O presente trabalho analisa os reservatórios turbidíticos do Campo de Namorado, Bacia de Campos – RJ, com a apresentação de um novo modelo evolutivo para o intervalo entre o Albiano superior e Cenomaniano, na área do referido campo. As ferramentas utilizadas neste estudo consistiram da interpretação sísmica em ambiente tridimensional com o software VoxelGeo®, e da análise faciológica junto à perfilagem de poços do referido campo. A análise desenvolvida permitiu a individualização e a posterior visualização tridimensional de um paleocanal meandrante na base do intervalo estudado, feição esta até então não relatada em interpretações anteriores neste reservatório. Como resultado das análises sísmicas e faciológicas, foi possível elaborar um modelo deposicional, onde foram definidos quatro sistemas turbidíticos distintos, inclusos em duas seqüências de 3ª Ordem. Esses sistemas turbidíticos estariam, portanto, associados às seqüências de 4ª Ordem, que são interpretadas como parasseqüências, inseridas nos dois ciclos de 3ª Ordem. As seqüências de 3ª Ordem, que englobam os reservatórios do Campo de Namorado, representariam intervalos de alta freqüência no registro estratigráfico, dentro do contexto de afogamento (2ª Ordem) da Bacia de Campos. Pelas características da calha deposicional observada para o Campo de Namorado, é possível concluir que o sistema, como um todo, foi depositado em um complexo de canais, junto a sistemas de frentes deltaicas. Esses canais, provavelmente, foram esculpidos por fluxos hiperpicnais, formados a partir de inundações catastróficas. As informações provenientes deste estudo, proporcionaram uma melhor compreensão da gênese dos depósitos turbidíticos, acumuladores de hidrocarbonetos, no intervalo estudado, e cuja ocorrência está relacionada com etapas de rebaixamento relativo do nível do mar. / This work deals with the geometry and genesis of turbidite reservoirs in the Namorado Field, Campos Basin, Rio de Janeiro. An alternative evolution model for this field in the interval Upper Albian to Cenomanian is presented. 3D seismic interpretation with VoxelGeo® software and facies analyses using well log profiles data are applied to this study. These provide the necessary constraints to identify and obtain a three-dimensional visualization of a sinuous paleochannel at the base of the interval studied. This paleochannel has not been visualized by the earlier interpretations of this reservoir. In addition to the seismic analyses and facies analyses, a depositional model is developed with four distinct turbidite systems in two 3rd order sequences. These turbidite systems are therefore associated with 4th order sequences, which are interpreted as parasequences, as part of the two cycles in the 3rd order sequence. The 3rd sequences that contain the reservoirs of the Namorado Field, represent high frequency intervals in the stratigraphic record, in a drowning context (2nd order) of the Campos Basin. Based on the characteristics observed in the depositional system of the Namorado Field, it is assumed that a channel complex arrangement for the whole system was developed. These channels were formed by hyperpicnal fluxes, after catastrophic inundations at the deltaic front system. The data presented herein provide a more advanced model and understanding of the genesis of hydrocarbon accumulation in the studied interval, mainly in the turbidite deposits, whose occurrences are related to stages of relative lowering of sea level.

O presente trabalho analisa os reservatórios turbidíticos do Campo de Namorado, Bacia de Campos – RJ, com a apresentação de um novo modelo evolutivo para o intervalo entre o Albiano superior e Cenomaniano, na área do referido campo. As ferramentas utilizadas neste estudo consistiram da interpretação sísmica em ambiente tridimensional com o software VoxelGeo®, e da análise faciológica junto à perfilagem de poços do referido campo. A análise desenvolvida permitiu a individualização e a posterior visualização tridimensional de um paleocanal meandrante na base do intervalo estudado, feição esta até então não relatada em interpretações anteriores neste reservatório. Como resultado das análises sísmicas e faciológicas, foi possível elaborar um modelo deposicional, onde foram definidos quatro sistemas turbidíticos distintos, inclusos em duas seqüências de 3ª Ordem. Esses sistemas turbidíticos estariam, portanto, associados às seqüências de 4ª Ordem, que são interpretadas como parasseqüências, inseridas nos dois ciclos de 3ª Ordem. As seqüências de 3ª Ordem, que englobam os reservatórios do Campo de Namorado, representariam intervalos de alta freqüência no registro estratigráfico, dentro do contexto de afogamento (2ª Ordem) da Bacia de Campos. Pelas características da calha deposicional observada para o Campo de Namorado, é possível concluir que o sistema, como um todo, foi depositado em um complexo de canais, junto a sistemas de frentes deltaicas. Esses canais, provavelmente, foram esculpidos por fluxos hiperpicnais, formados a partir de inundações catastróficas. As informações provenientes deste estudo, proporcionaram uma melhor compreensão da gênese dos depósitos turbidíticos, acumuladores de hidrocarbonetos, no intervalo estudado, e cuja ocorrência está relacionada com etapas de rebaixamento relativo do nível do mar. / This work deals with the geometry and genesis of turbidite reservoirs in the Namorado Field, Campos Basin, Rio de Janeiro. An alternative evolution model for this field in the interval Upper Albian to Cenomanian is presented. 3D seismic interpretation with VoxelGeo® software and facies analyses using well log profiles data are applied to this study. These provide the necessary constraints to identify and obtain a three-dimensional visualization of a sinuous paleochannel at the base of the interval studied. This paleochannel has not been visualized by the earlier interpretations of this reservoir. In addition to the seismic analyses and facies analyses, a depositional model is developed with four distinct turbidite systems in two 3rd order sequences. These turbidite systems are therefore associated with 4th order sequences, which are interpreted as parasequences, as part of the two cycles in the 3rd order sequence. The 3rd sequences that contain the reservoirs of the Namorado Field, represent high frequency intervals in the stratigraphic record, in a drowning context (2nd order) of the Campos Basin. Based on the characteristics observed in the depositional system of the Namorado Field, it is assumed that a channel complex arrangement for the whole system was developed. These channels were formed by hyperpicnal fluxes, after catastrophic inundations at the deltaic front system. The data presented herein provide a more advanced model and understanding of the genesis of hydrocarbon accumulation in the studied interval, mainly in the turbidite deposits, whose occurrences are related to stages of relative lowering of sea level.

