Caracterização geomorfológica das áreas associadas a zonas de falhas na bacia de Taubaté SP

Landscape is the result of interaction between tectonic, weathering and pedogenetic processes, so it is necessary to understand the morphogenesis and relate it to the landforms and landscape. Therefore, this project comprises a geomorphological characterization of some areas associated with the fault zones of Taubaté Basin, at the surroundings of the cities from São José dos Campos to Taubaté SP, emphasizing the Quaternary landscape evolution, where the normal faults played an important role in controling and they were originated, mostly, from the reactivation of Precambrian fault zones by tectonic action. The rift valley scenario is highlighted in the region, identifying the sharp relief from the basin boundary, featuring both Serra do Mar and Serra da Mantiqueira, and a central depressed area where the Taubaté Basin is located. Deforming or modifying basin features are identified, promoting the rearrangement and conditioning of the drainage network and relief, which indicates the presence of morphostructures, conducting to the deduction of a late tectonic process

Integração de métodos geofísicos na modelagem crustal da Bacia de Santos

A Bacia de Santos é uma bacia de margem passiva gerada durante o Neocomiano, associado com o evento de ruptura do Supercontinente de Gondwana. A espessura da seção sedimentar pode alcançar 15 km, incluindo a seqüência rifte, e foi depositada sobre uma crosta afinada cuja espessura original era de cerca de 35 km. Foi realizada uma modelagem crustal em 8 linhas, aproximadamente perpendiculares ao mergulho deposicional da bacia, objetivando o reconhecimento da geometria da fase rifte e a estimativa do estiramento crustal. Foram utilizados durante a modelagem quatro horizontes sísmicos em profundidade, mapas magnético e gravimétrico além de dados da profundidade do embasamento magnético. Foi reconhecido um pronunciado estiramento crustal em toda a bacia (fatores de estiramento crustal variando entre 1.2 e 3.1), evidenciando ampla acomodação da deformação. Os resultados da modelagem necessitaram, ainda, de espessas e contínuas camadas de rochas vulcânicas para ajuste do modelo. Estas cunhas de rochas vulcânicas, limitadas lateralmente por falhas normais, são feições comuns em bacias rifte. Os resultados da modelagem foram confrontados com dados da profundidade do embasamento magnético, obtidos anteriormente, e evidenciaram forte correlação, sobretudo nas áreas rasas da bacia.

Tectonics and paleogeography of the Marajó Basin, northern Brazil

A área da Bacia do Marajó apresenta feições geológicas e geomorfológicas devidas principamente à distensão Mesozóica e à neotectônica pós-miocênica. O evento de distensão, com fases do Cretáceo Inferior e Superior, originou quatro sub-bacias que contituem a Bacia do Marajó, com uma espessa seqüência clástica continental mostrando influência marinha. Falhas normais NW e NNW e direcionais NE e ENE controlaram a geometria da bacia. A distensão, relacionada com a abertura do Atlântico Equatorial, propagou-se continente adentro ao longo de zonas de fraqueza crustal dos cinturões orogênicos pré-cambrianos Tumucumaque, Amapá e Araguaia. O evento neotectônico é um regime transcorrente que desenvolveu bacias transtensivas preenchidas por sedimentos marinhos rasos (Formação Pirabas) e seqüências transicionais (Grupo Barreiras) do Terciário Superior, seguidos por depósitos fluviais e seqüências transicionais do Quaternário, derivadas dos rios Amazoans e Tocantins e do estuário do Marajó. A paisagem atual tem morfologia tipicamente estuarina. A morfologia costeira apresenta escarpas em seqüências transicionais do Terciário Superior, enquanto no interior dominam elevações sustentadas por crosta laterítica do Pleistoceno Médio, aparadas por superfície erosiva a 70 m. No leste da Ilha do Marajó são reconhecidas várias gerações de paleocanais com seqüências estuarinas associadas, enquanto no lado oeste predomina uma planície flúvio-marinha.

Aplicação de ensaios de resistividade na caracterização do Sistema Aquífero Barreiras / Marituba em Maceió - AL

A caracterização do Sistema Aquífero Barreiras / Marituba, maior fonte de abastecimento de água da cidade de Maceió, capital de Alagoas, Brasil, é importante para fornecer subsídios para uma utilização racional e sustentável desse recurso. O arcabouço tectônico e estratigráfico da área construído por meio de perfis de poços, análise de elementos estruturais e mapeamento geológico propõe um modelo com uma série de grabens e horsts. Com o objetivo de confirmar a presença de estruturas delimitando blocos estruturais e refinar o modelo foram realizados ensaios de sondagem elétrica vertical e caminhamento elétrico dipolo-dipolo. Os resultados dos ensaios geofísicos confirmaram a existência de zonas mais condutoras, que caracterizam as zonas de falhas normais que delimitam os blocos estruturais. A integração dos dados geológicos e estruturais aos resultados geofísicos confirmaram a existência de um modelo estrutural com blocos escalonados, que influenciam fortemente o comportamento do sistema águas subterrâneas.

