Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-28T12:56:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dominguez_LuciaGarcia_M.pdf: 8169227 bytes, checksum: 3b6d0e210f4dc8a2db3d9f8b9f93f6c0 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A capacidade de armazenamento de hidrocarbonetos no reservatório depende do tipo de rocha e da estrutura dos poros. Uma das propriedades rocha-fluido mais estudadas é a permeabilidade relativa, ou seja, a medida da resistência ao escoamento que um fluido apresenta na presença de outro. A permeabilidade relativa é essencial para a avaliação dos processos de recuperação de hidrocarbonetos e previsão do escoamento multifásico de fluidos através do reservatório. A permeabilidade relativa depende de outros parâmetros que têm sido estudados por especialistas durante os últimos anos, como saturação dos fluidos, molhabilidade, tensão interfacial, estrutura porosa, temperatura, heterogeneidades e vazão de deslocamento. Em relação ao efeito da vazão de deslocamento na permeabilidade relativa, muitas pesquisas têm sido realizadas sem conseguir um acordo. Por tanto, a principal motivação deste estudo é a falta de conformidade na literatura. O foco do trabalho é encontrar se existe dependência da permeabilidade relativa com a vazão e avaliar este efeito em óleos de diferentes viscosidades. Foram realizados quinze testes de deslocamento em regime transiente a temperatura e vazão constantes. Os experimentos de laboratório foram executados com três plugues, cortados a partir de uma amostra única de rocha carbonática e saturados com três óleos de viscosidades diferentes, respetivamente. Foram utilizadas três vazões diferentes para cada amostra, que correspondem aos valores mínimo, máximo e intermediário de acordo o critério de dos Santos et al (1997) que visa balancear as forças viscosas, capilares e gravitacionais. Estas vazões foram variadas começando pela maior e diminuindo até a menor e posteriormente revertendo o ciclo, para observar se a sequência seguida influencia nos resultados. A análise dos resultados foi realizada mediante o método de Johnson-Bossler-Naumann para calcular as permeabilidades relativas ao óleo e à água. Sob as condições dos testes realizados, observou-se que as saturações e permeabilidades dos pontos terminais bem como as curvas de permeabilidade relativa, dependem da vazão. Além disso, pode-se observar que as variações foram diferentes dependendo da viscosidade do óleo utilizado. Deste modo, o óleo de menor viscosidade sempre se comportou de modo contrário ao de maior viscosidade e a mistura dos outros dois teve um comportamento intermediário. Este comportamento tem sido atribuído, nos óleos mais viscosos, a um aumento no ângulo de contato e consequente diminuição do número capilar em resposta à vazão mais elevada. Já nos óleos menos viscosos, a vazão não altera significativamente o ângulo de contato e, portanto, o número capilar aumenta com a vazão. Estas diferenças na variação do número capilar, dependendo do óleo utilizado, podem gerar as tendências diferentes nos resultados e explicar o desacordo na literatura / Abstract: The storability of hydrocarbons in the reservoir is dependent upon the rock formation and the pore structures. One of the main important rock-fluid property is the relative permeability, a measure of the flow resistance of one fluid in the presence of another one into the rock. Relative permeability depends on other parameters which have been studied by researchers during the years like fluid properties and saturation, wettability, interfacial tension, porous structure, temperature, heterogeneity and flow rate. Many researchers have focused on flow rate influence in relative permeability curves without obtaining agreement. Therefore, the main motivation for this study is the lack of conformity in the literature. The focus of the work is to find whether there is dependence of relative permeability with the flow and evaluate this effect in oils of different viscosities. Fifteen transient displacement tests were performed at constant temperature and flow rate. The laboratory experiments were performed with three plugs, cut from a single sample of carbonate rock and saturated with three fluids of different viscosities, respectively. Three different flow rates were used for each