O presente trabalho analisa os reservatórios turbidíticos do Campo de Namorado, Bacia de Campos – RJ, com a apresentação de um novo modelo evolutivo para o intervalo entre o Albiano superior e Cenomaniano, na área do referido campo. As ferramentas utilizadas neste estudo consistiram da interpretação sísmica em ambiente tridimensional com o software VoxelGeo®, e da análise faciológica junto à perfilagem de poços do referido campo. A análise desenvolvida permitiu a individualização e a posterior visualização tridimensional de um paleocanal meandrante na base do intervalo estudado, feição esta até então não relatada em interpretações anteriores neste reservatório. Como resultado das análises sísmicas e faciológicas, foi possível elaborar um modelo deposicional, onde foram definidos quatro sistemas turbidíticos distintos, inclusos em duas seqüências de 3ª Ordem. Esses sistemas turbidíticos estariam, portanto, associados às seqüências de 4ª Ordem, que são interpretadas como parasseqüências, inseridas nos dois ciclos de 3ª Ordem. As seqüências de 3ª Ordem, que englobam os reservatórios do Campo de Namorado, representariam intervalos de alta freqüência no registro estratigráfico, dentro do contexto de afogamento (2ª Ordem) da Bacia de Campos. Pelas características da calha deposicional observada para o Campo de Namorado, é possível concluir que o sistema, como um todo, foi depositado em um complexo de canais, junto a sistemas de frentes deltaicas. Esses canais, provavelmente, foram esculpidos por fluxos hiperpicnais, formados a partir de inundações catastróficas. As informações provenientes deste estudo, proporcionaram uma melhor compreensão da gênese dos depósitos turbidíticos, acumuladores de hidrocarbonetos, no intervalo estudado, e cuja ocorrência está relacionada com etapas de rebaixamento relativo do nível do mar. / This work deals with the geometry and genesis of turbidite reservoirs in the Namorado Field, Campos Basin, Rio de Janeiro. An alternative evolution model for this field in the interval Upper Albian to Cenomanian is presented. 3D seismic interpretation with VoxelGeo® software and facies analyses using well log profiles data are applied to this study. These provide the necessary constraints to identify and obtain a three-dimensional visualization of a sinuous paleochannel at the base of the interval studied. This paleochannel has not been visualized by the earlier interpretations of this reservoir. In addition to the seismic analyses and facies analyses, a depositional model is developed with four distinct turbidite systems in two 3rd order sequences. These turbidite systems are therefore associated with 4th order sequences, which are interpreted as parasequences, as part of the two cycles in the 3rd order sequence. The 3rd sequences that contain the reservoirs of the Namorado Field, represent high frequency intervals in the stratigraphic record, in a drowning context (2nd order) of the Campos Basin. Based on the characteristics observed in the depositional system of the Namorado Field, it is assumed that a channel complex arrangement for the whole system was developed. These channels were formed by hyperpicnal fluxes, after catastrophic inundations at the deltaic front system. The data presented herein provide a more advanced model and understanding of the genesis of hydrocarbon accumulation in the studied interval, mainly in the turbidite deposits, whose occurrences are related to stages of relative lowering of sea level.

A Formação Candeias (PACK & ALMEIDA, 1945) pertencente ao Grupo Santo Amaro, consiste em arenitos e folhelhos do período Cretáceo e corresponde aos primeiros depósitos da abertura plena do rifte da Bacia do Recôncavo. A idade destes sedimentos varia do Berriasiano médio ao Valanginiano inferior (~143M. a.), com uma amplitude temporal de 4,5 M.a. e uma espessura média de 1000 m. Localiza-se no andar Rio da Serra, e os sedimentos são interpretados como lacustres e depósitos de corrente de turbidez, da fase de clímax do Rifte (PROSSER, 1993), possuindo um papel muito importante na historia do desenvolvimento da extração de petróleo e gás na Bacia do Recôncavo, pois os folhelhos desta formação são as rochas geradoras desta bacia, e os arenitos são importantes reservatórios de hidrocarbonetos. Entender os processos sedimentológicos desta formação, bem como sua evolução estratigráfica, ainda é um desafio, pois a maioria das informações provém de dados indiretos (sísmica, perfis elétricos e dados de produção de petróleo), já que os afloramentos são escassos. Assim, os estudos das rochas de testemunhos seriam os dados diretos principais e aqui explorados. A área de estudo está localizada no compartimento estrutural denominado Borda Nordeste da Bacia do Recôncavo, e abrange os campos de Rio Itariri, Fazenda Bálsamo e Riacho da Barra, que estão alinhados ao longo da Falha de Salvador (borda falhada do rifte) no Patamar de Patioba. O sistema deposicional é interpretado como lacustre com depósitos arenosos provenientes de corrente de turbidez, é composto principalmente por pelitos, heterolitos, arenitos arcoseanos (FOLK, 1968) e arenitos híbridos (ZUFFA, 1980). Os fluxos turbiditicos são interpretados como resultado da desestabilização do talude lacustre em período de atividade tectônica intensa. Durante o período de quiescência tectônica, a maior parte da sedimentação é atribuída a rochas pelíticas. Estes depósitos podem ser correlacionados em toda a borda nordeste e os pelitos possuem uma boa resposta em perfis elétricos e sísmica. A estratigrafia de sequências (ES) em bacias tipo rifte pode utilizar os mesmos critérios dos utilizados em bacias intracratônicas ou de margem passiva, porém deve-se levar em conta a intensa atividade tectônica atuante, como propõem Prosser, (1993) e Martins - Neto & Catuneanu (2010). A metodologia utilizada baseia-se identificar tendências Transgressiva – Regressiva (T-R) segundo Embry & Johannenessen (1992), de 3ª e 4ª ordens e, a partir destas, identificar as principais superfícies estratigráficas. Foram assim, identificadas cinco superfícies estratigráficas (duas superfícies de inundação máxima (SIM) e três limites de sequência (LS)) para as três sequências deposicionais, denominadas como Sequencia I, Sequencia II e Sequencia III. Estas superfícies permitiram correlacionar os depósitos arenosos, utilizando os perfis elétricos (Raios Gama, Resistividade e densidade-neutrão). Para isso, foram descritos 1430m de testemunhos, 54 lâminas petrográficas, feita a interpretação sísmica dos horizontes estratigráficos de duas sísmicas 3D, análises geoquímica de minerais pesados, análise de palinofácies e geoquímica orgânica, de seis poços dos três campos em estudo. A análise estratigráfica e sedimentológica baseou-se na correlação rocha x perfil destes poços, descrição granulométrica e interpretação das fácies, suas associações e petrofácies. As fácies arenosas são descritas como arenitos finos a grossos, com estratificação plana paralela a cruzada de baixo ângulo, muitas vezes com fluidização e carga e maciços. Estas fácies estão relacionadas à fácies de canais turbidíticos ou a lobos turbidíticos proximais. Heterolitos e arenitos muito finos com ripples de corrente e intensa fluidização e pelitos cinza laminados e maciços estão relacionados a lobos turbidíticos distais ou a depósitos de fundo de bacia. A análise petrográfica dos arenitos revelou que estes são essencialmente arcoseanos, e com presença abundante de bioclastos de ostracodes, oncolitos, além de pelóides e alguns aloquímicos indiferenciados, para sequencia I, e fragmentos de rocha metamórfica, ígnea e sedimentar, além de cristais de carbonato, fosfatos e intraclasto lamoso, para a sequência II. Calcita, calcita ferrosa, dolomita, dolomita ferrosa e são os principais cimentos encontrados provavelmente devido à dissolução dos aloquímicos carbonáticos. Porém os processos diagenéticos mais frequentes são a autigênese de sílica gerando crescimento de quartzo e albita. Muitos destes processos diagenéticos podem contribuir para redução substancial da porosidade primária e permeabilidade, porém quando a principal porosidade (primária intergranular) está combinada com a secundária (dissolução de feldspatos ou bioclastos