificar a distribuição dos elementos dos sistemas petrolíferos potenciais. Como resultado seis sistemas petrolíferos especulativos são propostos. O primeiro sistema é vinculado à fase pré-rifte, sendo representado pela rocha geradora marinha do Permiano Inferior e reservátorios associados a arenitos eólico-fluviais do Jurássico Superior. O segundo corresponde à fase sin-rifte, constituído por rocha geradora lacustre barremiana e tem como reservatórios arenitos alúvio-fluviais da mesma idade. O terceiro sistema apresenta como rocha geradora folhelhos marinhos aptiano-albianos depositados durante o primeiro evento oceânico anóxico do Cretáceo (OAE1) e tem reservatórios representados por arenitos eólicos do Barremiano associados aos Seaward Dipping Reflectors (SDRs). O quarto tem como rocha geradora os folhelhos do Aptiano-Albiano e como reservatórios turbiditos do Cretáceo Superior. No quinto sistema foram identificados como rocha geradora folhelhos... / The Pelotas Basin represents an area with potential for hydrocarbons; though still there have not been identified large oil and gas accumulations. A petroleum systems study could contribute to a better characterization and definition of the capacity of the basin to generate and accumulate hydrocarbons. The main purpose of this study is to define the speculative petroleum systems that could be present in the southern portion of the Pelotas Basin to evaluate its hydrocarbon potential. The basin includes a prerift phase that preserved Paleozoic and Mesozoic geological units of the Paraná Basin; an Early Cretaceous volcanic-sedimentary synrift phase and a Cretaceous to Cenozoic postrift controlled by successive transgressions and regressions of the sea level. Sequence stratigraphy was the methodology used to interpret 2D seismic sections, allowing to delimit depositional sequences, system tracts and identifying the distribution of the main elements of the potential petroleum systems. As a result six speculative petroleum systems are proposed. The first system is related to the prerift phase, being represented by a Lower Permian marine source rock and reservoirs related to aeolian and fluvial sandstones of Upper Jurassic age. The second one corresponds to the synrift phase, being constituted by a Barremian lacustrine source rock and presents alluvial and fluvial sandstones of the same age as reservoirs. The third system has as source rock postrift marine shales of aptian-albian age deposited during the first Oceanic Anoxic Event of the Cretaceous (OAE1) and reservoirs represented by Barremian aeolian sandstones related with the Seaward Dipping Reflectors (SDRs). The fourth system has the same Aptian-Albian marine shales as source rock and Upper Cretaceous turbidites as reservoirs. In the fifth proposed system were identified postrift cenomanian-turonian marine shales as source rocks and reservoirs associated with Upper Cretaceous to Cenozoic...

Orientador: José Alexandre de Jesus Perinotto / Banca: Maria Gabriela Castillo Vincentelli / Banca: Gerardo Veroslavsky Barbe / Resumo: A Bacia de Pelotas representa uma área com potencial para a existência de hidrocarbonetos, embora não têm sido identificadas grandes acumulações de óleo ou gás. Um estudo de sistemas petrolíferos especulativos poderia contribuir para melhor caracterização e definição da capacidade da bacia para gerar e acumular hidrocarbonetos. O objetivo principal do trabalho é definir os sistemas petrolíferos especulativos que poderiam estar presentes na porção sul da Bacia de Pelotas para avaliar seu potencial para hidrocarbonetos. A bacia é composta por uma fase pré-rifte com unidades paleozoicas e mesozoicas da Bacia Paraná, uma fase sin-rifte vulcano-sedimentar do Cretáceo Inferior, e uma fase pós-rifte desenvolvida do Cretáceo ao Cenozoico, controlada pelas variações do nível do mar. A estratigrafia de sequências foi a metodologia utilizada para interpretar seções sísmicas 2D, permitindo delimitar sequências deposicionais, definir tratos de sistemas e identificar a distribuição dos elementos dos sistemas petrolíferos potenciais. Como resultado seis sistemas petrolíferos especulativos são propostos. O primeiro sistema é vinculado à fase pré-rifte, sendo representado pela rocha geradora marinha do Permiano Inferior e reservátorios associados a arenitos eólico-fluviais do Jurássico Superior. O segundo corresponde à fase sin-rifte, constituído por rocha geradora lacustre barremiana e tem como reservatórios arenitos alúvio-fluviais da mesma idade. O terceiro sistema apresenta como rocha geradora folhelhos marinhos aptiano-albianos depositados durante o primeiro evento oceânico anóxico do Cretáceo (OAE1) e tem reservatórios representados por arenitos eólicos do Barremiano associados aos Seaward Dipping Reflectors (SDRs). O quarto tem como rocha geradora os folhelhos do Aptiano-Albiano e como reservatórios turbiditos do Cretáceo Superior. No quinto sistema foram identificados como rocha geradora folhelhos... / Abstract: The Pelotas Basin