sample, corresponding to the minimum, maximum and intermediate according to dos Santos et al criterion (1997) which aims to balance the viscous, capillary and gravitational forces. These flow rates were varied starting with the largest and decreasing to the smallest, and subsequently reversing the cycle, to see if the next sequence influences the results. Experimental results were analyzed using JBN method (Johnson-Bossler-Naumann) to calculate oil and water relative permeability curves. Under the studied circumstances, it was observed that the end point saturations and permeabilities and the relative permeability curves depend on the flow rate. Moreover, variations were different depending on the viscosity of the oil used. Thus, the lower viscosity oil will always behave in a contrary manner to the higher viscosity and the mixture of the other two had an intermediate performance. This behavior has been attributed, for more viscous oils, to an increment in contact angle and thus diminution in the capillary number in response to the higher flow. Nevertheless in lower viscous oils, the flow rate does not alter significantly the contact angle and thus the capillary number increases with flow rate. These differences in the variation of the capillary number depending on the oil used may generate the differences on the results trends and explain the disagreement in the literature / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Dimas Dias Brito / Banca: René Rodrigues / Banca: Ricardo Latgé Milward de Azevedo / Resumo: Calcários marinhos neoaptianos-eoalbianos das bacias da Margem Leste Brasileira registram as fases iniciais de instalação do primitivo Oceano Atlântico Sul (AS). Associações fossilíferas e assinaturas geoquímicas presentes nestas rochas apontam para influência de águas do paleoceano Tétis sobre este mar restrito, com preservação de matéria orgânica e bioeventos de foraminíferos planctônicos associados. O intervalo Aptiano superior-Albiano inferior é marcado por mudanças climáticas e paleoceanográficas responsáveis por perturbações no ciclo global do carbono e sua investigação no AS e correlação com seções contemporâneas possibilitam melhor compreensão e definição temporal dos processos atuantes neste contexto, fundamentais para exploração petrolífera. Este trabalho apresenta o estudo quimioestratigráfico e microfaciológico de uma seção distal do Grupo Macaé (Neoaptiano-Cenomaniano), Bacia de Campos, visando à caracterização paleoambiental e correlações globais para a base desta unidade. O estudo microfaciológico envolveu petrografia e catodoluminescência óptica, análises em MEV/EDS, enquanto a quimioestratigrafia utilizou isótopos de C, O e Sr, elementos maiores, menores e traços, COT e pirólise. Os resultados permitiram a divisão da seção em seis unidades informais, I-VI (base para o topo), associadas às formações Quissamã e Outeiro, que registram o progressivo afogamento da plataforma e clima mais úmido. O estudo microfaciológico das unidades I e III identificou seis microfácies, agrupadas em cinco associações microfaciológicas dispostas em modelo de rampa carbonática. As microfácies correspondentes à Unidade I (CCB e C*CB), compostas por wackestones e packstones bioclásticos ricos em organismos bentônicos, foram dispostas em rampa protegida/interbanco e flancos de banco (AM-1 e AM-2, respectivamente), como ambiente mais proximal e oxigenado. As microfácies da Unidade III... / Abstract: Late Aptian-Early Albian marine limestones from the basins of eastern Brazilian Continental Margin record the early stages of the South Atlantic Ocean (SA). Fossil assemblages and geochemical signatures of these rocks indicate marine incursions from Tethys paleocean in this restricted sea, with organic-rich sediments and planktic foraminiferal bioevents registered. The Late Aptian-Early Albian transition is marked by paleoclimatic and paleoceanographic changes which resulted in global carbon cycle perturbations. The investigation of this interval at the SA and its stratigraphic correlation with coeval sections promote a better understanding and temporal definition of the geological processes that occurred in this setting, which are fundamental to petroleum exploration. This work presents the chemostratigraphy and microfacies analysis of a distal section of the Macaé Group (Late Aptian-Cenomanian), in Campos Basin, focusing on the paleoenvironmental characterization and global correlations to the base of this unit. The study of microfacies was carried out by petrography, cathodoluminescence and SEM/EDS analysis. The chemostratigraphy encompassed C, O and Sr isotopes, major, minor and trace elements, TOC and pyrolysis analysis. The results allowed the section division into six informal units, I to IV (bottom to the top), and its association with Quissamã and Outeiro formations, which record a gradual platform drowning and more humid climate conditions. Six microfacies were identified in units I and III, which were grouped in five microfaciological associations in a carbonate ramp model. In unit I, the microfacies are composed by benthic-dominated wackestones and packstones (CCB and C*CB) deposited on the inner-ramp/inter-bank and its flanks (AM-1 and AM-2, respectively), in a proximal and oxygenated environment. The microfacies from unit III (CPP, C*PP and C*RP) are composed by planktic-dominated mudstones and wackestones, deposited on the... / Mestre

Orientador: Mario Luis Assine / Coorientador: Lucas Veríssimo Warren / Banca: Almério Barros França / Banca: Bernardo Taváres Freitas / Resumo: As bacias cretáceas do Nordeste do Brasil, como as do Tucano, Araripe e Grajaú, tiveram sua gênese associada ao processo de abertura do oceano Atlântico Sul. Os depósitos aptianos das bacias do Araripe e Grajaú são comumente correlacionados aos depósitos que originaram as grandes acumulações de hidrocarbonetos do pré-sal. Na Bacia do Tucano essa sucessão também se encontra preservada e constitui importante registro desta fase da evolução da margem atlântica sul-americana. A Serra do Tonã é uma feição geomorfológica em forma de mesa que se destaca do relevo dissecado com mergulho suave característico da bacia. Esta conformação se deve à existência de duas camadas carbonáticas posicionadas na base e no topo da mesa que são responsáveis por sustentar o relevo. Os dois intervalos carbonáticos, de caráter único na bacia, são separados por sucessões siliciclásticas que compõem a Formação Marizal e apesar de constituir registro ímpar de sedimentação mista siliciclástico-carbonática, não foram devidamente estudados quanto a seus aspectos sedimentológicos e estratigráficos. A análise pormenorizada da sucessão mista da Serra do Tonã permitiu a identificação de duas sequências deposicionais com padrão de afinamento textural em direção ao topo e limitadas por discordâncias regionais. A Sequência Deposicional 1 (SD1) assenta-se em discordância sobre os sedimentos da fase rifte e é marcada por arenitos e conglomerados aluviais da porção inferior da Formação Marizal, com indicadores de paleofluxo com rumo sul/sudeste. A SD1 apresenta padrão de afinamento textural para o topo. Arenitos intercalam-se com lamitos e siltitos até o contato desses com carbonatos microbiais, bioclásticos e mudstones. Estes depósitos são interpretados como associados a ambiente lacustre raso ... (Resumo completo acesso eletrônico abaixo) / Abstract: The Northeast Brazilian Cretaceous Basins as Tucano, Araripe and Grajaú had their origin in the breakup events responsible for the opening of the South Atlantic Ocean. Aptian deposits of Araripe and Grajaú basins are commonly related to hydrocarbon-rich accumulation in the Santos and Campos basins. In the Tucano Basin the pre-salt succession is also present and constitutes an important register of this phase in the South-American Atlantic Margin. The Serra do Tonã Plateau is a geomorphological feature called mesa that highlights in the dissected relief of the Tucano Basin. The table morphology is preserved because of two carbonate-rich intervals, one in the base, and another one in the top of the plateau. These two carbonate intervals are unique in the basin, and are separated by thick siliciclastic successions named Marizal Formation. Despite the exceptional preservation of the carbonate-silisiclastic, little attention has been given to its sedimentology and stratigraphy. Two finning upward depositional sequences separated by regional unconformities were identified in the mixed carbonate-siliciclastic succession of the Serra do Tonã Plateau. The Depositional Sequence 1 (DS1) initiate after an erosive period that marks the end of the rift phase. The DS1 is marked by alluvial sandstones and conglomerates from the lower portion of the Marizal Formation, with paleocurrent data indicating south-southeast transport. In the top of DS1 the sandstones texturally fines upward and are interbedded with shales up tp their contact with microbial and bioclastic carbonates, and mudstones. These deposits are interpreted as associated with shallow lakes of elevated salinity. Above the carbonates there is a thick layer of lacustrine shales. In the upper portion of the shales there is evidence of subaerial exposure, with ... (Complete abstract click electronic access below) / Mestre

