Neste trabalho, algumas caracterizações químicas foram realizadas em arenitos asfálticos da região de Piracicaba-SP, Formação Piramboia da Bacia do Paraná, para verificar seu potencial de produção de óleo. Para isso, as amostras obtidas da região foram submetidas a avaliação por termogravimetria, teor de umidade, teor de cinzas, teor de material orgânico por extração, pirólise, análise elementar e fracionamento em coluna. Por TGA observou-se que a 500 C praticamente todo material orgânico presente sofreu pirólise. A extração colaborou para se obter a classificação das amostras quanto ao teor de material orgânico, apresentando entre 4 e 13%, sendo que pelos teores encontrados a amostra AM06 é considerada de alto potencial produtivo, as amostras AM05, AM08 e AM09 são de médio, as amostras AM01, AM02, AM03 e AM07 possuem baixo, mas ainda atrativo, e a AM04 não possui atratividade. Pela avaliação elementar, a relação H/C e O/C dos extratos evidenciaram que algumas amostras estão no processo final da diagênese e outras no início da catagênese, indicando que elas estão no processo inicial de maturação. A avaliação cromatográfica dos extratos revelou que houve perdas de óleo por intemperismo restando majoritariamente compostos de alto peso molecular. O fracionamento permitiu verificar que as amostras AM01, AM06 e AM09 possuem maior quantidade de hidrocarbonetos livres e as amostras AM06 e AM07 e AM09 apresentaram maior teor de óleo. O procedimento de pirólise evidenciou que as amostras AM01, AM05, AM06 e AM09 apresentam maior potencial de geração de óleo, sendo que a faixa encontrada de óleo pirolítico ficou entre 2 e 8%, e através de avaliação por CGAR e CGAR-EM observou-se que ela promove a liberação de quantidades consideráveis de substâncias mais leves do que quando comparados aos extratos obtidos diretamente nas amostras originais. Além de produzir uma série homóloga de hidrocarbonetos parafínicos e olefínicos. A comparação dos produtos de pirólise dos arenitos com os produtos de pirólise de um resíduo de vácuo por CGAR-EM permitiu observar que existe similaridade entre suas composições, onde o processo de pirólise do resíduo de vácuo gera uma série homóloga de hidrocarbonetos entre C10 a C32, similar aos produtos de pirólise da amostra AM09, porém com menor variedade de tipos de hidrocarbonetos. A pré-avaliação da co-pirólise dos arenitos com resíduos plásticos indicou que é possível aumentar a geração de líquidos, porém é necessário mais estudo para afirmações inequívocas. Com base nos resultados das avaliações realizadas podemos concluir que a região apresenta na sua maioria potencial interessante para produção de óleo utilizando pirólise / In this work, some chemical characterizations were held on tar sands in the region of Piracicaba-SP, the South American Piramboia Formation from Paraná basin, to check its oil production potential. For this purpose, samples obtained in the region have undergone through evaluation by thermogravimetry, moisture content, ash content, content of organic material using extraction, pyrolysis process, elemental analysis and fractionation on open chromatography column. By TGA was noted that 500 C almost all-organic material present suffered pyrolysis. Extraction procedure collaborated to achieve the classification of samples regarding the content of organic material, from 4 to 13%, and by levels found at the sample AM06 is considered of high productive potential, the samples AM05, AM08 and AM09 have medium potential, the samples AM01, AM02, AM03 and AM07 have low potential, but still attractive, and the AM04 does not have any potential. By evaluating the atomic relationship between H/C and O/C of the extracts was possible to build up the Van Krevelen diagram and see that some samples are in the final process of diagenesis and other early catagenesis, indicating that they are in the early maturation process. Chromatographic evaluation of the extracts revealed that there were losses of oil by weathering process because it remains mostly high molecular weight compounds on the rocks. The fractionation has shown that samples AM01, AM06 and AM09 have higher free hydrocarbon amount and samples AM06, AM07 and AM09 presented a higher level of oil content. The pyrolysis procedure showed that the samples AM01, AM05, AM06 and AM09 presented greater oil generation potential, pyrolytic oil released from 2 to 8%, and through their evaluation by HRGC and HRGC-MS it was observed that it promotes the release of significant quantities of substances that are lighter than related to the extracts obtained directly in the original samples. In addition, it also promotes a production of homologous series of paraffinic and olefinic hydrocarbons. Comparison of pyrolysis products of sandstones with pyrolysis products of vacuum residue by HRGC-MS allowed to observe that there is similarity between their compositions, which pyrolysis process of vacuum residue generates a homologous series of hydrocarbons between C10 the C32, similar to AM09s pyrolysis products, however with minor variety of types of hydrocarbons. The pre-evaluation of co-pyrolysis of sandstones with plastic waste has indicated that it is possible to increase the liquid generation, but more study is needed for clear statements. Based on the results of the evaluations it can be concluded that the region has an interesting potential for producing oil using pyrolysis process