represents an area with potential for hydrocarbons; though still there have not been identified large oil and gas accumulations. A petroleum systems study could contribute to a better characterization and definition of the capacity of the basin to generate and accumulate hydrocarbons. The main purpose of this study is to define the speculative petroleum systems that could be present in the southern portion of the Pelotas Basin to evaluate its hydrocarbon potential. The basin includes a prerift phase that preserved Paleozoic and Mesozoic geological units of the Paraná Basin; an Early Cretaceous volcanic-sedimentary synrift phase and a Cretaceous to Cenozoic postrift controlled by successive transgressions and regressions of the sea level. Sequence stratigraphy was the methodology used to interpret 2D seismic sections, allowing to delimit depositional sequences, system tracts and identifying the distribution of the main elements of the potential petroleum systems. As a result six speculative petroleum systems are proposed. The first system is related to the prerift phase, being represented by a Lower Permian marine source rock and reservoirs related to aeolian and fluvial sandstones of Upper Jurassic age. The second one corresponds to the synrift phase, being constituted by a Barremian lacustrine source rock and presents alluvial and fluvial sandstones of the same age as reservoirs. The third system has as source rock postrift marine shales of aptian-albian age deposited during the first Oceanic Anoxic Event of the Cretaceous (OAE1) and reservoirs represented by Barremian aeolian sandstones related with the Seaward Dipping Reflectors (SDRs). The fourth system has the same Aptian-Albian marine shales as source rock and Upper Cretaceous turbidites as reservoirs. In the fifth proposed system were identified postrift cenomanian-turonian marine shales as source rocks and reservoirs associated with Upper Cretaceous to Cenozoic... / Mestre

Resumo: A presente pesquisa conta com uma área de estudo de 7.737 km2 na porção ojJshore da Bacia do Benin, localizada na Província do Golfo da Guiné, Margem Equatorial Africana, onde a lâmina da água varia de 100 a mais de 3.200 m, cobrindo basicamente o talude. Dados ísmicos 3D e 2D foram disponibilizados pela Compagnie Béninoise des Hydrocarbures(CBH SARL) para interpretação dos mesmos com o objetivo de caracterizar o arcabouço estrutural e estratigráfico da região, assim como avaliar o potencial do armazenamento de hidrocarboneto. Foi necessário o mapeamento dos horizontes sísmicos, a elaboração de mapas de contorno estrutural, de atributos sísmicos e de isópacas. A Bacia do Benin encontra-se entre as zonas de fratura de Romanche e Chain, correlata à Bacia do Ceará na Margem Equatorial Brasileira. Sua evolução tectono-sedimentar está condicionada à ruptura do Gondwana no Cretáceo Inferior, predominando estruturas da fase rifte relacionadas à distensão e transcorrência, a influência da transpressão é muito significativa no Cretáceo Superior. Destaca-se também uma tectônica gravitacional marcada por falhamentos dos níveis estratigráficos cenozóicos. A coluna sedimentar é representada por uma seção rifte continental limitada pela discordância do Meso-Albiano e outra pós-rifte marinha, do Albiano Superior ao Recente; sendo esta subdividida pela discordância do Oligoceno relacionada a uma queda eustática. A sedimentação está controlada pelo strends NE-SW e ENE-WSW, incluindo os canais submarinos. Os principais altos estruturais desta região já foram perfurados sem sucesso comercial, porém o potencial de acumulação de hidrocarbonetos é promissor, pelo menos dois grandes canais foram identificados no estudo em uma região cuja profundidade do fundo do mar é cerca de 2.200 m. Oportunidades... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Abstract: The present research has a study area of 7.737 km2 located in the offshore portion of Benin Basin in the Gulf of Guinea Province, African Equatorial Margin. The water depth ranges from 100 to more than 3.200 m, basically covering the slope. The Compagnie Béninoise des Hydrocarbures (CBH SARL) provided 3D and 2D seismic data in order to interpret and characterize the stratigraphic and structural frarnework, as well as to evaluate the petroleum exploration potential. To achieve the desired results, it was performed seismic horizons mapping, elaboration of structural outline, isopach and seismic attribute maps. Benin Basin is limited by Romanche and Chain fracture zones and is correlated to Ceará Basin in Brazilian Equatorial Margin. Its tectono-stratigraphic evolution was conditioned by the Gondwana break-up in the Lower Cretaceous and shows rift structures related to extension trike-slip tectonics. The transpression influence is very significant in the Upper Cretaceous. It is also highlighted a gravitational tectonic marked by normal faults in the Cenozoic level. The sedimentary package is represented by a continental rift section limited by a Mid-Albian unconformity