Carbon and oxygen isotope geochemistry of Ediacaran outer platform carbonates, Paraguay Belt, central Brazil

Após a glaciação do final do Criogeniano, a região central do Brasil foi palco de extensa deposição de carbonatos plataformais do Grupo Araras. Este grupo inclui na sua base uma seqüência de capa carbonática sucedida por depósitos transgressivos de calcilutitos betuminosos e folhelhos de plataforma profunda. Dados de fácies e estratigráficos combinados com análises isotópicas de carbono e oxigênio da seção mais completa desses depósitos transgressivos, expostos no sinclinal da Guia, foram empregados para avaliar o paleambiente deposicional e para testar a correlação desses depósitos ao longo da faixa e também com outras unidades de outros continentes. A sucessão estudada consiste de 150 m de espessura de camadas tabulares de calcilutitos e folhelhos cinza a pretos com valores de d13CPDB negativos, entre -2,5 e -1 . O perfil de d13CPDB do sinclinal da Guia mostra clara correlação com a porção superior da Formação Guia da região de Cáceres, 200 km a sudoeste. O perfil de d13CPDB do Grupo Araras é comparável aos perfis de d13CPDB de outras unidades ediacaranas da parte sul da Faixa Paraguai, oeste do Canadá, e crátons do Congo e do Kalahari. Além disso, a distribuição de fácies, estratigrafia e o perfil isotópico do Grupo Araras são equiparáveis à porção média do Subgrupo Tsumeb na Namíbia, o que reforça a atribuição de idade Ediacarana para o Grupo Araras.

Arranjos coplanar e coaxial nas sondas de perfilagem de poço: ferramentas triaxiais em reservatórios laminados

A ferramenta de indução triaxial ou multicomponente foi desenvolvida recentemente para solucionar os problemas de medição da convencional perfilagem de indução em formações anisotrópicas. Neste trabalho são apresentadas as respostas da sonda de indução triaxial em reservatórios que possuem seqüências finamente laminadas de arenito e folhelho. Reservatórios como estes apresentam a conhecida anisotropia macroscópica, portanto, os resultados demonstrarão a existência de uma resistividade horizontal e outra vertical. Devido a sonda triaxial de indução apresentar dois pares de bobinas coplanares, os quais em geral fornecem os valores de resistividade vertical, este trabalho apresenta inicialmente um estudo analítico e qualitativo das respostas obtidas pelo arranjo coplanar onde o transmissor é tratado como um dipolo. Também será apresentada a solução analítica em que a bobina transmissora é considerada como um loop de dimensão finita.

Correlação de poços com múltiplos perfis através da rede neural multicamadas

A correlação estratigráfica busca a determinação da continuidade lateral das rochas, ou a equivalência espacial entre unidades litológicas em subsuperfície, a partir de informações geológico-geofísicas oriundas de poços tubulares, que atravessam estas rochas. Normalmente, mas não exclusivamente, a correlação estratigráfica é realizada a partir das propriedades físicas registradas nos perfis geofísicos de poço. Neste caso, busca-se a equivalência litológica a partir da equivalência entre as propriedades físicas, medidas nos vários poços de um campo petrolífero. A técnica da correlação estratigráfica com perfis geofísicos de poço não é uma atividade trivial e sim, sujeita a inúmeras possibilidades de uma errônea interpretação da disposição geométrica ou da continuidade lateral das rochas em subsuperfície, em função da variabilidade geológica e da ambigüidade das respostas das ferramentas. Logo, é recomendável a utilização de um grande número de perfis de um mesmo poço, para uma melhor interpretação. A correlação estratigráfica é fundamental para o engenheiro de reservatório ou o geólogo, pois a partir da mesma, é possível a definição de estratégias de explotação de um campo petrolífero e a interpretação das continuidades hidráulicas dos reservatórios, bem como auxílio para a construção do modelo geológico para os reservatórios, a partir da interpretação do comportamento estrutural das diversas camadas em subsuperfície. Este trabalho apresenta um método de automação das atividades manuais envolvidas na correlação estratigráfica, com a utilização de vários perfis geofísicos de poço, através de uma arquitetura de rede neural artificial multicamadas, treinada com o algoritmo de retropropagação do erro. A correlação estratigráfica, obtida a partir da rede neural artificial, possibilita o transporte da informação geológica do datum de correlação ao longo do campo, possibilitando ao intérprete, uma visão espacial do comportamento do reservatório e a simulação dos possíveis paleoambientes. Com a metodologia aqui apresentada foi possível a construção automática de um bloco diagrama, mostrando a disposição espacial de uma camada argilosa, utilizando-se os perfis de Raio Gama (RG), Volume de Argila (Vsh), Densidade (ρ_b) e de Porosidade Neutrônica (φ_n) selecionados em cinco poços da região do Lago Maracaibo, na Venezuela.