gerando porosidade móldica ou intragranular), pode melhorar consideravelmente a porosidade destes arenitos. As características permoporosas melhores estão localizadas na sequência II, porém os reservatórios mais extensos, e de boa correlação lateral estão na sequência I, isso de dá pelo fato da sequencia I ter sido depositada em um ambiente desconfinado, e a sequencia II estar numa região mais confinada. Além da sequencia I ter sofrido maior processo de diagênese que a sequencia II, resultado provavelmente da cimentação de carbonato abundante neste intervalo estratigráfico e autigênese de sílica nos grãos de quartzo. Porém a porosidade secundária gerada pela dissolução dos constituintes carbonáticos e feldspato, proporcionou um aumento desta porosidade. A análise de palinofácies e geoquímica orgânica revelaram um aumento de fitoclastos para o topo da formação, o que indica que estes ficam cada vez mais continentais e com influencia fluvial mais acentuada. A intensa concentração de matéria orgânica resultando em um COT alto corresponde as SIM, reconhecidas em perfil e sísmica, sendo estes os intervalos Geradores da Bacia. Os dados de geoquímica dos minerais pesados permitiu reconhecer a existência de duas proveniências diferentes para os arenitos da sequencia I e sequência II, com base na assembleia de minerais pesados e principalmente pelos índices de Ar e Titanio+Zr. Revela ainda que a sequência I corresponde a sedimentos de segundo ciclo, ou seja, a retrabalhamento de rochas sedimentares preexistentes, e a grande quantidade de granada em todo o poço revela que estas rochas sofreram pouco processo de intemperismo, com rápida erosão e deposição. A importância dos estudos sedimentológicos e estratigráficos em escala de campo é principalmente para a previsão das fácies e sistema deposicional e consequentemente do reservatório encontrado. Sob o ponto de vista da ocorrência de reservatórios, estas correlações são muito importantes, pois permitem realizar previsões destes depósitos, e das suas fácies. / Candeias Formation (PACK & ALMEIDA, 1945) is belonging to the Santo Amaro Group, and consisting in sandstones and shales of the Cretaceous period and corresponds to the first deposit of the Rift phase from Recôncavo Basin. The age of these sediments varies from Medium Berriasian to lower Valanginian (~ 143M.a.). With a time range from of 4.5 M.a. and an average thickness of 1000 m. Located in Rio da Serra stage and this sediments are interpreted as lacustrine shales and deposits of turbidity current. The Rift climax (PROSSER, 1993), or Candeias Formation had a very important role in the history of development of oil and gas extraction in the Recôncavo Basin, because the shales are the source rocks from this basin, and the sandstones are important hydrocarbon reservoirs. Understanding the sedimentological processes of this formation and their stratigraphic evolution, is still a challenge, because most of the information comes from indirect data (seismic, logs and oil production data), because the outcrops are scarce. Thus, studies of the cores are the main and direct data explored here. The study area is located in the structural compartment from Recôncavo Basin, called Borda Nordeste, and covers the Rio Itariri field, Fazenda Bálsamo field and Riacho da Barra field, which are aligned along the Salvador Fault in Patioba plateau. The depositional system is interpreted as lake with sandy deposits from turbidity current, and is mainly composed of shales, intercalation of shale and very fine sandstones, arkosean sandstones (FOLK, 1968) and sandstones hybrids (ZUFFA, 1980). The turbidite flows are interpreted as a result of destabilization of the lake platform in intense tectonic activity period. During the tectonic quiescence, most of shale sedimentation is assigned. These deposits can be correlated throughout the study area and the shale has a good response in electrical and seismic profiles. The sequence stratigraphy (SE) in rift basins could be used with the same criteria from those used in intracratonic basins or passive margin basins, but always thinking that this kind of basin are constantly affected by tectonics, as proposed by Prosser (1993) and Martins - Neto & Catuneanu (2010). The methodology is based on identify tendencies Transgressive - Regressive (TR) as proposed for Embry & Johannenessen (1992), from 3rd and 4th orders of sequence and, identify key stratigraphic surfaces then. Have been interpreted five stratigraphic surfaces (two of maximum flood surfaces (MFS) and three sequence limit (SL)) for the three depositional sequences, referred to as Sequence I Sequence II and Sequence III. These surfaces allowed correlating the sandy deposits, using the electric logs (Gamma, Resistivity and neutron-density). Have been described 1430m core, 54 thin sections, seismic interpretation of the stratigraphic surfaces of two 3D seismic, geochemical analysis of heavy minerals, palynofacies analysis and organic geochemistry, of six wells from the three fields in study. The stratigraphic and sedimentological analysis was based on the rock x core correlation, size description and interpretation from facies, and their associations. The sandstones facies are described as fine and coarse sandstones, parallel stratification and cross low angle stratification, often fluidization and massive sandstones happens. These facies are related to facies of turbidite channels or proximal turbidite lobes. Very fine sandstones with intercalation of shales and sandstones with current ripples and intense fluidization and gray shales laminated and massive are related to distal turbidite lobes or the basin bottom deposits. The petrographic analysis of sandstones showed that they are essentially arkosean, and had presence abundant of ostracod bioclasts, oncolites, and peloids to sequence I, and metamorphic rock fragments, and plutonic, and carbonate crystals, phosphates to the sequence II. Calcite, ferrous calcite, dolomite, ferrous dolomite are the main cements probably found due to the dissolution of carbonate components. But the most common diagenetical processes are silica authentic growth of quartz and albite. Many of these diagenetic processes can contribute to substantial reduction of primary porosity and permeability, but when the main porosity (primary intergranular) is combined with secondary porosity (dissolution of feldspars or bioclasts) can greatly improve the porosity of these sandstones. Best permoporosity features are located in the sequence II, but the most extensive reservoirs and good lateral correlation are in sequence I. It happens because the sequence I was placed in a large environment and the sequence II is a region more confined. Sequence I have suffered larger process of diagenesis that the sequence II, probably as result of the carbonate cementation in this stratigraphic interval and authigenic silica in quartz grains. But the secondary porosity generated by dissolution of carbonate constituents and feldspar, provided an increase of this porosity. The palynofacies and geochemical organic analysis showed an increase of phytoclasts to the top of the Candeias Formation, showing increasingly more severe continental and river influences. The intense concentration of organic matter is resulting in a high organic total carbon matches the MFS recognized in profile and seismic, which are the generators of the Recôncavo Basin. The geochemical data of heavy minerals allowed to recognize the existence of two different sources for the sandstones of sequence I and II, based on the assembly of heavy minerals and especially the rates of ARi and Titanium + Zr. It also reveals that the sequence I is formed by the second cycle sediments, like an erosion of pre-existing sedimentary rocks, and the large amount of garnet around the well shows that the rocks have no significant intemperism process, with quickly erosion and deposition. The importance of sedimentological and stratigraphic studies in field scale is mainly for the prediction of facies and depositional system of the reservoir. From the point of view of the occurrence of reservoirs, these correlations are very important, since these allow to forecast deposits and their facies.