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DiegoAAG_partesautorizadas.pdf: 1805054 bytes, checksum: 0bbdfaaf4272f15a091664e96c012ed7 (MD5) Previous issue date: 2009-03-06 / This work presents studies related to the use of microemulsions in the solubilization of heavy crude oil fractions responsible by the formation of deposits. The first stage of the work was addressed to the construction of phases diagrams, with the intention of determining the area within which the microemulsion is formed. The following systems were studied: UNITOL L 90 n-Butanol - Water - Kerosene (system 1); UNITOL L 90 - n-Butanol - Water - Xylene (system 2); UNITOL L 90 n-Butanol - Water - Kerosene/Xylene 10% (system 3); UNITOL L 90 - Sec-Butanol - Water - Xylene (system 4). In parallel experiments of physical adsorption were carried out by the static method, with the intention of simulating natural conditions of reservoirs. Crude oil of the Fazenda Bel?m field (Rio Grande do Norte), was used as solute, xylene as solvent and the Assu sandstone (Rio Grande do Norte, Brazil) and Botucatu sandstone (Paran?, Brazil) as rock reservoirs. The curves of adsorption presented the S format type, in agreement with the classification proposed by Giles, Smith and Huitson (1974). The solubilization process was accomplished in the batch method, by varying the time of agitation, the microemulsions and the solid/solution ratio. The experiments showed that the microemulsions presented high efficiency in the solubilization of the crude oil adsorbed on the sandstones. System 2 presented an efficiency of 99% for the Assu sandstone and 97% for the Botucatu sandstone / No presente trabalho foi avaliado o desempenho das microemuls?es na solubiliza??o de fra??es pesadas do petr?leo, respons?veis pela forma??o de dep?sitos. A primeira fase do trabalho foi direcionada ? constru??o dos diagramas de fases, com o intuito de determinar a regi?o na qual a microemuls?o ? formada. Os seguintes sistemas foram estudados: UNITOL L 90 n-Butanol ?gua Querosene (sistema 1); Unitol L 90 n-Butanol ?gua Xileno (sistema 2); Unitol L 90 n-Butanol ?gua Querosene/Xileno 10% (sistema 3); Unitol L 90 Sec-Butanol ?gua Xileno (sistema 4). Em paralelo foram conduzidos experimentos de adsor??o f?sica pelo m?todo est?tico, com o intuito de simular condi??es naturais de reservat?rio. Utilizou-se ?leo bruto do campo de Fazenda Bel?m, (Petrobras - Rio Grande do Norte), xileno como solvente, arenito Assu (Rio Grande do Norte, Brasil) e arenito Botucatu (Paran?, Brasil) como rochas reservat?rio. As curvas de adsor??o foram enquadradas no formato S , de acordo com a classifica??o proposta por Giles, Smith & Huitson (1974). O processo de solubiliza??o foi realizado em regime de batelada, variando o tempo de agita??o, as microemuls?es e a raz?o arenito/microemuls?o. Ensaios mostraram que os sistemas apresentaram alta efici?ncia na solubiliza??o do ?leo bruto adsorvido sobre os arenitos. O sistema 2 apresentou uma efici?ncia de 99% para o arenito Assu e 97% para o arenito Botucatu

Há, em ciência do solo, muita informação sobre a estabilidade de hematita e goethita pedogênicas. Entretanto, observa-se uma escassez de informação a respeito da estabilidade da hematita presente em arenitos vermelhos (litogênica). Neste estudo, buscou-se investigar esses dois tipos de hematita quanto à estabilidade ante a dissolução por um agente redutor. Utilizaram-se amostras de rochas areníticas de quatro formações e quatro amostras de Latossolo com caráter férrico derivadas de basalto de diferentes regiões do Brasil. As amostras de rochas areníticas foram moídas separando-se as frações silte + argila para análises mineralógicas. Inicialmente, foi feita a concentração dos óxidos de ferro para o preparo das lâminas, tendo em vista as análises mineralógicas por difração de raios x. Em seguida, foram realizadas quatro extrações sucessivas do ferro mediante dissolução por ação do redutor ditionito citrato bicarbonato de sódio (DCB), realizada na terra fina seca ao ar (TFSA). Paralelamente, procedeu-se à determinação do ferro total (Fet) pelo método do ataque sulfúrico e pela espectrometria de fluorescência de raios x. Os resultados indicam que a melhor definição dos picos de raios x para a hematita litogênica é uma característica