Determinação automática da porosidade e zoneamento de perfis através da rede neural artificial competitiva

Duas das mais importantes atividades da interpretação de perfis para avaliação de reservatórios de hidrocarbonetos são o zoneamento do perfil (log zonation) e o cálculo da porosidade efetiva das rochas atravessadas pelo poço. O zoneamento é a interpretação visual do perfil para identificação das camadas reservatório e, consequentemente, dos seus limites verticais, ou seja, é a separação formal do perfil em rochas reservatório e rochas selante. Todo procedimento de zoneamento é realizado de forma manual, valendo-se do conhecimento geológico-geofísico e da experiência do intérprete, na avaliação visual dos padrões (características da curva do perfil representativa de um evento geológico) correspondentes a cada tipo litológico específico. O cálculo da porosidade efetiva combina tanto uma atividade visual, na identificação dos pontos representativos de uma particular rocha reservatório no perfil, como a escolha adequada da equação petrofísica que relaciona as propriedades físicas mensuradas da rocha com sua porosidade. A partir do conhecimento da porosidade, será estabelecido o volume eventualmente ocupado por hidrocarboneto. Esta atividade, essencial para a qualificação de reservatórios, requer muito do conhecimento e da experiência do intérprete de perfil para a efetiva avaliação da porosidade efetiva, ou seja, a porosidade da rocha reservatório, isenta do efeito da argila sobre a medida das propriedades físicas da mesma. Uma forma eficiente de automatizar estes procedimentos e auxiliar o geofísico de poço nestas atividades, que particularmente demandam grande dispêndio de tempo, é apresentado nesta dissertação, na forma de um novo perfil, derivado dos perfis tradicionais de porosidade, que apresenta diretamente o zoneamento. Pode-se destacar neste novo perfil as profundidades do topo e da base das rochas reservatório e das rochas selante, escalonado na forma de porosidade efetiva, denominado perfil de porosidade efetiva zoneado. A obtenção do perfil de porosidade efetiva zoneado é baseado no projeto e execução de várias arquiteturas de rede neural artificial, do tipo direta, com treinamento não supervisionado e contendo uma camada de neurônios artificiais, do tipo competitivo. Estas arquiteturas são projetadas de modo a simular o comportamento do intérprete de perfil, quando da utilização do gráfico densidade-neutrônico, para as situações de aplicabilidade do modelo arenito-folhelho. A aplicabilidade e limitações desta metodologia são avaliadas diretamente sobre dados reais, oriundos da bacia do Lago Maracaibo (Venezuela).