O Campo de Miranga, localizado no Compartimento Central da Bacia do Recôncavo, é um importante produtor de óleo e gás. As rochas reservatório portadoras de hidrocarbonetos aqui apresentadas constituem-se de corpos arenosos gerados por fluxos gravitacionais subaquosos intercalados por folhelhos e pertencem a Formação Maracangalha (depositada no Cretáceo Inferior). Com a descrição de 775 m de testemunhos, definiu-se 8 fácies deposicionais e 6 deformacionais para o intervalo estudado. O agrupamento de fácies em conjuntos que apresentam feições estruturais e genéticas similares permitiu a proposição de Associações de Fácies cujas interpretações são: AF1 - lobos turbidíticos distais; AF2 - canais e/ou lobos turbidíticos arenosos; AF3 - franjas de sistemas turbidíticos conglomeráticos; AF4 - deslizamentos ou regiões proximais de escorregamentos; AF5 - porções mais deformadas de corpos de deslizamentos a escorregamentos; AF6 - escorregamentos altamente móveis, plásticos a fluxos de detritos. Foi definido um datum na porção intermediária da formação constituído por uma espessa seção pelítica. Depósitos distais da AF6 dominam a porção basal do intervalo estudado e são sucedidos verticalmente (em direção ao datum) por intercalações entre turbiditos (AF2) e escorregamentos (AF5). Imediatamente acima do datum ocorrem níveis conglomeráticos (AF3) que são sucedidos verticalmente por um domínio onde se intercalam deslizamentos (AF4), escorregamentos (AF5) e turbiditos (AF2), definindose uma grande sucessão progradacional para a Formação Maracangalha na área estudada. O disparo desses fluxos provavelmente associa-se a movimentação de falhas durante estágio sin-rifte responsáveis por intensa sismicidade e remobilização de frentes deltaicas. Um mecanismo auxiliar associa-se ao intenso diapirismo argilocinético. A conectividade lateral rastreada em seções sísmicas é baixa e os melhores reservatórios do campo são os representantes da AF4 e AF2. Por critérios preditivos é possível determinar os intervalos mais propícios para a ocorrência desses corpos. / The Miranga Field, which is located in the Central Compartment of Reconcavo Basin, is an important oil and gas producer. The bearing hydrocarbon reservoirs presented here are composed of sand bodies generated by subaqueous gravity flows inserted between shales, belonging to the Maracangalha Formation (deposited during the Lower Cretaceous). Through the description of 775 m well cores, 8 depositional and 6 deformational facies were defined for the interval studied. These facies were grouped together according to structural and genetic characteristics making it possible to define Facies Associations with the following interpretations: AF1 - distal portions of turbidite lobes; AF2 - channels and/or sandy turbidite lobes; AF3 - borders of conglomeratic turbidite systems; AF4 - slides or proximal parts of slumps; AF5 - distal portions of the slides bodies or slumps; AF6 - highly mobile slumps to debris flows. A datum was chosen in the middle portion of Maracangalha Formation which consists of thick layer of shale. Distal deposits (AF6) dominate the basal portion of interval studied and they are succeeded vertically (toward to the datum) by layers interbedded between turbidites (AF2) and slump deposits (AF5). Immediately above the datum, conglomeratic intervals (AF3) occur and they are succeeded vertically by layers interbedded between slides (AF4), slumps (AF5) and turbidites (AF2), defining a great progradational succession to Maracangalha Formation in the studied area. Trigger mechanisms responsible for the genesis of gravitational flows are probably associated with faults activities during the syn-rift stage which led to intense seismic activity and caused the destabilization of sediments in delta fronts. An alternative cause for triggering may have been intense diapiric shale movements. The lateral connectivity traced in seismic sections is low and the sand bodies that should constitute the best reservoirs in this field belong to AF4 and AF2 categories. It is possible to determine the most favorable intervals for the occurrence of these sand bodies using predictive criteria.