que revela melhor cristalinidade e consequente maior resistência à redução (solubilização pelo DCB80) do que aquelas observadas na hematita pedogênica. Nos difratogramas de raios x, observou-se muito pouca variação na posição de reflexões da hematita nos dois ambientes, indicando proximidade estrutural. Os resultados obtidos pela espectrometria de fluorescência de raios x revelaram ser essa uma técnica auxiliar importante no estudo mineralógico. / Much information is available in soil science on the stability of pedogenic hematite and goethite, but not on the stability of litogenic hematite present in red sandstones. This study investigates the stability of these two types of hematite in the face of dissolution by a reducing agent. The study included sandstone rocks from four formations and four samples of ferric, basalt-derived Latosol from different regions in Brazil. The sandstone samples were ground and had their silt + clay fractions separated for mineralogical analysis. Initially, iron oxides were concentrated for slide preparation by using X-ray diffraction for mineralogical analyses. Then, four successive iron extractions were carried out through dissolution by using reducing agent sodium dithionite-citrate- bicarbonate (DCB) on thin air-dried earth. In addition, total iron (Fet) was measured by using sulfuric attack and X-ray fluorescence spectrometry. The results indicate that the best definition of X-ray peaks for lithogenic hematite is a characteristic that reveals better crystallinity and consequently greater resistance to reduction (solubilization by DCB80) than those observed in pedogenic hematite. In the X-ray diffractograms, very little variation was observed in the position of hematite reflections in both environments, indicating structural proximity. The results obtained by X-ray fluorescence spectrometry proved to be an important auxiliary technique in the mineralogical study. / Dissertação (Mestrado)

[pt] A adição de polímeros à água de injeção é um dos métodos de recuperação avançada mais utilizados devido a capacidade desses compostos, de alta massa molar, de aumentar, de maneira significativa, a viscosidade da solução mesmo em baixas concentrações. O incremento na viscosidade da solução possibilita a diminuição da razão de mobilidade entre os fluidos, melhorando o deslocamento do óleo. Porém, há uma infinidade de fatores relacionados ao uso dessas substâncias que podem modificar significativamente as características originais do meio poroso, afetando permanentemente a produtividade do reservatório. De maneira a tentar entender melhor esses mecanismos, realizou-se neste estudo a revisão das características relacionadas à injeção de soluções poliméricas, e efetuou-se uma análise experimental para estudar os processos de adsorção polimérica e recuperação de óleo. Utilizou-se três tipos de amostras de rochas com diferentes características petrofísicas. Primeiramente foram realizados testes de adsorção de polímeros nas formações em condições de trabalho específicas através do Two Slug Method. Em seguida, realizou-se um estudo do processo de recuperação de óleo através da injeção de diferentes fases aquosas: água com composição semelhante a do campo de Peregrino, solução polimérica de HPAM e solução de glicerina com água com a mesma viscosidade da solução polimérica. Os resultados mostraram a eficiência do Two Slug Method em testes de adsorção e da utilização de soluções poliméricas nos processos de recuperação de óleo. / [en] The addition of polymers to the injection water is one of the most used oil enhanced recovery method because of the ability of these compounds to increase the viscosity of the solution even at low concentrations. This increase of the water phase viscosity promotes the reduction of the mobility ratio between fluids, improving the displacement of oil. However, there is a large number of factors related to the use of these substances that can significantly modify the original characteristics of the porous medium, affecting the useful life of the oil field. In order to better understand these mechanisms, a review of the characteristics related to polymer-flooding, and an experimental analysis were carried out to verify polymer adsorption mechanism and oil recovery processes. Three types of core samples with different petrophysical characteristics were used. Tests were carried out to study polymer adsorption on formations under specific working conditions by using the Two Slug Method. Then, oil recovery tests were performed with the injection of different water phases: water with composition similar to Peregrino field water, polymer solution and glycerol- water solution with the same viscosity of the polymer solution. Results showed the efficiency of the Two Slug Method in adsorption tests and the use of polymer solutions in oil recovery processes.