Determinação estatística dos contatos fluidos em perfis de poço

No interior dos reservatórios petrolíferos, o efeito da gravidade produz naturalmente a segregação dos fluidos presentes. Em razão basicamente das forças capilares não existe uma superfície definida de separação entre cada dois fluidos. No entanto, é comum na engenharia de petróleo admitir-se uma superfície convencional de separação dos fluidos. À essa superfície dá-se o nome de interface fluida ou contato fluido. A obtenção da localização dos contatos fluidos no interior dos reservatórios, como os contatos óleo-água, contatos gás-água e os contatos gás-óleo, sem a interpretação completa dos perfis geofísicos ou a realização dos procedimentos diretos dos testes de formação é um problema de difícil solução para a indústria do petróleo. O posicionamento em profundidade dos contatos pode ser utilizado para a definição dos procedimentos de completação do poço e para o posicionamento do canhoneio nos horizontes produtores dos poços verticais. Temos também a aplicação do mapeamento deste parâmetro, para os projetos e controle da perfuração no caso dos poços direcionais e horizontais, que utilizam tal informação para o posicionamento do eixo do poço no interior da zona de hidrocarboneto no reservatório, a fim de se evitar, principalmente, a produção de água. Este trabalho apresenta uma metodologia para a identificação e posicionamento dos contatos fluidos, através da aplicação da técnica da estatística multivariada, chamada de análise discriminante. Nesta aplicação, faz-se uso direto dos perfis de resistividade (R_T), de raios gama natural (RG), de densidade (ρ_b), de porosidade neutrônica (Φ_N), de caliper (Cal) e do perfil de volume de argila (Vcla), como dados de entrada no programa de análise discriminante. Para o caso de depósitos clásticos, com seqüências arenito-folhelho, a análise discriminante fornece ainda a indicação da litologia e as espessuras aparentes dos reservatórios. As curvas de perfis geofísicos aplicadas para a avaliação desta metodologia são provenientes de poços perfurados na bacia do lago Maracaibo, na Venezuela, onde, segundo estudos geológicos, existe a ocorrência de seqüências estratigráficas, com camadas de folhelhos e arenitos, sendo também confirmada a presença de hidrocarbonetos nos poços utilizados neste trabalho.

Estudo da resposta de perfilagem de indução de camadas finas com diferentes arranjos de bobinas: modelamento analógico

Objetivando contribuir para a melhoria da resolução vertical das sondas de indução, utilizando arranjos de bobinas não-convencionais, fizemos um estudo comparativo das respostas obtidas com os arranjos coaxial e coplanar, através do modelamento analógico em escala reduzida. Construímos sondas de indução com um par de bobinas, bem como modelos geoelétricos que simulam seqüências litoestratigráficas formadas por camadas tanto espessas como delgadas, com ou sem invasão de fluidos, utilizando um fator de redução de escala igual a 20. O sistema de instrumentação nos permitiu medições da razão entre o campo secundário com relação ao primário na ordem de 0,01 %. Analisando os perfis obtidos com ambos os arranjos, coaxial e coplanar, chegamos a conclusão que: • quando se refere a camadas delgadas de condutividade elétrica relativamente elevadas, como é o caso de níveis argilíticos num pacote arenítico contendo hidrocarbonetos, o arranjo de bobinas coaxial é visivelmente superior ao coplanar, no que se refere ao posicionamento e estimativa das espessuras destas finas camadas; • por outro lado, quando se trata de camadas delgadas de condutividade relativamente baixa, como é o caso de lentes areníticas saturadas em hidrocarbonetos num pacote de folhelho, verificamos que o arranjo coplanar apresenta uma resolução vertical sensivelmente melhor, tanto para camadas finas quanto para as de maior espessura; • o efeito de camadas adjacentes (shoulder effect) se apresenta bem mais acentuado nos perfis obtidos com o arranjo coaxial; • o arranjo coplanar apresenta uma melhor definição de bordas para as camadas espessas. Entretanto, em camadas de menor espessura, o arranjo coplanar perde aquela ligeira oscilação do sinal que posiciona as interfaces de contato entre camadas.