and other marine post-rift sequence from Upper Albian to Recent; the last one can still be divided by the Oligocene unconformity. The sedimentation is controlled by NE-SW and ENE- WSW trends, including submarine channels in the Upper Cretaceous. The main structural traps weredrilled in the study area without commercial success. At least two great channels were identified in a region where the water depth is around 2.200 m. Roll-overs and minor channels opportunities in Paleogene and Neogene should also be considered. The pre-rift sequences of the study area are poorly recognized, the absence of well information in this interval and the low resolution of seismic data... (Complete abstract click electronic access below) / Orientador: Nelson Angeli / Coorientador: Maria Gabriela C. Vincetelli / Banca: George Luiz Luvizotto / Banca: Adilson Viana Soares Júnior / Mestre

Made available in DSpace on 2015-06-17T19:33:56Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2014-06-06. Added 1 bitstream(s) on 2015-06-18T12:47:48Z : No. of bitstreams: 1 000830228.pdf: 8182446 bytes, checksum: 1ce8eee86fe6fd98d945bdfe113ea487 (MD5) / Espessas acumulações lacustres de coquinas de bivalves de idade Jiquiá (Eoaptiano), Eocretáceo, fase rifte, Grupo Lagoa Feia, ocorrem na área sudoeste da Bacia de Campos e constituem reservatórios de hidrocarbonetos. Este estudo objetiva aprofundar a caracterização das fácies deposicionais e dos eventos diagenéticos associados às referidas coquinas, bem como definir os parâmetros controladores da qualidade permo-porosa do reservatório e o impacto das heterogeneidades deposicionais e diagenéticas na produção de óleo. Com base em análise de testemunhos, estudos petrográficos, informações petrofísicas, perfis de poços e no uso de analogias com unidades carbonáticas eocretácicas e recentes, obteve-se uma melhor compreensão dos processos deposicionais, estratigráficos e diagenéticos das coquinas, bem como de suas geometrias. A qualidade do reservatório das coquinas é controlada pela interação de múltiplas variáveis, incluindo fatores de natureza estrutural/tectônica (responsável pela criação de espaço de acomodação e aporte de siliciclastos), deposicional (textura, seleção, composição mineralógica, teor de matriz) e diagenética (cimentação, dissolução, soterramento e neomorfismo). Essas variáveis influenciaram a capacidade de armazenamento e de fluxo do reservatório, introduzindo heterogeneidades para o fluxo de fluidos dentro do reservatório. As 9 fácies carbonáticas lacustres reconhecidas foram agrupadas em três associações de fácies: fácies de alta energia compostas por rudstones e grainstones, fácies de moderada energia composta por packstones e floatstones e fácies de baixa energia representadas por wackestones e mudstones. Somente as fácies deposicionais de alta energia mostram condições favoráveis para o desenvolvimento de boa permo-porosidade. O reservatório carbonático das coquinas apresenta elevado grau de heterogeneidade vertical, gerada pela ciclicidade estratigráfica... / In southwestern area of Campos Basin, Brazil, thick lacustrine bivalve deposits of the Lagoa Feia Group (Rift Phase/Early Aptian) occur as petroleum reservoirs. This study aims to improve the characterization of the depositional facies and diagenetic events associated with the coquinas and to define the controlling parameters of the reservoir quality in terms of permeability and porosity; the impact of depositional and diagenetic heterogeneities in oil production is also subject to review. Based on data from rock studies, including core analysis, petrographic studies and petrophysical information, and using well logs and analogies with Cretaceous and Recent carbonate units, it was possible to get a better understanding of the depositional and diagenetic processes involving the coquinas, as well as their geometries. The reservoir quality is controlled by interaction of multiple variables, including structural/tectonic factors (responsible for the creation of accommodation space and supply of siliciclasts), depositional aspects (texture, sorting, mineralogical composition, content of matrix) and diagenetic processes (cementation, dissolution, burial and neomorfism). These variables influenced the storage and flow capacity of the reservoir, introducing heterogeneities and causing the fluid flow slow down or stop it within the reservoir. The nine lacustrine carbonate facies herein recognized were grouped into three facies associations: a. high energy facies composed by rudstones and grainstones; b. moderate energy facies represented by packstones and floatstones; and c. low energy facies including wackestones and mudstones. Only depositional facies of high-energy show favorable conditions for the development of good permeability/porosity. The coquina carbonate reservoir presents a high degree of vertical heterogeneity caused by stratigraphic cyclicity, wide textural variety associated to changes in the energy of the depositional environment...