A resistência à compressão uniaxial e o módulo de deformabilidade são parâmetros que descrevem o comportamento de materiais rochosos frente a solicitações por esforços. É prática corriqueira em investigações geológico-geotécnicas para projetos de engenharia estimar a resistência de maneira preliminar com base em propriedades de tenacidade, dureza e friabilidade, aferindo à rocha graus de coerência. Dados laboratoriais referentes a aspectos físicos, texturais e mineralógicos de arenitos da Formação Piramboia, Bacia do Paraná, amostrados via sondagens mistas na região de Anhembi e Santa Maria da Serra, Estado de São Paulo, foram correlacionados entre si e a parâmetros geomecânicos como resistência à compressão uniaxial, módulo de deformabilidade e graus de coerência. As fácies reconhecidas nos arenitos foram agrupadas em associações de dunas e interdunas e suas rochas classificadas como quartzo arenitos e arenitos feldspáticos ou subarcóseos, com cimentação principalmente de esmectita ou material argilo- ferruginoso. Encontraram-se correlações significativas da resistência à compressão uniaxial com tamanho médio dos grãos e densidade, inversa no primeiro caso e direta no segundo. Já o módulo de deformabilidade apresentou correlação significativa inversa com proporção de pelíticos, e direta com tamanho médio dos grãos, desvio padrão da distribuição granulométrica e grau de empacotamento. Arenitos característicos de inundações efêmeras em domínio de interdunas úmidas, com maiores teores de pelíticos, apresentaram módulos de deformabilidade baixos e resistências altas em comparação aos arenitos de demais fácies. Variações da composição mineralógica do arcabouço não se mostraram suficientes para influenciar significativamente o comportamento geomecânico dos arenitos. / The uniaxial compressive strength and the deformability modulus are parameters that describe the behavior of rock materials under stress. It is an everyday practice in geological and geotechnical investigations for engineering projects to estimate strength in a preliminary fashion, based on properties such as tenacity, toughness and friability, attributing to the rock a qualitative term describing its strength. Laboratorial data on physical, textural and mineralogical aspects of sandstones of the Piramboia Formation, Paraná Basin, obtained by core drillings in the region of Anhembi and Santa Maria da Serra, state of São Paulo, were correlated to each other and to geomechanical parameters such as uniaxial compressive strength, deformability modulus and qualitative terms describing their strength. The recognized sandstone facies were grouped in dune and interdune associations and their rocks were classified as quartz arenites and feldspathic arenites or subarkoses, whose cementation is mainly composed of smectite or ferruginous clay material. Significant correlations of uniaxial compressive strength with mean grain size and density were found, inverse in the first case and direct in the second. On the other hand, the deformability modulus showed a significant inverse correlation with the amount of pelitic material, and direct with mean grain size, standard deviation of grain size distribution and packing density. Sandstones characteristic of ephemeral floods in the domain of wet interdunes, with greater amounts of pelitic material, presented low values of deformability modulus and high strength values compared to the other facies. Variations in the mineral composition of the framework were not sufficient to significantly influence the geomechanical behavior of the sandstones.