[pt] Reservatórios carbonáticos respondem por mais de 50 por cento da produção mundial de hidrocarbonetos. No Brasil, ganharam mais importância com o descobrimento do Pré-Sal, em 2006. A principal ferramenta de previsão e gerenciamento de reservatórios é a simulação numérica que, tradicionalmente, tem na compressibilidade do poro o único parâmetro geomecânico. Normalmente é adotado apenas um valor, mantido constante, deste parâmetro para todo o reservatório. Porém, a rocha-reservatório sofre deformações durante a explotação do campo, as quais induzem redução da porosidade e permeabilidade. Enquanto o primeiro efeito não é bem representado pela compressibilidade, o segundo não sofre qualquer alteração. Além disso, cada fácies tem um comportamento tensão versus deformação diferente. Por isso a importância de se fazer modelagens acopladas de fluxo e geomecânica em que cada tipo de rocha é representado individualmente. Visando essas análises integradas, mas sem aumento do custo computacional, utiliza-se o pseudoacoplamento, o que permite que esses modelos sejam usados de forma rotineira pelos engenheiros de reservatórios. Esse tipo de acoplamento atualiza a porosidade e a permeabilidade com base em tabelas que relacionam poropressão com multiplicadores de porosidade e permeabilidade. Visando uma boa representação do comportamento da rocha-reservatório, as tabelas de pseudoacoplamento são elaboradas com base em ensaios mecânicos laboratoriais realizados com amostras do próprio campo, representativas de cada fácies. São realizadas análises comparativas utilizando modelos homogêneos e heterogêneos, variando o tipo de representação da geomecânica, que pode ser através da compressibilidade ou do pseudoacoplamento. Conhecidos os efeitos geomecânicos da compactação, a etapa final desta metodologia consiste no estudo de um modelo que visa atenuá-los. / [en] Carbonate reservoirs are responsible for over 50 per cent of world hydrocarbon production. In Brazil, they started to gain more importance after the Pre-Salt discovery, in 2006. The main method to predict and manage reservoirs is numerical simulation in which, traditionally, the only geomechanical parameter is the rock compressibility. Usually it is adopted one single value for the whole model, which is kept constant. During exploitation, though, the reservoir-rock deforms, causing porosity and permeability reduction. While the first effect is not well predicted by rock compressibility, the second is simply kept constant. Besides that, each facies has its own stress-strain behavior. That is why it is so important to model the reservoir flow coupled to geomechanics representing each rock type in a single layer. With the aim of obtaining these integrated analyses, but without additional computational cost, the pseudo-coupling is used, which lets such models to be ran on day-by-day basis by reservoir engineers. This kind of coupling updates both porosity and permeability based on tables that correlate porepressure and porosity and permeability multipliers. In order to have the mechanical behavior of the reservoir-rock well represented, the pseudo-coupling tables are elaborated based on laboratory mechanical tests with samples from the same field to be modeled. In this way, each facies represented on the model has its own table that takes to reservoir simulation the geomechanical effects through porosity and permeability variation. Comparative analyses are done using homogeneous and heterogeneous models, varying the type of geomechanical representation, through rock compressibility or pseudo-coupling. Once known the compaction geomechanical effects, it is simulated a model that tries to attenuate them.