A estratigrafia química abrange a aplicação de dados geoquímicos orgânicos e inorgânicos para caracterização e correlação de poços, tanto em seqüência carbonáticas, bem como em seqüências siliciclásticas. Baseadas em assinaturas geoquímicas, essas seqüências podem ser subdivididas em unidades quimioestratigráfica distintas, possibilitando correlação em grandes áreas. O presente trabalho refere-se aos resultados de um estudo quimioestratigráfico realizado em uma área no norte da Bacia de Campos, que teve por objetivo de correlacionar três poços. O estudo quimioestratigráfico foi baseado na análise de elementos maiores a partir de amostras de calha. O intervalo estudado é representado, em sua maioria, por arenitos do Eoceno e Oligoceno da Formação Urucutuca intercalados com siltes e margas. Foram realizadas análises geoquímicas em 187 amostras. Para auxiliar na interpretação dos perfis quimioestratigráficos outras ferramentas foram utilizadas, como a análise estatística e funções discriminantes. De acordo com a concentração de elementos maiores, a correlação entre os três poços pôde ser estabelecida. Treze unidades quimioestratigráfica foram definidas. A correlação dos pacotes de arenito só foi possível entre os poços 1 e 4. O poço 2 apresenta padrões químicos similares demais, no entanto, apresenta deposição mais recente. De acordo com a interpretação das funções discriminantes pôde-se concluir que as rochas analizadas têm a mesma proveniência, variando entre uma proveniência ígnea Intermediária e proveniência sedimentar quartzosa. Das 13 unidades quimioestratigráficas correlacionadas e validadas pela interpretação sísmica, quatro (A, B, H e I) puderam ser associadas através do estudo de mapas de amplitude RMS à disposição em canais e lobos turbidíticos. / The chemical stratigraphy covers the application of organic and inorganic geochemical data for well characterization and correlation, both in carbonate sequences as well as in siliciclastic sequences. Based on geochemical signatures, these sequences can be subdivided into distinct chemostratigraphic units, allowing correlation in large areas. The present work refers to the results of a hemostratigraphic study carried an area in North Campos Basin, which had the objective of subdivided and correlation three wells. The chemostratigraphic was based on the analyses of major elements in cuttings samples. The studied intervals contain 187 samples and are represented by sandstones interceded with fines shale sands and marls from the Urucutuca Formation from Eocene and Oligocene. To assist in the interpretation of the chemostratigraphic profiles other tools were used, such as statistical analysis, discriminant functions. According to the concentrations of major elements, correlations among the three wells could be established. Thirteen chemostratigraphic units could be defined. The correlation of the package of sandstone was possible only between the wells 1 and 4, the well 2 have similar chemical patterns but it has a more recent deposition. According to the interpretation derived from the discriminant functions one can conclude that these rocks have the same provenance. The provenance is a mixture between Intermediate igneous provenance and quartzose sedimentary provenance. From the 13 units chemostratigraphic correlated and validated by the seismic interpretation, four (A, B, H and I) could be identified by the application of RMS amplitude maps as channels and lobes from turbidite geometries.

Submitted by RICARDO OTTO ROZZA SCHMIDT null (rottoschmidt@gmail.com) on 2016-06-20T16:57:36Z No. of bitstreams: 1 Mestrado Dissertação Final_Dig.pdf: 14191761 bytes, checksum: dbea65724bee20d777cf130e21a9ab56 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Paula Grisoto (grisotoana@reitoria.unesp.br) on 2016-06-23T14:12:58Z (GMT) No. of bitstreams: 1 schmidt_ror_me_rcla.pdf: 14191761 bytes, checksum: dbea65724bee20d777cf130e21a9ab56 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-06-23T14:12:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 schmidt_ror_me_rcla.pdf: 14191761 bytes, checksum: dbea65724bee20d777cf130e21a9ab56 (MD5) Previous issue date: 2016-05-03 / Os arenitos de água profunda, designados genericamente como turbiditos, têm enorme relevância energética e econômica para o Brasil. Na Bacia de Campos, a maior parte dos campos produtores contêm níveis turbidíticos da Formação Carapebus (Eoceno), focalizados neste estudo. É o caso dos campos de Enchova e Bonito. Nesta dissertação propõe-se a caracterização geológica-petrofísica dos reservatórios turbidíticos (Eoceno) nestes campos, que mesmo descobertos há 30 anos detém poucas informações publicadas no que se refere à sua disposição espacial litológica e petrofísica. A integração de metodologias e ferramentas possibilita a melhor compreensão dos reservatórios e de suas heterogeneidades. Neste trabalho foram integrados dados oriundos de testemunhos, perfis de poços, sísmica 3-D (40 km²) por meio dos métodos geoestatísticos Krigagem Indicativa e Krigagem Ordinária, de forma a contribuir com o entendimento da distribuição das principais unidades do reservatório. A análise litológica teve como enfoque os métodos qualitativos, apoiada na descrição de testemunhos apresentadas na pasta de poço, e quantitativo, baseado nas análises dos perfis geofísicos de 20 poços. Com base nesta correlação rocha-perfil, os litotipos arenito, carbonato e folhelho foram definidos e extrapolados para os intervalos não testemunhados. A interpretação e correlação dos perfis geofísicos identificaram dois níveis arenosos principais, o inferior com 10 a 15 m e superior com 70 a100 m, separados por uma camada de folhelho de 5 a 20 m. Salienta-se o controle deposicional de uma feição erosiva de idade Maastrichiano-Eoceno Médio, a qual concentra as maiores espessuras de areia a oeste dos campos. A caracterização estrutural do reservatório, definida por três feições dômicas alinhadas a NE, foi definida pela interpretação sísmica 3-D. A análise de atributos sísmicos de amplitude, realizada no intervalo definido entre os horizontes topo e base do reservatório, revelou geometrias associadas a complexos de canais discretos, em Enchova, e lobos canalizados, em Bonito. O modelo litológico do reservatório obtido pela aplicação da Krigagem indicativa representou satisfatoriamente os níveis turbidíticos quando comparados aos dados de poços e mapas atributos sísmicos, que indica as maiores espessuras dos turbiditos a oeste das áreas. O modelo da porosidade obtido pela Krigagem Ordinária (Krigagem Indicativa) indicou melhores condições porosas na porção oeste dos campos, correlacionando-se com o modelo litológico carbonatos fechados e folhelhos no modelo litológico. Ambos, os mapas de atributos sísmicos e modelos obtidos apresentam uma área com potencial exploratório a sul de Bonito, ainda não perfurada segundo a ANP. / Deep-water sandstones, known as turbidites, play an important role in Brazil's energy and economic scenario. In the Campos Basin, Carapebus Formation´s Eocene turbidites produce in most oil fields of the basin. Enchova and Bonito oil fields, focused in this study, represent Eocene sandstone production areas. Discovered 30 years ago, Eocene reservoirs have a lack of information regarding its lithological and petrophysical distribution. This master thesis proposes a geological-getrophysical reservoir characterization of Eocene turbidites on Enchova and Bonito fields. The integration of methodologies and tools enables a better understanding of the reservoir geometry and heterogeneity. This work integrates core descriptions from well reports, well logs and 3-D seismic through Indicator Kriging (lithology) and Ordinary Kriging (porosity) resulting in 3-D solid models. The models possibly a better understand of lithologic and petrophysical reservoir distribution. The lithological analysis is supported by qualitative methods, supported by the 70m core description provided with well log data, and quantitative, based on the analysis of 20 well logs. Based on this correlation between logs and rocks, the lithology classes, sandstone, carbonate and shale, were defined. The well-logs interpretation and correlation identified two main turbidite intervals, the lower 5 to 15 m and upper 70 to 100 m, separated by a shale layer 5 to 20 m. These intervals were depositionally controlled by an erosive feature associated with Maastrichtian-Middle Eocene unconformity, defining the distribution pattern of turbidites sands concentrated on the western portion of the fields. The reservoir structural characterization, performed trough 3-D seismic interpretation, is defined by three domal features separated by normal faults aligned to NE-SW. Seismic amplitude attributes calculated under the reservoir interval revealed channelized geometries on Enchova field and lobate architecture on Bonito field. The reservoir lithological model obtained through Indicator Kriging demonstrate coherence when compared to well data distribution and seismic attributes maps that indicate turbidite greatest thicknesses in western areas. The model of porosity obtained by Ordinary Kriging revealed best porosity conditions in the western portion of the fields, corresponding to the seismic attributes responses and lithological model. Both geostatistical models and seismic attributes maps revealed an interesting non drilled area located on south of Bonito field.