A resistência à compressão uniaxial e o módulo de deformabilidade são parâmetros que descrevem o comportamento de materiais rochosos frente a solicitações por esforços. É prática corriqueira em investigações geológico-geotécnicas para projetos de engenharia estimar a resistência de maneira preliminar com base em propriedades de tenacidade, dureza e friabilidade, aferindo à rocha graus de coerência. Dados laboratoriais referentes a aspectos físicos, texturais e mineralógicos de arenitos da Formação Piramboia, Bacia do Paraná, amostrados via sondagens mistas na região de Anhembi e Santa Maria da Serra, Estado de São Paulo, foram correlacionados entre si e a parâmetros geomecânicos como resistência à compressão uniaxial, módulo de deformabilidade e graus de coerência. As fácies reconhecidas nos arenitos foram agrupadas em associações de dunas e interdunas e suas rochas classificadas como quartzo arenitos e arenitos feldspáticos ou subarcóseos, com cimentação principalmente de esmectita ou material argilo- ferruginoso. Encontraram-se correlações significativas da resistência à compressão uniaxial com tamanho médio dos grãos e densidade, inversa no primeiro caso e direta no segundo. Já o módulo de deformabilidade apresentou correlação significativa inversa com proporção de pelíticos, e direta com tamanho médio dos grãos, desvio padrão da distribuição granulométrica e grau de empacotamento. Arenitos característicos de inundações efêmeras em domínio de interdunas úmidas, com maiores teores de pelíticos, apresentaram módulos de deformabilidade baixos e resistências altas em comparação aos arenitos de demais fácies. Variações da composição mineralógica do arcabouço não se mostraram suficientes para influenciar significativamente o comportamento geomecânico dos arenitos. / The uniaxial compressive strength and the deformability modulus are parameters that describe the behavior of rock materials under stress. It is an everyday practice in geological and geotechnical investigations for engineering projects to estimate strength in a preliminary fashion, based on properties such as tenacity, toughness and friability, attributing to the rock a qualitative term describing its strength. Laboratorial data on physical, textural and mineralogical aspects of sandstones of the Piramboia Formation, Paraná Basin, obtained by core drillings in the region of Anhembi and Santa Maria da Serra, state of São Paulo, were correlated to each other and to geomechanical parameters such as uniaxial compressive strength, deformability modulus and qualitative terms describing their strength. The recognized sandstone facies were grouped in dune and interdune associations and their rocks were classified as quartz arenites and feldspathic arenites or subarkoses, whose cementation is mainly composed of smectite or ferruginous clay material. Significant correlations of uniaxial compressive strength with mean grain size and density were found, inverse in the first case and direct in the second. On the other hand, the deformability modulus showed a significant inverse correlation with the amount of pelitic material, and direct with mean grain size, standard deviation of grain size distribution and packing density. Sandstones characteristic of ephemeral floods in the domain of wet interdunes, with greater amounts of pelitic material, presented low values of deformability modulus and high strength values compared to the other facies. Variations in the mineral composition of the framework were not sufficient to significantly influence the geomechanical behavior of the sandstones.

O estudo de arenitos, calcarenitos e arenitos híbridos do Cretáceo Inferior (Neo-Aptiano ao Meso-Albiano) da Bacia de Jequitinhonha, margem leste Brasileira, compreendendo depósitos continentais fluvio-deltaicos a lacustres da fase rifte, e fluvio-deltaicos costeiros e de plataforma mista siliciclástico-carbonática da fase transicional a drifte, demonstra que a distribuição das alterações diagenéticas e correspondente evolução da qualidade de reservatório podem ser preditas dentro de um contexto de estratigrafia de seqüências. Dados de poços (descrições de testemunhos e perfis elétricos), descrição petrográfica de laminas delgadas, e análises petrofísicas de porosidade e permeabilidade, foram integrados de modo a identificar e avaliar os aspectos genéticos dos parâmetros que controlam os padrões diagenéticos, e, por conseguinte, a qualidade de reservatório dos intervalos estudados. Os resultados desse estudo são relevantes para a exploração de bacias de margem passiva do tipo Atlântico. Foi demonstrada a influëncia de fatores deposicionais (i.e fácies sedimentares) e composição detrítica original (i.e. proveniência) na evolução diagenética, permitindo estimar e predizer a distribuição da qualidade e heterogeneidade de reservatório dos intervalos estudados. A integração dos dados e posterior avaliação da qualidade de reservatório desenvolvida nesse estudo foi baseada no conceito de petrofácies de reservatório, o qual consiste no agrupamento de amostras com base nos principais atributos responsáveis pela qualidade de reservatório, tais como composição primária, estruturas deposicionais, granulometria, seleção, alterações diagenéticas mais influentes na redução ou preservação da porosidade e permeabilidade originais, tipos e distribuição de poros, etc.. Essa dissertação demonstra que o conceito de petrofácies de reservatório que permite o reconhecimento sistemático dos atributos petrográficos que controlam as características (i.e. assinaturas) petrofísicas e geofísicas, bem como a redução dos riscos exploratórios. / A study of the fluvial, deltaic, and shallow-marine siliciclastic sandstones, calcarenites and hybrid arenites of Lower Cretaceous (Late Aptian to Early Albian) rift to early drift phase from the Jequitinhonha Basin, eastern Brazilian margin, reveals that the distribution of diagenetic alterations and of related reservoir quality evolution can be constrained within a sequence stratigraphic framework. Description of cores, wireline logs, thin sections, and petrophysical porosity and permeability analyses were integrated in order to unravel the genetic aspects that controlled the complex patterns of diagenesis of these rocks, and hence their reservoir quality evolution. The results of this study are relevant to the exploration of rift and an early drift phase of Atlantic-type passive margin basins, and demonstrate the influence of depositional factors such as sedimentary facies and detrital composition (provenance) on diagenetic and reservoir evolution, with application to the prediction of reservoir quality and heterogeneity during exploration. The data integration and reservoir quality assessment performed in this paper was accomplished using the concept of reservoir petrofacies, defined by the combination of the main attributes affecting the quality of petroleum reservoirs (such as depositional structures, textures, composition, diagenetic processes and products, pore types and distribution, etc.). This paper demonstrate that the reservoir petrofacies concept is a tool for the systematic recognition of the petrographic attributes that control the petrophysical and geophysical properties, as well as the practical use of this approach in reducing exploration risks.