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

Resumo: Bivalves fósseis são comuns em rochas siliciclásticas e carbonáticas das formações Teresina e Rio do Rasto (Permiano Médio/Superior), Bacia do Paraná. Entretanto, a gênese das camadas de conchas carbonáticas ainda é pouco conhecida. Cinco camadas de calcários do centro-sul e norte do Estado do Paraná foram selecionados para estudo tafonômico: dois grainstones oolíticos a bivalves (Prudentópolis) e um grainstone a peloides e bivalves com intraclastos e oncoides (Rio Preto) da Formação Teresina; um packstone e um wackestone a bivalves e oncoides (Ribeirão Claro) da Formação Rio do Rasto. As camadas carbonáticas (≤ 45 cm de espessura), estão intercaladas entre rochas pelíticas, possuem contato basal erosivo, quantidade variável de intraclastos pelíticos, valvas caoticamente distribuídas com gradação vertical descontínua e empacotamento denso a disperso. As conchas encontram-se desarticuladas, comumente fragmentadas, às vezes incrustadas por cianobactérias, e correspondem a espécies alóctonas que viviam em substratos distintos. As assembléias de bivalves representam, portanto, tanatocenoses em tempestitos proximais amalgamados, gerados em água rasa com frequentes modificações por bioturbação e baixa taxa de sedimentação. A presente pesquisa corrobora outras evidências de que acumulações de conchas paleozóicas em mares epicontinentais resultaram de história tafonômica complexa com acentuada mistura temporal e espacial dos bioclastos sob influência de tempestades / Abstract: Bivalve fossils are common in siliciclastic and carbonate rocks of the Teresina and Rio do Rasto formations (Middle to Late Permian), Paraná Basin. However, little is known about shell concentrations in carbonates. Five limestone beds in south-central and northern Paraná State were selected for a taphonomic study: two oolite-bivalve grainstones at Prudentópolis and one peloid-bivalve grainstone with intraclasts and oncoids at Rio Preto, from Teresina Formation; one packstone and one wackestone with bivalves and oncoids at Ribeirão Claro, from Rio do Rasto Formation. The limestone beds (≤ 45 cm thick) are intercalated with pelitic rocks; the basal contact is sharp and erosive, with variable amount of pelitic intraclasts. Shells are randomly oriented (many nested/stacked), showing dense to disperse packing, and discontinuous grading. The shells are disarticulated, commonly fragmented, sometimes encrusted by stromatolites, and correspond to allochthonous specimens winnowed from distinct life-substrates. The bivalve concentrations were generated in shallow water settings punctuated by storms, under very low sedimentation rates, with frequent intrastratal bioturbation. Hence, the concentrations are amalgamated proximal tempestites. This work corroborates previous evidences that Paleozoic shell beds from the epeiric seas have complex taphonomic histories and result from strong temporal/spatial mixing of bioclasts under storm influence / Orientador: Rosemarie Rohn Davies / Coorientador: Marcello Guimarães Simões / Banca: Joel Carneiro de Castro / Banca: Sabrina Coelho Rodrigues / Mestre

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:26:13Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2009-10-05Bitstream added on 2014-06-13T19:54:17Z : No. of bitstreams: 1 neves_jp_me_rcla.pdf: 9688721 bytes, checksum: e459ad8bf7d442ee8695ccc1b4c3da9f (MD5) / Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) / Bivalves fósseis são comuns em rochas siliciclásticas e carbonáticas das formações Teresina e Rio do Rasto (Permiano Médio/Superior), Bacia do Paraná. Entretanto, a gênese das camadas de conchas carbonáticas ainda é pouco conhecida. Cinco camadas de calcários do centro-sul e norte do Estado do Paraná foram selecionados para estudo tafonômico: dois grainstones oolíticos a bivalves (Prudentópolis) e um grainstone a peloides e bivalves com intraclastos e oncoides (Rio Preto) da Formação Teresina; um packstone e um wackestone a bivalves e oncoides (Ribeirão Claro) da Formação Rio do Rasto. As camadas carbonáticas (≤ 45 cm de espessura), estão intercaladas entre rochas pelíticas, possuem contato basal erosivo, quantidade variável de intraclastos pelíticos, valvas caoticamente distribuídas com gradação vertical descontínua e empacotamento denso a disperso. As conchas encontram-se desarticuladas, comumente fragmentadas, às vezes incrustadas por cianobactérias, e correspondem a espécies alóctonas que viviam em substratos distintos. As assembléias de bivalves representam, portanto, tanatocenoses em tempestitos proximais amalgamados, gerados em água rasa com frequentes modificações por bioturbação e baixa taxa de sedimentação. A presente pesquisa corrobora outras evidências de que acumulações de conchas