Orientador: Dimas Dias-Brito / Coorientador: Marcelo Blauth / Banca: Joel Castro / Banca: Paulo Tibana / Resumo: Espessas acumulações lacustres de coquinas de bivalves de idade Jiquiá (Eoaptiano), Eocretáceo, fase rifte, Grupo Lagoa Feia, ocorrem na área sudoeste da Bacia de Campos e constituem reservatórios de hidrocarbonetos. Este estudo objetiva aprofundar a caracterização das fácies deposicionais e dos eventos diagenéticos associados às referidas coquinas, bem como definir os parâmetros controladores da qualidade permo-porosa do reservatório e o impacto das heterogeneidades deposicionais e diagenéticas na produção de óleo. Com base em análise de testemunhos, estudos petrográficos, informações petrofísicas, perfis de poços e no uso de analogias com unidades carbonáticas eocretácicas e recentes, obteve-se uma melhor compreensão dos processos deposicionais, estratigráficos e diagenéticos das coquinas, bem como de suas geometrias. A qualidade do reservatório das coquinas é controlada pela interação de múltiplas variáveis, incluindo fatores de natureza estrutural/tectônica (responsável pela criação de espaço de acomodação e aporte de siliciclastos), deposicional (textura, seleção, composição mineralógica, teor de matriz) e diagenética (cimentação, dissolução, soterramento e neomorfismo). Essas variáveis influenciaram a capacidade de armazenamento e de fluxo do reservatório, introduzindo heterogeneidades para o fluxo de fluidos dentro do reservatório. As 9 fácies carbonáticas lacustres reconhecidas foram agrupadas em três associações de fácies: fácies de alta energia compostas por rudstones e grainstones, fácies de moderada energia composta por packstones e floatstones e fácies de baixa energia representadas por wackestones e mudstones. Somente as fácies deposicionais de alta energia mostram condições favoráveis para o desenvolvimento de boa permo-porosidade. O reservatório carbonático das coquinas apresenta elevado grau de heterogeneidade vertical, gerada pela ciclicidade estratigráfica... / Abstract: In southwestern area of Campos Basin, Brazil, thick lacustrine bivalve deposits of the Lagoa Feia Group (Rift Phase/Early Aptian) occur as petroleum reservoirs. This study aims to improve the characterization of the depositional facies and diagenetic events associated with the coquinas and to define the controlling parameters of the reservoir quality in terms of permeability and porosity; the impact of depositional and diagenetic heterogeneities in oil production is also subject to review. Based on data from rock studies, including core analysis, petrographic studies and petrophysical information, and using well logs and analogies with Cretaceous and Recent carbonate units, it was possible to get a better understanding of the depositional and diagenetic processes involving the coquinas, as well as their geometries. The reservoir quality is controlled by interaction of multiple variables, including structural/tectonic factors (responsible for the creation of accommodation space and supply of siliciclasts), depositional aspects (texture, sorting, mineralogical composition, content of matrix) and diagenetic processes (cementation, dissolution, burial and neomorfism). These variables influenced the storage and flow capacity of the reservoir, introducing heterogeneities and causing the fluid flow slow down or stop it within the reservoir. The nine lacustrine carbonate facies herein recognized were grouped into three facies associations: a. high energy facies composed by rudstones and grainstones; b. moderate energy facies represented by packstones and floatstones; and c. low energy facies including wackestones and mudstones. Only depositional facies of high-energy show favorable conditions for the development of good permeability/porosity. The coquina carbonate reservoir presents a high degree of vertical heterogeneity caused by stratigraphic cyclicity, wide textural variety associated to changes in the energy of the depositional environment... / Mestre