Modelamento de perfis de indução

Neste trabalho foi implementado um algoritmo que permite o modelamento das respostas das sondas de indução (2C40-6FF40-ILD) em meios estratificados. O algoritmo é baseado na solução exata do problema de Green para a obtenção do campo eletromagnético em meios estratificados com a fonte no interior dos estratos. O código computacional desenvolvido neste trabalho para meios horizontalmente estratificados tem o objetivo de auxiliar o desenvolvimento de códigos mais avançados, uma vez que é difícil o acesso para a pesquisa dos códigos citados na literatura. Os códigos disponíveis são comerciais, mas estes têm o objetivo único de produção, além de serem, bastante dispendiosos. O código também foi utilizado para a obtenção da resposta da sonda ILD em reservatórios do tipo laminado, onde a sonda tem baixa resolução. E verificamos, a exemplo de outros autores, que a condutividade obtida pela sonda pode ser expressa pela soma das condutividades dos constituintes litológicos do reservatório ponderada pelos seus percentuais em volume. Esta relação foi definida para reservatórios ainda não analisados na literatura, tipo arenito moderadamente silicificado/arenito/folhelho, onde a lâmina de interesse tem resistividade superior a resistividade de uma das lâminas, e inferior a resistividade da outra. Foi analisado também reservatórios tipo arenito moderadamente silicificado/arenito, onde a lâmina de interesse tem a menor resistividade. Com esta relação pode-se obter para estes reservatórios laminados estimativas mais precisas de Rt e consequentemente determinar as saturações água/óleo e produtibilidade, também de forma mais precisa.

A capa carbonática do sudoeste do cráton amazônico, estado de Rondônia: nova ocorrência e extensão dos eventos pós-glaciação marinoana (635 Ma)

Na porção oeste da Bacia dos Parecis, Estado de Rondônia, inserida no sudoeste do Cráton Amazônico, rochas carbonáticas expostas nas bordas dos grábens Pimenta Bueno e Colorado têm sido consideradas como parte do preenchimento eopaleozoico da bacia. A avaliação das fácies/microfácies e quimioestratigrafia dessas rochas nas regiões de Chupinguaia e Pimenta Bueno, confirmou a ocorrência de dolomitos rosados que sobrepõem, em contato direto, diamictitos glaciais previamente interpretados como depósitos de leques aluviais. Trabalhos prévios reportaram excursão negativa de δ¹³C, também confirmados neste trabalho, com variações entre -4.6 e -3,8‰VPDB em Chupinguaia e média de - 3,15‰VPDB em Pimenta Bueno. Esse padrão, de sedimentação e quimioestratigráfico, ausente nas rochas paleozoicas, é comumente encontrado nos depósitos carbonáticos anômalos do Neoproterozoico. No sul do Cráton Amazônico, Estado do Mato Grosso, rochas com essas mesmas características são descritas como capas carbonáticas relacionadas à glaciação marinoana (635 Ma). Neste trabalho, consideramos que os dolomitos rosados sobre diamictitos, em Rondônia, fazem parte do mesmo contexto das capas carbonáticas encontradas no Mato Grosso. Adicionalmente, destaca-se o contato brusco e deformado do dolomito sobre o diamictito, presente em ambas as ocorrências, configurando-se uma das feições típicas das capas carbonáticas do Cráton Amazônico. Essa relação paradoxal, entre diamictito e dolomito, tem sido interpretada como produto da mudança rápida das condições atmosféricas de icehouse para greenhouse, e a deformação da base foi gerada pelo rebound isostático. A capa carbonática de Rondônia compreende duas associações de fácies (AF2 e AF3) que recobrem depósitos glacio-marinhos compostos por paraconglomerados polimíticos (Pp), e arenito seixoso laminado (Asl), da AF1. A AF2 consiste em dolomudstone/dolopackstone peloidal com laminação plana a quasi-planar e com truncamentos de baixo-ângulo (fácies Dp), megamarcas onduladas (fácies Dm) e laminações truncadas por ondas (fácies Dt), interpretada como depósitos de plataforma rasa influenciada por ondas. Esta sucessão costeira é sucedida pela AF3, que compreende as fácies: dolomudstone/dolopackstone e dolomudstone/dolograinstone com partição de folhelho (Df) e siltito laminado (Sl). A fácies Df compreende um pacote de 6 metros de dolomito com partição de folhelho, apresentando lâminas de calcita fibrosa (pseudomorfos de evaporito) e dolomitos com laminações onduladas de corrente. Sobrejacente à fácies Df, ocorre a fácies Sl, apresentando 5 metros de siltito argiloso com laminação plana. Esta associação é interpretada como depósitos de plataforma rasa influenciada por maré, sendo sobreposta discordantemente, em contato angular, por depósitos glaciais do Eopaleozoico. Os valores isotópicos de C e O são negativos e refletem o sinal primário do C. No entanto, pode-se considerar uma leve influência da diagênese meteórica no sinal. As principais quebras nos sinais negativos podem estar associadas à influência meteórica, expressa pela substituição e preenchimento de poros por calcita e pela proximidade de superfícies estratigráficas, os quais refletem alguns padrões de alteração diagenética, representados nos sinais mais negativos. Diferentemente da capa carbonática do Mato Grosso, a capa de Rondônia possui níveis de pseudomorfos de evaporito e dolomitos com partição de folhelho (ritmito), em sucessão de fácies marinha rasa, onde os dolomitos de plataforma rasa influenciada por ondas passam para ritmitos e siltitos de plataforma rasa influenciada por maré (zona de inframaré), configurando uma sucessão retrogradante. Esta nova ocorrência de capa carbonática modifica a estratigrafia da base da Bacia dos Parecis, ao passo que exclui essas rochas carbonáticas da sequência eopaleozoica. Além disso, fornece informações que permitem reconstruir melhor a paleogeografia costeira da bacia neoproterozoica que acumulou os depósitos da plataforma carbonática do Grupo Araras, bem como estende os eventos pós-marinoanos ligados à hipótese do Snowball/Slushball Earth para o sudoeste do Cráton Amazônico, exposto no Estado de Rondônia.