paleozóicas em mares epicontinentais resultaram de história tafonômica complexa com acentuada mistura temporal e espacial dos bioclastos sob influência de tempestades / Bivalve fossils are common in siliciclastic and carbonate rocks of the Teresina and Rio do Rasto formations (Middle to Late Permian), Paraná Basin. However, little is known about shell concentrations in carbonates. Five limestone beds in south-central and northern Paraná State were selected for a taphonomic study: two oolite-bivalve grainstones at Prudentópolis and one peloid-bivalve grainstone with intraclasts and oncoids at Rio Preto, from Teresina Formation; one packstone and one wackestone with bivalves and oncoids at Ribeirão Claro, from Rio do Rasto Formation. The limestone beds (≤ 45 cm thick) are intercalated with pelitic rocks; the basal contact is sharp and erosive, with variable amount of pelitic intraclasts. Shells are randomly oriented (many nested/stacked), showing dense to disperse packing, and discontinuous grading. The shells are disarticulated, commonly fragmented, sometimes encrusted by stromatolites, and correspond to allochthonous specimens winnowed from distinct life-substrates. The bivalve concentrations were generated in shallow water settings punctuated by storms, under very low sedimentation rates, with frequent intrastratal bioturbation. Hence, the concentrations are amalgamated proximal tempestites. This work corroborates previous evidences that Paleozoic shell beds from the epeiric seas have complex taphonomic histories and result from strong temporal/spatial mixing of bioclasts under storm influence

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-27T00:58:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 VidalVargas_JanethAlina_D.pdf: 6980631 bytes, checksum: 2e858ba97bc5f6f4bb3b1a075776555f (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: O conhecimento dos fenômenos físicos envolvidos no transporte de fluidos no meio poroso é muito importante para o projeto e o sucesso dos processos de recuperação melhorada de petróleo. O deslocamento miscível é um dos métodos mais eficientes de recuperação melhorada de petróleo. O parâmetro mais relevante na eficiência do deslocamento miscível é a dispersão, que controla a evolução da zona de mistura dos dois fluidos e a propagação do fluido injetado. Neste trabalho é desenvolvido e avaliado um modelo matemático para o deslocamento miscível 1-D em meios heterogêneos. O modelo, referido como modelo de concentração total (MCT) é desenvolvido com base na equação de convecção-dispersão (ECD) considerando a interação entre a rocha e os fluidos. Os parâmetros fenomenológicos envolvidos no MCT são o coeficiente de dispersão, o coeficiente de transferência de massa, a porosidade efetiva do meio poroso no momento de deslocamento e a fração de soluto que é depositada ou retirada do meio poroso. Estes parâmetros podem ser determinados por meio de ajustes multiparâmétricos do modelo aos dados obtidos em laboratório. Para avaliar a aplicação do modelo MCT foram realizados dois experimentos A e B, cada um formado por 4 e 5 testes de deslocamento respectivamente. Os testes de deslocamento utilizaram duas salmouras e foram realizados empregando-se uma rocha carbonática. A evolução das concentrações ao longo do meio poroso foi medida por Tomografia Computadorizada de Raios-X (TC). A grande quantidade de dados dos perfis de concentração determinados a partir das imagens da TC do Experimento A foi analisada e ajustada utilizando-se o modelo MCT por meio do método metaheurístico de recozimento simulado (Simulated Annealing, SA). O procedimento de ajuste global, considerando todas as curvas do histórico de concentração, foi utilizado para a determinação dos parâmetros governantes dos fenômenos envolvidos. A quantidade de dados utilizados e a robustez do método permitiu um ajuste muito bom do modelo aos dados experimentais. Determinou-se um coeficiente de dispersão de aproximadamente 0,01cm2/s para vazão de 1 cm3/min e 0,05 cm2/s para vazão de 5 cm3/min. Foram avaliados também os parâmetros de transferência de massa e interação do fluido com o meio poroso. O Experimento B foi realizado com a finalidade de comprovar a deposição de soluto enquanto o fluido se deslocava através da amostra de rocha. No modelo MCT, este fenômeno foi quantificado por meio do parâmetro fr. Os perfis de concentração do Experimento B foram medidos na entrada, ao longo da amostra (rocha) e na saída. A partir desses perfis, foi realizado um balanço de massa para avaliar a fração de deposição de soluto (fr) formulada e determinada a partir do MCT. Os valores de fr obtidos foram de 0,2 a 0,4, que são valores coerentes com os resultados obtidos com o modelo MCT / Abstract: The knowledge of the physical phenomena involved