Made available in DSpace on 2015-07-13T12:10:08Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2014-10-17. Added 1 bitstream(s) on 2015-07-13T12:25:44Z : No. of bitstreams: 1 000831076.pdf: 3456145 bytes, checksum: 4e2c8dea5dfcc79acc523e0e5c2de20d (MD5) / SCTC/CARMOD / Alguns dos depósitos carbonáticos do Grupo Macaé (Albiano), sobretudo na Formação Quissamã, correspondem a importantes reservatórios na Bacia de Campos. O problema fundamental na modelagem de reservatórios de hidrocarbonetos é a caracterização das heterogeneidades petrofísicas, as quais estão intimamente relacionadas à variabilidade temporal e espacial das propriedades sedimentológicas (modelo deposicional). Modelos anteriormente propostos para estas rochas mostram as fácies presentes e a variação lateral entre elas. No entanto, não detalham os processos deposicionais formadores destas fácies. Este trabalho tem como objetivo construir um modelo deposicional para os carbonatos do Grupo Macaé - englobando o intervalo superior da Fm. Quissamã e porção basal da Fm. Outeiro, em um total de cerca de 200 a 400 metros de espessura - em um campo petrolífero (área de 32km2) a sudoeste da Bacia de Campos. Os tipos de fácies e as associações de fácies (AF) foram definidos a partir da análise macroscópica de 320 metros de testemunhos, com auxílio da análise microscópica. A análise das 237 lâminas delgadas também possibilitou reconhecer a história diagenética das rochas estudadas. Foram geradas fácies a partir de perfis geofísicos (eletrofácies) pelo método de redes neurais segundo as aprendizagens supervisionada e não-supervisionada em 28 poços - de testemunhagem mais contínua, menos contínua e sem testemunhos. A partir do empilhamento das fácies definido nos testemunhos, foram interpretados ciclos em três diferentes hierarquias: alta, média e baixa frequência. Reconheceram-se onze fácies sedimentares: (A) grainstone oolítico, (B) grainstone oncolítico, (C) grainstone oncolítico peloidal, (D) packstone oncolítico bioclástico, (E) packstone peloidal bioclástico, (F) packstone bioclástico, (G) packstone/wackestone oolítico, (H) wackestone, (I) wackestone a pitonelídeos, (J) wackestone... / Carbonate rocks from the Macaé Group (Albian), particularly the Quissamã Formation, are important reservoirs of the Campos Basin. A fundamental problem related to modelling of hydrocarbon reservoirs is the characterization of petrophysical heterogeneties, which is closely related to temporal and spatial variability of sedimentological properties (i.e., depositional model). Geological models previously presented for Macaé Group rocks show facies and their lateral variation. On the other hand, those models lack information about depositional processes of these facies. This work presents depositional model for Macaé Group carbonates including the upper part of the Quissamã Formation and the lower part of the Outeiro Formation. The studied interval comprises a 200-400m thick section within an oil field located in southwest portion of the Campos Basin. Facies and facies associations (FA) were defined by macroscopic analyses of rocks (320m cores), supported by microscopic analyses. Electrofacies were created by supervised and unsupervised approaches in 28 wells. Distinct sedimentary cycles with three diferent scales (high, medium, low) were interpreted based on the vertical facies sucession. Eleven sedimentary facies were recognized: A) oolitic grainstone, (B) oncolitic grainstone, (C) oncolitic peloidal grainstone, (D) oncolitic bioclastic packstone, (E) peloidal bioclastic packstone, (F) bioclastic packstone, (G) oolitic packstone/wackestone, (H) wackestone, (I) pithonellids wackestone, (J) bioclastic wackestone with glauconite e (K) dolomite. Facies A to H represent rocks of the Quissamã Formation whereas facies I and J represent rocks of the Outeiro Formation. Facies association A+B (FA1) is related to deposition in shallow depths, above the fair weather wave base (FWWB). Facies C and D (FA2) were formed in waters slightly weaker or more sporadic than FA1, close to the FWWB. Facies association E+H (FA3) is related to calm waters... / SCTC/CARMOD: 2012/00174-6