Determinação da distribuição de um nível de turbidito na formação Macaé no campo de Namorado através de uso de atributos sísmicos

This study was developed on the basis of petrophysics characterization, 3D seismic interpretation, and rock-wire-log integration. The results were integrated with amplitude attribute through cross plot (rock attribute x amplitude value). 3D seismic data also allowed inteipreting the top of Lagoa Feia, Macaé, and Carapebus formations, and Outeiro Member. The analyses of the maps of structures and attributes, integrated with wire-log data, suggest that Namorado turbidite level is candidate to be mapped with stratigraphic attributes like AverageTroughAmplitude, RMS velocity and Total AbsoluteAmplitude. Lagoa Feia Formation attribute maps (Dip-Azimuth and TotalEnergy) allows to interpret a low fault density at the carbonate coquina level in the Namorado field. This level is also considered one at the best seismic reflector and an important reservoir of the Campos Basin.

Modelagem crustal da Bacia de Santos pela integração de métodos geofísicos

Pós-graduação em Geologia Regional - IGCE

Compartimentação morfotectônica da Alta Mogiana Paulista (Nordeste do Estado de São Paulo)

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq)

Evolução cenozóica da região de Jundiaí (SP)

Pós-graduação em Geologia Regional - IGCE

Evolução tectônica dos altos estruturais de Pitanga, Artemis, Pau D'Alho e Jibóia - Centro do Estado de São Paulo

Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP)

Modelo tectono-estrutural dos campos de petróleo Namorado, Cherne e Albacora

The main goal in this research is a tectono-estructural characterization of the Cherne, Albacora and Namorado Fields, located at Campos Basin, in order to investigate the relationship between the geologic evolution and the rock´s physical properties of the reservoir, and how they affect the hydrocarbon accumulation in those fields. Well correlations show that the inferior turbidites have a regional lateral continuity. Basic petrophysics analysis, calculated here, shows that the three fields present porosity values that range from 15 to 20%, shale volume range from 26 to 30% and formation water saturation range from 23 to 45%, based on formation water resistivity dada from Albacora Field. Petrophysics maps feature a trend in Albacora Field that increase the porosity values to SE, and in Cherne and Namorado Field the trend increase towards N. Seismic horizons where interpreted between the first appearance of the Namorado Sandstone and the top of Quissamã Formation. This interval presents normal listric faulting, in Cherne and Namorado Field with NWSE and NE-SW direction, and sedimentation trend to NW-SE, in Albacora Field the faulting presents a NNE-SSW and N-S direction, with a sedimentation trend to NE-SW. Seismic attribute maps present amplitude anomalies close to the producing wells, and on Namorado Field, it indicates a potential hydrocarbon accumulation in the NE region. For each field is indicated laboratory tests for a better characterization of the petrophysical properties, since that they don’t form the same reservoir level, therefore, not influencing the water saturation calculation

Estudo da influência do lineamento Tibagi e Sinclinal de Torres na estruturação da porção norte da bacia de Pelotas

The area of this work is located along the Northern portion of the Pelotas´s basin. The onshore region extends from the Southern portion São Paulo State to the North of Rio Grande do Sul State, with a total area of 440 530 km ². The objective of the research is to characterize the main geological structures of the outcropping basement in the Paraná Basin and its correlation with the offshore portion of the Pelotas Basin. The characterization was performed through the integration of surface (SRTM images and outcrops) and subsurface data (seismic data and well logs), the method includes the use of remote sensing techniques and seismic interpretation. The main structures to be analyzed are the Tibagi Lineament and the “Torres Syncline in order to verify its influence on the geological evolution and deformation of the basin. As result, it was identified the continuity of the both structures inside the offshore basin (Pelotas Basin); but only the Tibagi Lineament represents an important structural feature in the offshore basin. In this sense, the Tibagi lineament shows a NW-SE direction along the both basins (Pelotas and Paraná) and it is defined by drainages and relief on the continental portion. It was classified as a graben structure limited by normal faults and it also was verified a trend of faults inside the lineament that cuts all the sedimentary package of Itararé Group from Paraná Basin. The Torres syncline is a structure that connects the arches of Ponta Grossa and Rio Grande, showing NW-SE orientation and a low angle dip in the NW direction. Its projection into the Pelotas Basin was not recognized by the methods applied in this work, because a preliminary analyze indicates that its projection corresponds to a structural high inside the Pelotas Basin