O estudo de arenitos, calcarenitos e arenitos híbridos do Cretáceo Inferior (Neo-Aptiano ao Meso-Albiano) da Bacia de Jequitinhonha, margem leste Brasileira, compreendendo depósitos continentais fluvio-deltaicos a lacustres da fase rifte, e fluvio-deltaicos costeiros e de plataforma mista siliciclástico-carbonática da fase transicional a drifte, demonstra que a distribuição das alterações diagenéticas e correspondente evolução da qualidade de reservatório podem ser preditas dentro de um contexto de estratigrafia de seqüências. Dados de poços (descrições de testemunhos e perfis elétricos), descrição petrográfica de laminas delgadas, e análises petrofísicas de porosidade e permeabilidade, foram integrados de modo a identificar e avaliar os aspectos genéticos dos parâmetros que controlam os padrões diagenéticos, e, por conseguinte, a qualidade de reservatório dos intervalos estudados. Os resultados desse estudo são relevantes para a exploração de bacias de margem passiva do tipo Atlântico. Foi demonstrada a influëncia de fatores deposicionais (i.e fácies sedimentares) e composição detrítica original (i.e. proveniência) na evolução diagenética, permitindo estimar e predizer a distribuição da qualidade e heterogeneidade de reservatório dos intervalos estudados. A integração dos dados e posterior avaliação da qualidade de reservatório desenvolvida nesse estudo foi baseada no conceito de petrofácies de reservatório, o qual consiste no agrupamento de amostras com base nos principais atributos responsáveis pela qualidade de reservatório, tais como composição primária, estruturas deposicionais, granulometria, seleção, alterações diagenéticas mais influentes na redução ou preservação da porosidade e permeabilidade originais, tipos e distribuição de poros, etc.. Essa dissertação demonstra que o conceito de petrofácies de reservatório que permite o reconhecimento sistemático dos atributos petrográficos que controlam as características (i.e. assinaturas) petrofísicas e geofísicas, bem como a redução dos riscos exploratórios. / A study of the fluvial, deltaic, and shallow-marine siliciclastic sandstones, calcarenites and hybrid arenites of Lower Cretaceous (Late Aptian to Early Albian) rift to early drift phase from the Jequitinhonha Basin, eastern Brazilian margin, reveals that the distribution of diagenetic alterations and of related reservoir quality evolution can be constrained within a sequence stratigraphic framework. Description of cores, wireline logs, thin sections, and petrophysical porosity and permeability analyses were integrated in order to unravel the genetic aspects that controlled the complex patterns of diagenesis of these rocks, and hence their reservoir quality evolution. The results of this study are relevant to the exploration of rift and an early drift phase of Atlantic-type passive margin basins, and demonstrate the influence of depositional factors such as sedimentary facies and detrital composition (provenance) on diagenetic and reservoir evolution, with application to the prediction of reservoir quality and heterogeneity during exploration. The data integration and reservoir quality assessment performed in this paper was accomplished using the concept of reservoir petrofacies, defined by the combination of the main attributes affecting the quality of petroleum reservoirs (such as depositional structures, textures, composition, diagenetic processes and products, pore types and distribution, etc.). This paper demonstrate that the reservoir petrofacies concept is a tool for the systematic recognition of the petrographic attributes that control the petrophysical and geophysical properties, as well as the practical use of this approach in reducing exploration risks.