in fluid transport in porous medium is very important for the design and successful execution of oil enhanced recovery processes. Miscible displacement is one of the most efficient recovery methods. Dispersion is a key phenomenon in miscible displacement. It controls the evolution of the mixing zone of both fluids and the propagation of injected fluid. The present study focuses on the development and evaluation of a mathematical model for the 1-D miscible and active displacement in an intrinsically heterogeneous porous media. The model, referred to as total concentration model (TCM), is developed based on the convection-dispersion equation (CDE) considering the interaction between rock and fluids. The phenomenological parameters involved in TCM are the dispersion coefficient, the mass transfer coefficient, the effective porosity of the porous medium at the time of the displacement and the amount of solute that is deposited or removed from the porous medium. These parameters may be better determined through multiparametric matching of the model to the data obtained in the laboratory. In order to evaluate the application of the TCM model, two sets of experiments (A and B), totaling 9 tests, were carried out. The tests were conducted with two brines displaced in carbonate rock samples. The concentration evolution along the porous medium was measured by X-Ray Computed Tomography (CT). The vast amount of data from the concentration profiles determined from the CT images from set A was analyzed and matched to the TCM model through the simulated annealing metaheuristic method (Simulated Annealing, SA). The global matching procedure, considering all curves in the concentration history, was used to determine the governing parameters for the involved phenomena. The amount of data used and the robustness of the method allowed a very good matching of the model to the experimental data. A dispersion coefficient of 0.01cm2/s for a 1 cm3/min flow rate; and 0.05 cm2/s for a 5 cm3/min flow rate was determined. The parameters of mass transfer and of the fluid interaction with the rock porous structure were also evaluated. Experiment B was carried out in order to double check solute deposition while flowing through the rock sample. In the TCM model, the phenomenon was quantified by the fr parameter. The concentration profiles of Experiment B were measured at the input, along the rock sample and at the output. From these profiles a mass balance was carried out to evaluate the fraction of solute deposited (fr) during the experiment. The determined values for fr were 0.2 to 0.4, figures that are consistent with the results obtained with the TCM matching procedure / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânic e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T08:43:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Melani_LeandroHartleben_M.pdf: 3371940 bytes, checksum: aa652f57862226b62a1290a140070c87 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A análise petrofísica é essencial para caracterização de reservatórios de hidrocarboneto, fornecendo parâmetros para avaliação do potencial econômico do campo. Este estudo foi realizado em um reservatório carbonático fraturado da Formação Quissamã, Bacia de Campos, composto predominantemente por calcarenitos e calcirruditos da Formação Quissamã, o qual foi denominado de Campo B. Este reservatório é essencialmente microporoso, com porosidade média a alta (15-30%) e, em geral, apresenta baixa permeabilidade de matriz (0,1-10 mD). As relações petrofísicas podem ser bastante complexas em reservatórios carbonáticos, em função da maior heterogeneidade na distribuição de fácies e porosidade nestas rochas. O grau de complexidade torna-se ainda mais elevado para o caso de reservatórios fraturados. Foi desenvolvido neste estudo um fluxo de trabalho para caracterização petrofísica da matriz deste reservatório carbonático, através da utilização de dados de perfis elétricos e de plugues. O objetivo do trabalho foi identificar possíveis comportamentos de fluxo distintos e definir regiões do campo com provável contribuição de fluxo intergranular. Para isto, é indispensável entender a relação entre os controles geológicos e o comportamento dinâmico do reservatório. A partir da análise das propriedades petrofísicas da matriz foram reconhecidas duas regiões do reservatório com comportamentos de fluxo distintos, diretamente influenciados pela heterogeneidade do sistema poroso. Na área sul foi constatado baixíssima permeabilidade de matriz, decorrente do amplo predomínio de microporosidade, que confere esta característica de fluxo às rochas. Na área norte foram observados os melhores índices de permeabilidade de matriz para o campo, associados à contribuição de fluxo intergranular, devido à