A estratigrafia química abrange a aplicação de dados geoquímicos orgânicos e inorgânicos para caracterização e correlação de poços, tanto em seqüência carbonáticas, bem como em seqüências siliciclásticas. Baseadas em assinaturas geoquímicas, essas seqüências podem ser subdivididas em unidades quimioestratigráfica distintas, possibilitando correlação em grandes áreas. O presente trabalho refere-se aos resultados de um estudo quimioestratigráfico realizado em uma área no norte da Bacia de Campos, que teve por objetivo de correlacionar três poços. O estudo quimioestratigráfico foi baseado na análise de elementos maiores a partir de amostras de calha. O intervalo estudado é representado, em sua maioria, por arenitos do Eoceno e Oligoceno da Formação Urucutuca intercalados com siltes e margas. Foram realizadas análises geoquímicas em 187 amostras. Para auxiliar na interpretação dos perfis quimioestratigráficos outras ferramentas foram utilizadas, como a análise estatística e funções discriminantes. De acordo com a concentração de elementos maiores, a correlação entre os três poços pôde ser estabelecida. Treze unidades quimioestratigráfica foram definidas. A correlação dos pacotes de arenito só foi possível entre os poços 1 e 4. O poço 2 apresenta padrões químicos similares demais, no entanto, apresenta deposição mais recente. De acordo com a interpretação das funções discriminantes pôde-se concluir que as rochas analizadas têm a mesma proveniência, variando entre uma proveniência ígnea Intermediária e proveniência sedimentar quartzosa. Das 13 unidades quimioestratigráficas correlacionadas e validadas pela interpretação sísmica, quatro (A, B, H e I) puderam ser associadas através do estudo de mapas de amplitude RMS à disposição em canais e lobos turbidíticos. / The chemical stratigraphy covers the application of organic and inorganic geochemical data for well characterization and correlation, both in carbonate sequences as well as in siliciclastic sequences. Based on geochemical signatures, these sequences can be subdivided into distinct chemostratigraphic units, allowing correlation in large areas. The present work refers to the results of a hemostratigraphic study carried an area in North Campos Basin, which had the objective of subdivided and correlation three wells. The chemostratigraphic was based on the analyses of major elements in cuttings samples. The studied intervals contain 187 samples and are represented by sandstones interceded with fines shale sands and marls from the Urucutuca Formation from Eocene and Oligocene. To assist in the interpretation of the chemostratigraphic profiles other tools were used, such as statistical analysis, discriminant functions. According to the concentrations of major elements, correlations among the three wells could be established. Thirteen chemostratigraphic units could be defined. The correlation of the package of sandstone was possible only between the wells 1 and 4, the well 2 have similar chemical patterns but it has a more recent deposition. According to the interpretation derived from the discriminant functions one can conclude that these rocks have the same provenance. The provenance is a mixture between Intermediate igneous provenance and quartzose sedimentary provenance. From the 13 units chemostratigraphic correlated and validated by the seismic interpretation, four (A, B, H and I) could be identified by the application of RMS amplitude maps as channels and lobes from turbidite geometries.

A Formação Candeias (PACK & ALMEIDA, 1945) pertencente ao Grupo Santo Amaro, consiste em arenitos e folhelhos do período Cretáceo e corresponde aos primeiros depósitos da abertura plena do rifte da Bacia do Recôncavo. A idade destes sedimentos varia do Berriasiano médio ao Valanginiano inferior (~143M. a.), com uma amplitude temporal de 4,5 M.a. e uma espessura média de 1000 m. Localiza-se no andar Rio da Serra, e os sedimentos são interpretados como lacustres e depósitos de corrente de turbidez, da fase de clímax do Rifte (PROSSER, 1993), possuindo um papel muito importante na historia do desenvolvimento da extração de petróleo e gás na Bacia do Recôncavo, pois os folhelhos desta formação são as rochas geradoras desta bacia, e os arenitos são importantes reservatórios de hidrocarbonetos. Entender os processos sedimentológicos desta formação, bem como sua evolução estratigráfica, ainda é um desafio, pois a maioria das informações provém de dados indiretos (sísmica, perfis elétricos e dados de produção de petróleo), já que os afloramentos são escassos. Assim, os estudos das rochas de testemunhos seriam os dados diretos principais e aqui explorados. A área de estudo está localizada no compartimento estrutural denominado Borda Nordeste da Bacia do Recôncavo, e abrange os campos de Rio Itariri, Fazenda Bálsamo e Riacho da Barra, que estão alinhados ao longo da Falha de Salvador (borda falhada do rifte) no Patamar de Patioba. O sistema deposicional é interpretado como lacustre com depósitos arenosos provenientes de corrente de turbidez, é composto principalmente por pelitos, heterolitos, arenitos arcoseanos (FOLK, 1968) e arenitos híbridos (ZUFFA, 1980). Os fluxos turbiditicos são interpretados como resultado da desestabilização do talude lacustre em período de atividade tectônica intensa. Durante o período de quiescência tectônica, a maior parte da sedimentação é atribuída a rochas pelíticas. Estes depósitos podem ser correlacionados em toda a borda nordeste e os pelitos possuem uma boa resposta em perfis elétricos e sísmica. A estratigrafia de sequências (ES) em bacias tipo rifte pode utilizar os mesmos critérios dos utilizados em bacias intracratônicas ou de margem passiva, porém deve-se levar em conta a intensa atividade tectônica atuante, como propõem Prosser, (1993) e Martins - Neto & Catuneanu (2010). A metodologia utilizada baseia-se identificar tendências Transgressiva – Regressiva (T-R) segundo Embry & Johannenessen (1992), de 3ª e 4ª ordens e, a partir destas, identificar as principais superfícies estratigráficas. Foram assim, identificadas cinco superfícies estratigráficas (duas superfícies de inundação máxima (SIM) e três limites de sequência (LS)) para as três sequências deposicionais, denominadas como Sequencia I, Sequencia II e Sequencia III. Estas superfícies permitiram correlacionar os depósitos arenosos, utilizando os perfis elétricos (Raios Gama, Resistividade e densidade-neutrão). Para isso, foram descritos 1430m de testemunhos, 54 lâminas petrográficas, feita a interpretação sísmica dos horizontes estratigráficos de duas sísmicas 3D, análises geoquímica de minerais pesados, análise de palinofácies e geoquímica orgânica, de seis poços dos três campos em estudo. A análise estratigráfica e sedimentológica baseou-se na correlação rocha x perfil destes poços, descrição granulométrica e interpretação das fácies, suas associações e