O estudo de arenitos, calcarenitos e arenitos híbridos do Cretáceo Inferior (Neo-Aptiano ao Meso-Albiano) da Bacia de Jequitinhonha, margem leste Brasileira, compreendendo depósitos continentais fluvio-deltaicos a lacustres da fase rifte, e fluvio-deltaicos costeiros e de plataforma mista siliciclástico-carbonática da fase transicional a drifte, demonstra que a distribuição das alterações diagenéticas e correspondente evolução da qualidade de reservatório podem ser preditas dentro de um contexto de estratigrafia de seqüências. Dados de poços (descrições de testemunhos e perfis elétricos), descrição petrográfica de laminas delgadas, e análises petrofísicas de porosidade e permeabilidade, foram integrados de modo a identificar e avaliar os aspectos genéticos dos parâmetros que controlam os padrões diagenéticos, e, por conseguinte, a qualidade de reservatório dos intervalos estudados. Os resultados desse estudo são relevantes para a exploração de bacias de margem passiva do tipo Atlântico. Foi demonstrada a influëncia de fatores deposicionais (i.e fácies sedimentares) e composição detrítica original (i.e. proveniência) na evolução diagenética, permitindo estimar e predizer a distribuição da qualidade e heterogeneidade de reservatório dos intervalos estudados. A integração dos dados e posterior avaliação da qualidade de reservatório desenvolvida nesse estudo foi baseada no conceito de petrofácies de reservatório, o qual consiste no agrupamento de amostras com base nos principais atributos responsáveis pela qualidade de reservatório, tais como composição primária, estruturas deposicionais, granulometria, seleção, alterações diagenéticas mais influentes na redução ou preservação da porosidade e permeabilidade originais, tipos e distribuição de poros, etc.. Essa dissertação demonstra que o conceito de petrofácies de reservatório que permite o reconhecimento sistemático dos atributos petrográficos que controlam as características (i.e. assinaturas) petrofísicas e geofísicas, bem como a redução dos riscos exploratórios. / A study of the fluvial, deltaic, and shallow-marine siliciclastic sandstones, calcarenites and hybrid arenites of Lower Cretaceous (Late Aptian to Early Albian) rift to early drift phase from the Jequitinhonha Basin, eastern Brazilian margin, reveals that the distribution of diagenetic alterations and of related reservoir quality evolution can be constrained within a sequence stratigraphic framework. Description of cores, wireline logs, thin sections, and petrophysical porosity and permeability analyses were integrated in order to unravel the genetic aspects that controlled the complex patterns of diagenesis of these rocks, and hence their reservoir quality evolution. The results of this study are relevant to the exploration of rift and an early drift phase of Atlantic-type passive margin basins, and demonstrate the influence of depositional factors such as sedimentary facies and detrital composition (provenance) on diagenetic and reservoir evolution, with application to the prediction of reservoir quality and heterogeneity during exploration. The data integration and reservoir quality assessment performed in this paper was accomplished using the concept of reservoir petrofacies, defined by the combination of the main attributes affecting the quality of petroleum reservoirs (such as depositional structures, textures, composition, diagenetic processes and products, pore types and distribution, etc.). This paper demonstrate that the reservoir petrofacies concept is a tool for the systematic recognition of the petrographic attributes that control the petrophysical and geophysical properties, as well as the practical use of this approach in reducing exploration risks.

O objetivo desta pesquisa é avaliar o potencial de ocorrência de hidrocarbonetos utilizando uma abordagem simplificada para reservatórios de arenito com dados de dois campos petrolíferos. Inclui a modificação de equações tradicionais para os parâmetros relevantes objetivando ajudar a fornecer expressões alternativas para auxiliar na previsão das unidades de fluxo (hidráulicas) dos reservatórios, transmissibilidade e recuperação primária no Bloco de Petróleo de Ritchie e no Campo de Petróleo e Gás de Osland, ambos situados no Delta do Niger, Nigéria. Também envolve a estimativa dos volumes recuperáveis de hidrocarbonetos com os cortes d´água (Water Cut - Cw), o uso de correlações de tempo/profundidade corretas, análise de velocidade aprimorada para petrofísica e interpretações sísmicas envolvendo a recomendação dos pontos para localização de poços de desenvolvimento no Campo de Petróleo e Gás Osland. No geral, quatro equações tradicionais de permeabilidade (Tixier, Timur, Coates e Coates e Danio\'s) foram modificadas para a análise comparativa e previsão da transmissibilidade dos reservatórios selecionados para a recuperação primária de hidrocarbonetos. Da mesma forma, a equação da Schlumberger para as equações de cálculo do índice de fluido livre (Free Fluid Index - FFI), Tiab e Donaldson para o indicador de zona de fluxo (Flow Zone Indicator - FZI) e índice de qualidade do reservatório (Reservoir Quality Index - RQI) foram redefinidas e incorporadas para auxiliar nas avaliações da unidade de fluxo. Além disso, as equações da Schlumberger para a permeabilidade relativa de fluidos também foram modificadas e utilizadas para a predição da Cw associada. Os resultados indicam reservatórios com boas unidades de vazão e taxas de recuperação. Os volumes de Cw nos reservatórios avaliados estão dentro das taxas aceitáveis e permitiram, também, a identificação de outras profundidades prováveis e a recomendação de áreas de drenagem. A utlização de dados de perfilagem de poços em conjunto com os dados sísmicos (Well to Seismic tie - W-ST) ajudou a reduzir a dúvida sobre a espessora econômica (Pay Thickness - Pt) e a área de drenagem (Drainage Area - Ad). Modelos, em forma de simples equações e gráficos, foram sugeridos para a avaliação de reservatórios dentro de unidades de arenito. Com isso, o trabalho penoso no uso de equações tradicionais foi contornado. Desta forma, os erros computacionais que se somam quando se utliza uma série de equações antes das unidades de fluxo serem avaliadas foram evitados. Portanto, acredita-se que os métodos aqui adotados tenham minimizado o risco e a incerteza que acompanham as avaliações da unidade de fluxo, assim como as estimativas de volumes. Recomenda-se que um geólogo com experiência em geofísica ou mesmo um geofísico deve estar sempre envolvido em interpretações sísmicas e petrofísicas. Isso também contribuirá para a redução de riscos e incertezas. / The aim of this research is to evaluate the hydrocarbon potential using a simplified approach in the sandstone reservoirs of the fields within the two case studies. It includes the modification of some traditional equations for the relevant parameters to help provide alternative expressions to aid the prediction of the reservoirs flow (hydraulic) units, transmissibility and primary recovery in Ritchies Oil Block and Osland Oil and Gas Field. It also involves the estimation of the recoverable volumes of hydrocarbons with the associated water cuts (Cw), and the use of correct time/depth correlations and enhanced velocity analysis for petrophysics and seismic interpretations involving the recommendation of the points for siting developmental wells in Osland Oil and Gas Field. Overall, four traditional equations of permeability (Tixiers, Timurs, Coates and Coates and Denoos) were modified for the comparative analysis and prediction of the selected reservoirs transmissibility and primary hydrocarbon recovery. Similarly, the Schlumbergers equation for the free fluid index (FFI), the Tiab, and Donaldsons equations for Flow zone indicator (FZI) and reservoir quality index (RQI) were redefined and engaged to aid the flow units evaluations. In addition, the Schlumbergers equations for fluids relative permeability were also modified and engaged for the prediction of the associated Cw. The results indicate reservoirs with good flow units and rates of recoveries. The volumes of Cw in the evaluated reservoirs are within the acceptable rates and other probable depths and drainage areas were recommended. Well to seismic tie (W-ST) aided to reduce the doubt regarding pay thickness (Pt) and drainages area (Ad). Models, in form of equations and handy charts, were suggested for the evaluation of reservoirs within sandstone units. The drudgery in the use of tradition equations was bypassed. The computational errors that may come with the calculation of a range of equations before flow units are evaluated were avoided. The methods adopted herein are believed to have minimised risk and uncertainty that comes with the flow unit evaluations and volumes estimations. It is supported herein that a geologist upskilled in geophysics or a geophysicist unskilled in geology should always be engaged in seismic and petrophysical interpretations. This will also contribute to risk and uncertainty reduction.