Investigação sobre deformação neotectônica no lineamento Guapiara, região de Ourinhos, Fartura-SP e Santo Antonio da Platina - PR

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq)

Modelo petrofísico 3D do Arenito Namorado no Campo de Namorado - Bacia de Campos, RJ

The Namorado Oil Field represents the beginning of the oil exploration in Brazil, in the 70s, and it is still a subject of researches because the importance of this turbidite sandstone in the brazilian oil production. The Namorado’s production level was denominated “Namorado sandstone”, it is composed by turbidite sandstone deposited during the Albian-Cenomanian. In order to define the structural geometry of the main reservoir, geological and geophysical tools like RECON and Geographix (Prizm – Seisvision) softwares were used, and its application was focused on geological facies analysis, for that propose well logs, seismic interpretation and petrophysical calculations were applied. Along this work 15 vertical wells were used and the facies reservoirs were mapped of along the oil field; it is important to mentioned that the all the facies were calibrated by the correlation rock vs log profile, and 12 reservoir-levels (NA-1, NA-2, NA-3, NA-4, NA-5, NA-6, NA-7, NA-8, NA-9, NA-10, NA-11 e NA-12) were recognized and interpreted. Stratigraphic sections (NE-SW and NW-SE) were also built based on stratigraphic well correlation of each interpreted level, and seismic interpretation (pseudo-3D seismic data) on the southeastern portion of the oil field. As results it was interpreted on two- and three-dimensional maps that the deposition reservoir’s levels are hight controlled by normal faults systems. This research also shows attribute maps interpretation and its relationship with the selection of the reservoir attribute represented on it. Finally the data integration of stratigraphic, geophysical and petrophysical calculations lets us the possibility of obtain a detail geological/petrophysical 3D model of the main reservoir levels of “Namorado sandstone” inside the oil/gás field

Caracterização estrutural da Zona de Falha da Cachoeira

Este trabalho apresenta a Caracterização Estrutural da Zona de Falha da Cachoeira na região compreendida entre as cidades de Jundiaí e Monte Mor no estado de São Paulo. A Zona da Falha da Cachoeira constitui um importante alinhamento estrutural de direção NW no Embasamento Cristalino e adentra-se no mesmo sentido na Bacia do Paraná afetando os sedimentos paleozóicos. Para a investigação da Zona de Falha foi necessária a definição das características geológico-estruturais e tectônicas da área. As análises macro e mesoscópicas indicam forte estruturação de relevo e dos alinhamentos de drenagem para direção NW-SE e subordinadamente para NE-SW. A zona de falha é marcada pela presença de rochas com texturas miloniticas, cataclásticas e trama de cristais isorientados não deformados. Falhas normais, transcorrentes dextrais, sinistrais foram identificadas e suas análises permitiram inferir um quadro evolutivo para a zona da Falha da Cachoeira, onde as falhas de direções NW-SE antigas relacionadas à paleotectônica e a formação das rochas miloniticas e cataclásticas , as NE-SW aos falhamentos normais da tectônica distensiva do sistema rifts do Sudeste Brasileiro que geraram os depósitos terciários e as falhas normais NW-SE a aos movimentos transcorrentes neotectônicos.

Análise das respostas de atributos sísmicos dos carbonatos barremiano, albiano e neógeno no campo de Bonito, bacia de Campos - RJ

The Bonito oil field, located on southwest of Campos Basin-RJ, has been explored since 1982. The main reservoir is composed by calcarenites of Quissamã Formation (Macaé Group) from Albian, but two other carbonate levels are present on the field, firsts is Coqueiros Formation (Aptian) and the second Siri Member (Oligo-Miocene). In this context and considering that carbonates reservoirs are a challenge for exploratory geoscientists, since the difficulty on recognize the effective reservoir distribution. This work aim to characterize the geophysical/geological facies based on seismic attributes responses, related to reservoir geometrical distribution, for the tree carbonates intervals on Bonito oil Field. A tree dimensional interpretation of the levels has been developed, based on well cross correlation and a 3D seismic interpretation, resulting on the stratigraphic and structural framework of the field, which showed a NE-SW fault trend controlling the Aptian carbonates reservoirs, and halocnetics structures showing a structural trap on Albian carbonates reservoirs. The definition of the structural/ stratigraphic framework possibly the seismic attributes calculations over the reservoir intervals. To select the best response in comparison with the reservoir distribution, obtained by seismic interpretation, the attributes response were compared with isopachs maps of each carbonate stratigraphic level. The attributes Maximum Amplitude, Maximum Magnitude and Rms Amplitude showed a good answer to reservoir distribution. The Rms Amplitude also showed a good correlation with physical rock properties, like RHOB bulk density, for the Albian and Aptian carbonates, as consequence it is possible make a characterization of reservoir distribution based on seismic attribute answer