petrofácies. As fácies arenosas são descritas como arenitos finos a grossos, com estratificação plana paralela a cruzada de baixo ângulo, muitas vezes com fluidização e carga e maciços. Estas fácies estão relacionadas à fácies de canais turbidíticos ou a lobos turbidíticos proximais. Heterolitos e arenitos muito finos com ripples de corrente e intensa fluidização e pelitos cinza laminados e maciços estão relacionados a lobos turbidíticos distais ou a depósitos de fundo de bacia. A análise petrográfica dos arenitos revelou que estes são essencialmente arcoseanos, e com presença abundante de bioclastos de ostracodes, oncolitos, além de pelóides e alguns aloquímicos indiferenciados, para sequencia I, e fragmentos de rocha metamórfica, ígnea e sedimentar, além de cristais de carbonato, fosfatos e intraclasto lamoso, para a sequência II. Calcita, calcita ferrosa, dolomita, dolomita ferrosa e são os principais cimentos encontrados provavelmente devido à dissolução dos aloquímicos carbonáticos. Porém os processos diagenéticos mais frequentes são a autigênese de sílica gerando crescimento de quartzo e albita. Muitos destes processos diagenéticos podem contribuir para redução substancial da porosidade primária e permeabilidade, porém quando a principal porosidade (primária intergranular) está combinada com a secundária (dissolução de feldspatos ou bioclastos gerando porosidade móldica ou intragranular), pode melhorar consideravelmente a porosidade destes arenitos. As características permoporosas melhores estão localizadas na sequência II, porém os reservatórios mais extensos, e de boa correlação lateral estão na sequência I, isso de dá pelo fato da sequencia I ter sido depositada em um ambiente desconfinado, e a sequencia II estar numa região mais confinada. Além da sequencia I ter sofrido maior processo de diagênese que a sequencia II, resultado provavelmente da cimentação de carbonato abundante neste intervalo estratigráfico e autigênese de sílica nos grãos de quartzo. Porém a porosidade secundária gerada pela dissolução dos constituintes carbonáticos e feldspato, proporcionou um aumento desta porosidade. A análise de palinofácies e geoquímica orgânica revelaram um aumento de fitoclastos para o topo da formação, o que indica que estes ficam cada vez mais continentais e com influencia fluvial mais acentuada. A intensa concentração de matéria orgânica resultando em um COT alto corresponde as SIM, reconhecidas em perfil e sísmica, sendo estes os intervalos Geradores da Bacia. Os dados de geoquímica dos minerais pesados permitiu reconhecer a existência de duas proveniências diferentes para os arenitos da sequencia I e sequência II, com base na assembleia de minerais pesados e principalmente pelos índices de Ar e Titanio+Zr. Revela ainda que a sequência I corresponde a sedimentos de segundo ciclo, ou seja, a retrabalhamento de rochas sedimentares preexistentes, e a grande quantidade de granada em todo o poço revela que estas rochas sofreram pouco processo de intemperismo, com rápida erosão e deposição. A importância dos estudos sedimentológicos e estratigráficos em escala de campo é principalmente para a previsão das fácies e sistema deposicional e consequentemente do reservatório encontrado. Sob o ponto de vista da ocorrência de reservatórios, estas correlações são muito importantes, pois permitem realizar previsões destes depósitos, e das suas fácies. / Candeias Formation (PACK & ALMEIDA, 1945) is belonging to the Santo Amaro Group, and consisting in sandstones and shales of the Cretaceous period and corresponds to the first deposit of the Rift phase from Recôncavo Basin. The age of these sediments varies from Medium Berriasian to lower Valanginian (~ 143M.a.). With a time range from of 4.5 M.a. and an average thickness of 1000 m. Located in Rio da Serra stage and this sediments are interpreted as lacustrine shales and deposits of turbidity current. The Rift climax (PROSSER, 1993), or Candeias Formation had a very important role in the history of development of oil and gas extraction in the Recôncavo Basin, because the shales are the source rocks from this basin, and the sandstones are important hydrocarbon reservoirs. Understanding the sedimentological processes of this formation and their stratigraphic evolution, is still a challenge, because most of the information comes from indirect data (seismic, logs and oil production data), because the outcrops are scarce. Thus, studies of the cores are the main and direct data explored here. The study area is located in the structural compartment from Recôncavo Basin, called Borda Nordeste, and covers the Rio Itariri field, Fazenda Bálsamo field and Riacho da Barra field, which are aligned along the Salvador Fault in Patioba plateau. The depositional system is interpreted as lake with sandy deposits from turbidity current, and is mainly composed of shales, intercalation of shale and very fine sandstones, arkosean sandstones (FOLK, 1968) and sandstones hybrids (ZUFFA, 1980). The turbidite flows are interpreted as a result of destabilization of the lake platform in intense tectonic activity period. During the tectonic quiescence, most of shale sedimentation is assigned. These deposits can be correlated throughout the study area and the shale has a good response in electrical and seismic profiles. The sequence stratigraphy (SE) in rift basins could be used with the same criteria from those used in intracratonic basins or passive margin basins, but always thinking that this kind of basin are constantly affected by tectonics, as proposed by Prosser (1993) and Martins - Neto & Catuneanu (2010). The methodology is based on identify tendencies Transgressive - Regressive (TR) as proposed for Embry & Johannenessen (1992), from 3rd and 4th orders of sequence and, identify key stratigraphic surfaces then. Have been interpreted five stratigraphic surfaces (two of maximum flood surfaces (MFS) and three sequence limit (SL)) for the three depositional sequences, referred to as Sequence I Sequence II and Sequence III. These surfaces allowed correlating the sandy deposits, using the electric logs (Gamma, Resistivity and neutron-density). Have been described 1430m core, 54 thin sections, seismic interpretation of the stratigraphic surfaces of two 3D seismic, geochemical analysis of heavy minerals, palynofacies analysis and organic geochemistry, of six wells from the three fields in study. The stratigraphic and sedimentological analysis was based on the rock x core correlation, size description and interpretation from facies, and their associations. The sandstones facies are described as fine and coarse sandstones, parallel stratification and cross low angle stratification, often fluidization and massive sandstones happens. These facies are related to facies of turbidite channels or proximal turbidite lobes. Very fine sandstones with intercalation of shales and