Orientador: Dimas Dias Brito / Banca: Lucas Veríssimo Warren / Banca: Gilberto Athaide Albertão / Resumo: Alguns dos depósitos carbonáticos do Grupo Macaé (Albiano), sobretudo na Formação Quissamã, correspondem a importantes reservatórios na Bacia de Campos. O problema fundamental na modelagem de reservatórios de hidrocarbonetos é a caracterização das heterogeneidades petrofísicas, as quais estão intimamente relacionadas à variabilidade temporal e espacial das propriedades sedimentológicas (modelo deposicional). Modelos anteriormente propostos para estas rochas mostram as fácies presentes e a variação lateral entre elas. No entanto, não detalham os processos deposicionais formadores destas fácies. Este trabalho tem como objetivo construir um modelo deposicional para os carbonatos do Grupo Macaé - englobando o intervalo superior da Fm. Quissamã e porção basal da Fm. Outeiro, em um total de cerca de 200 a 400 metros de espessura - em um campo petrolífero (área de 32km2) a sudoeste da Bacia de Campos. Os tipos de fácies e as associações de fácies (AF) foram definidos a partir da análise macroscópica de 320 metros de testemunhos, com auxílio da análise microscópica. A análise das 237 lâminas delgadas também possibilitou reconhecer a história diagenética das rochas estudadas. Foram geradas fácies a partir de perfis geofísicos (eletrofácies) pelo método de redes neurais segundo as aprendizagens supervisionada e não-supervisionada em 28 poços - de testemunhagem mais contínua, menos contínua e sem testemunhos. A partir do empilhamento das fácies definido nos testemunhos, foram interpretados ciclos em três diferentes hierarquias: alta, média e baixa frequência. Reconheceram-se onze fácies sedimentares: (A) grainstone oolítico, (B) grainstone oncolítico, (C) grainstone oncolítico peloidal, (D) packstone oncolítico bioclástico, (E) packstone peloidal bioclástico, (F) packstone bioclástico, (G) packstone/wackestone oolítico, (H) wackestone, (I) wackestone a pitonelídeos, (J) wackestone... / Abstract: Carbonate rocks from the Macaé Group (Albian), particularly the Quissamã Formation, are important reservoirs of the Campos Basin. A fundamental problem related to modelling of hydrocarbon reservoirs is the characterization of petrophysical heterogeneties, which is closely related to temporal and spatial variability of sedimentological properties (i.e., depositional model). Geological models previously presented for Macaé Group rocks show facies and their lateral variation. On the other hand, those models lack information about depositional processes of these facies. This work presents depositional model for Macaé Group carbonates including the upper part of the Quissamã Formation and the lower part of the Outeiro Formation. The studied interval comprises a 200-400m thick section within an oil field located in southwest portion of the Campos Basin. Facies and facies associations (FA) were defined by macroscopic analyses of rocks (320m cores), supported by microscopic analyses. Electrofacies were created by supervised and unsupervised approaches in 28 wells. Distinct sedimentary cycles with three diferent scales (high, medium, low) were interpreted based on the vertical facies sucession. Eleven sedimentary facies were recognized: A) oolitic grainstone, (B) oncolitic grainstone, (C) oncolitic peloidal grainstone, (D) oncolitic bioclastic packstone, (E) peloidal bioclastic packstone, (F) bioclastic packstone, (G) oolitic packstone/wackestone, (H) wackestone, (I) pithonellids wackestone, (J) bioclastic wackestone with glauconite e (K) dolomite. Facies A to H represent rocks of the Quissamã Formation whereas facies I and J represent rocks of the Outeiro Formation. Facies association A+B (FA1) is related to deposition in shallow depths, above the fair weather wave base (FWWB). Facies C and D (FA2) were formed in waters slightly weaker or more sporadic than FA1, close to the FWWB. Facies association E+H (FA3) is related to calm waters... / Mestre