Estudo petrográfico e geoquímico dos ironstones da base da Formação Pimenteiras, Borda Oeste da Bacia do Parnaíba, Tocantins

Ironstones, que ocorrem na base da Formação Pimenteiras (Devoniano), na borda noroeste da Bacia do Parnaíba, foram investigados ao longo dos perfis Xambioá-Vanderlândia e Colinas do Tocantins-Couto Magalhães. Esses ironstones formam camadas de espessura decimétrica, descontínuas e intercaladas em arenitos e siltitos, que jazem sobre rochas do cinturão Araguaia. Além da textura oolítica, os ironstones de Xambioá-Vanderlândia diferem dos de Colinas do Tocantins-Couto Magalhães por conterem menores quantidades de material terrígeno, notadamente quartzo, e maiores proporções de oxi-hidróxidos de Fe. São ainda mais enriquecidos em V, Sr, Zr e Σ_ETR e mais empobrecidos em Al₂O>sub>3 e Rb. Diferem também no padrão de distribuição dos ETR normalizados ao North American Shale Composite (NASC), especialmente com relação aos valores de (ETRI)_N, os quais, mais altos nos ironstones oolíticos e mais baixos nos não oolíticos, geram curvas convexas e côncavas, respectivamente. No campo, não foram estabelecidas as relações espaciais entre as duas variedades de ironstones, porém sugere-se que elas representem diferentes fácies da mesma formação ferrífera. Possivelmente, a deposição da fácies não oolítica ocorreu mais afastadamente da borda continental, em ambiente de águas mais profundas e calmas, onde foram descarregadas maiores quantidades de sedimentos detríticos; a deposição da fácies oolítica transcorreu em águas mais rasas e agitadas, com menor suprimento de material terrígeno. O transporte do Fe poderia ter resultado, em grande parte, da erosão fluvial de áreas continentais marcadas por ambientes redutores, o que teria favorecido a solubilidade daquele metal na forma de complexos orgânicos.