sandstones with current ripples and intense fluidization and gray shales laminated and massive are related to distal turbidite lobes or the basin bottom deposits. The petrographic analysis of sandstones showed that they are essentially arkosean, and had presence abundant of ostracod bioclasts, oncolites, and peloids to sequence I, and metamorphic rock fragments, and plutonic, and carbonate crystals, phosphates to the sequence II. Calcite, ferrous calcite, dolomite, ferrous dolomite are the main cements probably found due to the dissolution of carbonate components. But the most common diagenetical processes are silica authentic growth of quartz and albite. Many of these diagenetic processes can contribute to substantial reduction of primary porosity and permeability, but when the main porosity (primary intergranular) is combined with secondary porosity (dissolution of feldspars or bioclasts) can greatly improve the porosity of these sandstones. Best permoporosity features are located in the sequence II, but the most extensive reservoirs and good lateral correlation are in sequence I. It happens because the sequence I was placed in a large environment and the sequence II is a region more confined. Sequence I have suffered larger process of diagenesis that the sequence II, probably as result of the carbonate cementation in this stratigraphic interval and authigenic silica in quartz grains. But the secondary porosity generated by dissolution of carbonate constituents and feldspar, provided an increase of this porosity. The palynofacies and geochemical organic analysis showed an increase of phytoclasts to the top of the Candeias Formation, showing increasingly more severe continental and river influences. The intense concentration of organic matter is resulting in a high organic total carbon matches the MFS recognized in profile and seismic, which are the generators of the Recôncavo Basin. The geochemical data of heavy minerals allowed to recognize the existence of two different sources for the sandstones of sequence I and II, based on the assembly of heavy minerals and especially the rates of ARi and Titanium + Zr. It also reveals that the sequence I is formed by the second cycle sediments, like an erosion of pre-existing sedimentary rocks, and the large amount of garnet around the well shows that the rocks have no significant intemperism process, with quickly erosion and deposition. The importance of sedimentological and stratigraphic studies in field scale is mainly for the prediction of facies and depositional system of the reservoir. From the point of view of the occurrence of reservoirs, these correlations are very important, since these allow to forecast deposits and their facies.

O Campo de Miranga, localizado no Compartimento Central da Bacia do Recôncavo, é um importante produtor de óleo e gás. As rochas reservatório portadoras de hidrocarbonetos aqui apresentadas constituem-se de corpos arenosos gerados por fluxos gravitacionais subaquosos intercalados por folhelhos e pertencem a Formação Maracangalha (depositada no Cretáceo Inferior). Com a descrição de 775 m de testemunhos, definiu-se 8 fácies deposicionais e 6 deformacionais para o intervalo estudado. O agrupamento de fácies em conjuntos que apresentam feições estruturais e genéticas similares permitiu a proposição de Associações de Fácies cujas interpretações são: AF1 - lobos turbidíticos distais; AF2 - canais e/ou lobos turbidíticos arenosos; AF3 - franjas de sistemas turbidíticos conglomeráticos; AF4 - deslizamentos ou regiões proximais de escorregamentos; AF5 - porções mais deformadas de corpos de deslizamentos a escorregamentos; AF6 - escorregamentos altamente móveis, plásticos a fluxos de detritos. Foi definido um datum na porção intermediária da formação constituído por uma espessa seção pelítica. Depósitos distais da AF6 dominam a porção basal do intervalo estudado e são sucedidos verticalmente (em direção ao datum) por intercalações entre turbiditos (AF2) e escorregamentos (AF5). Imediatamente acima do datum ocorrem níveis conglomeráticos (AF3) que são sucedidos verticalmente por um domínio onde se intercalam deslizamentos (AF4), escorregamentos (AF5) e turbiditos (AF2), definindose uma grande sucessão progradacional para a Formação Maracangalha na área estudada. O disparo desses fluxos provavelmente associa-se a movimentação de falhas durante estágio sin-rifte responsáveis por intensa sismicidade e remobilização de frentes deltaicas. Um mecanismo auxiliar associa-se ao intenso diapirismo argilocinético. A conectividade lateral rastreada em seções sísmicas é baixa e os melhores reservatórios do campo são os representantes da AF4 e AF2. Por critérios preditivos é possível determinar os intervalos mais propícios para a ocorrência desses corpos. / The Miranga Field, which is located in the Central Compartment of Reconcavo Basin, is an important oil and gas producer. The bearing hydrocarbon reservoirs presented here are composed of sand bodies generated by subaqueous gravity flows inserted between shales, belonging to the Maracangalha Formation (deposited during the Lower Cretaceous). Through the description of 775 m well cores, 8 depositional and 6 deformational facies were defined for the interval studied. These facies were grouped together according to structural and genetic characteristics making it possible to define Facies Associations with the following interpretations: AF1 - distal portions of turbidite lobes; AF2 - channels and/or sandy turbidite lobes; AF3 - borders of conglomeratic turbidite systems; AF4 - slides or proximal parts of slumps; AF5 - distal portions of the slides bodies or slumps; AF6 - highly mobile slumps to debris flows. A datum was chosen in the middle portion of Maracangalha Formation which consists of thick layer of shale. Distal deposits (AF6) dominate the basal portion of interval studied and they are succeeded vertically (toward to the datum) by layers interbedded between turbidites (AF2) and slump deposits (AF5). Immediately above the datum, conglomeratic intervals (AF3) occur and they are succeeded vertically by layers interbedded between slides (AF4), slumps (AF5) and turbidites (AF2), defining a great progradational succession to Maracangalha Formation in the studied area. Trigger mechanisms responsible for the genesis of gravitational flows are probably associated with faults activities during the syn-rift stage which led to intense seismic activity and caused the destabilization of sediments in delta fronts. An alternative cause for triggering may have been intense diapiric shale movements. The lateral connectivity traced in seismic sections is low and the sand bodies that should constitute the best reservoirs in this field belong to AF4 and AF2 categories. It is possible to determine the most favorable intervals for the occurrence of these sand bodies using predictive criteria.