preservação de porções significativas de macroporosidade original. As altas taxas de produtividade registradas nos dados de produção para poços da região sul indicam a presença de fraturas. O sistema de fraturas tem pequeno impacto sobre a porosidade total deste reservatório, porém tem grande contribuição para o regime de fluxo, desempenhando um importante papel na produção comercial do campo. Foi investigado também o impacto associado aos parâmetros de Archie - coeficientes de cimentação (m) e saturação (n) - no cálculo de saturação de água (Sw) para este reservatório carbonático fraturado. Para investigar este impacto foram gerados e comparados quatro cenários de Sw baseados em valores de m e n distintos. Foram realizadas três análises principais: (I) valores de Sw e espessura porosa com óleo (HPhiSo) foram comparados para cada cenário. Os resultados mostraram considerável variação nos valores obtidos para ambos os parâmetros (Sw - HPhiSo). (II) Análise baseada nos valores de corte e Net Pay. Foi observado que os valores de corte devem ser redefinidos de acordo com a variação da curva de saturação de água, para que seja mantida a mesma espessura de Net Pay em um dado reservatório. (III) Análise da influência dos valores de corte individual e global na variação de espessura de Net Pay foi avaliada para todos os poços para o cenário C2. Variações pequenas indicam que um valor de corte global é válido para este campo. Os resultados do estudo mostram que valores imprecisos dos parâmetros de Archie podem conduzir a erros na avaliação de reservas / Abstract: Petrophysical analysis plays a vital role in reservoirs characterization, providing parameters to assess the economic potential of the field. This study was performed in a fractured carbonate reservoir of Quissamã Formation, Campos Basin, mostly composed of calcarenites and calcirudites of Quissamã Formation, which it was named Field B. This reservoir is essentially microporous, characterized by medium to high porosity (15-25%) and, in general, low matrix permeability (0.1-10 mD). The petrophysical relationships can be considerably complex in carbonate reservoirs, due to the greater heterogeneity in facies and porosity distribution of these rocks. The complexity became even higher in particular case of fractured reservoirs. It was developed in this paper a general workflow for petrophysical characterization of this Albian carbonate reservoir, using well log data and plugs samples. The goals of this paper were to identify different flow behaviors and to define areas of the field with possible intergranular flow contribution. It is extremely important therefore to understand the relationship between the geological controls and the dynamic behavior of the reservoir. The petrophysical analysis of matrix properties enabled to recognize two reservoir zones with distinct flow behaviors, directly influenced by the porous system heterogeneity. In the southern area it was found very low matrix permeability, due to the large occurrence of microporosity. In the northern area it were found the best matrix permeability values of B Field, related to the contribution of intergranular flow due to the original macroporosity preservation. The high initial production rates obtained from production data of wells located in the southern portion indicate the presence of fractures. The fracture system has a small impact on the percentage of total reservoir porosity, but it has a large contribution to the flow domain, playing an important role in the commercial production of the field. It was also investigated the impact associated with Archie?s parameters - Cementation Factor (m) and Saturation Exponent (n) - in the determination of water saturation (Sw) in this fractured carbonate reservoir. To investigate this impact, four Sw scenarios were generated by applying different m and n values and compared with one another. Three main analyses were performed according to m and n variations: (I) the average values of Sw and Hydrocarbon Pore Volume Height (HPhiSo) were compared for each scenario. The results showed a considerable variation in the average values for both. (II) The second analysis was based on the cut-off and Net Pay values. The results showed that cut-off values must be changed according to the variation given by a water saturation curve, whatever the Sw scenario, in order to keep the same Net Pay values. (III) The differences between global and individual cut-offs on Net Pay thickness were analyzed for all wells for the scenario C2. Insignificant variations indicate that a global cut-off value is acceptable for this field. The results show that inaccurate values of Archie?s parameters can lead to gross errors in reserves evaluation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo