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.

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.

Modelagem sísmica via métodos das diferenças finitas: caso da bacia do Amazonas

Este trabalho tem por objetivo apresentar os resultados da modelagem sísmica em meios com fortes descontinuidades de propriedades físicas, com ênfase na existência de difrações e múltiplas reflexões, tendo a Bacia do Amazonas como referência à modelagem. As condições de estabilidade e de fronteiras utilizadas no cálculo do campo de ondas sísmicas foram analisadas numericamente pelo método das diferenças finitas, visando melhor compreensão e controle da interpretação de dados sísmicos. A geologia da Bacia do Amazonas é constituída por rochas sedimentares depositadas desde o Ordoviciano até o Recente que atingem espessuras da ordem de 5 km. Os corpos de diabásio, presentes entre os sedimentos paleozóicos, estão dispostos na forma de soleiras, alcançam espessuras de centenas de metros e perfazem um volume total de aproximadamente 90000 Km³. A ocorrência de tais estruturas é responsável pela existência de reflexões múltiplas durante a propagação da onda sísmica o que impossibilita melhor interpretação dos horizontes refletores que se encontram abaixo destas soleiras. Para representar situações geológicas desse tipo foram usados um modelo (sintético) acústico de velocidades e um código computacional elaborado via método das diferenças finitas com aproximação de quarta ordem no espaço e no tempo da equação da onda. A aplicação dos métodos de diferenças finitas para o estudo de propagação de ondas sísmicas melhorou a compreensão sobre a propagação em meios onde existem heterogeneidades significativas, tendo como resultado boa resolução na interpretação dos eventos de reflexão sísmica em áreas de interesse. Como resultado dos experimentos numéricos realizados em meio de geologia complexa, foi observada a influência significativa das reflexões múltiplas devido à camada de alta velocidade, isto provocou maior perda de energia e dificultou a interpretação dos alvos. Por esta razão recomenda-se a integração de dados de superfície com os de poço, com o objetivo de obter melhor imagem dos alvos abaixo das soleiras de diabásio.

Fácies sedimentares da Formação Prosperança, Neoproterozóico do Sul do Escudo das Guianas, estado do Amazonas

Rochas neoproterozóicas da Formação Prosperança, cobertura sedimentar da porção sul do Escudo das Guianas, são pobremente expostas quando comparadas com o registro sedimentar fanerozóico das bacias da Amazônia Ocidental. A Formação Prosperança consiste em conglomerados, arenitos arcosianos e pelitos que preenchem grábens no embasamento no Escudo das Guianas orientados segundo NW-SE. Esta unidade é sotoposta por rochas carbonáticas da Formação Acarí que ocorre apenas em subsuperfície, compondo o Grupo Purus, embasamento sedimentar das bacias paleozóicas produtoras de óleo da Amazônia. A análise de fácies e estratigráfica realizada na região do baixo rio Negro, Estado do Amazonas, indicou que a Formação Prosperança consiste em quatro associações de fácies representativas de um sistema flúvio-deltáico: 1) prodelta/lacustre, 2) frente deltaica, 3) foreshore/shoreface e 4) planície braided distal. Camadas tabulares de pelitos de prodelta extensos por quilômetros sugerem uma bacia sedimentar ampla de provável origem lacustre ou mar restrito. Lobos de frente deltaica complexos foram alimentados por distributários braided, formados por dunas subaquosas que migravam para NW do Bloco Amazônico durante o Neoproterozóico. Arenitos gerados sob condições de fluxo oscilatório/combinado são compatíveis com depósitos de praia e de face litorânea. A Bacia Prosperança foi fracamente invertida durante o intervalo Cambriano-Ordoviciano. Posteriormente estes depósitos são recobertos erosivamente por conglomerados e arenitos com estratificações cruzadas e planares interpretadas como depósitos fluviais do tipo braided, com migração para SE, pertencentes ao Grupo Trombetas do Eo-paleozóico da Bacia do Amazonas.

Proveniência de arenitos albianos (Grupo Itapecuru), borda leste da bacia de São Luís-Grajaú, Maranhão, usando análise de minerais pesados e química mineral

Depósitos albianos da bacia de São Luís-Grajaú, antigamente conhecidos apenas em subsuperfície como ‘Unidade Indiferenciada’ do Grupo Itapecuru, foram recentemente encontrados ao longo do rio Itapecuru, na parte leste desta bacia. São argilitos avermelhados, esverdeados a cinzas, arenitos estratificados e maciços e subordinadamente calcários, interpretados como depósitos de delta progradante para ENE/E e ESE e conectado a uma plataforma restrita. Para determinar a proveniência de arenitos albianos, foram coletadas 18 amostras para estudos de minerais pesados (fração 0,062-0,125 mm) usando-se microscópio petrográfico convencional e microscópio eletrônico de varredura. Os arenitos foram classificados como quartzo-arenito moderadamente a bem selecionado, cimentado por dolomita, cujos principais minerais pesados são zircão (4-70%), granada (12-74%), turmalina (3-20%), estaurolita (1-9%), rutilo (1-8%) e barita (0-55%), enquanto cianita, anatásio (autigênico), anfibólio (hornblenda), andaluzita, sillimanita, espinélio e ilmenita ocorrem raramente. A maioria dos grãos é irregular angulosa, mas grãos bem arredondados, particularmente de turmalina e zircão, também estão presentes. Texturas superficiais incluem fraturas conchoidais, marcas de percussão em V e pequenos buracos, estes últimos em grãos arredondados de turmalina e zircão, enquanto feições de corrosão estão principalmente presentes em barita (cavidades rômbicas), cianita, estaurolita (superfície mamilar) e granada (facetas bem formadas por dissolução). Grãos de zircão, com texturas de zoneamento oscilatório e razões U/Th ≥ 0,5 e Zr/Hf média de 29, indicam proveniência de granitos e migmatitos, enquanto os tipos de turmalina, determinados como dravita e shorlita, são oriundos, principalmente, de metapelitos e metapsamitos aluminosos e/ou pobres em Al, com menor contribuição de granitos e rochas meta-ultramáficas. As granadas, por sua vez, são ricas em almandina e têm baixos teores dos componentes de espessartita, grossulária e piropo. Suas fontes potenciais são rochas metamórficas de baixo a médio grau e granitos. Com base em análises de minerais pesados e progradação do sistema deltaico para ENE/E e ESE, as áreas mais prováveis como fontes potenciais de arenitos albianos são o cráton São Luís, os cinturões neoproterozóicos Araguaia e Gurupi, bem como a bacia paleozóica do Parnaíba, esta fornecendo sedimentos de grãos arredondados.

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.

Desenvolvimento de técnicas de filtragem e sua aplicação a dados aeromagnéticos da Bacia Amazônica

Dois métodos de filtragem são combinados neste trabalho com a finalidade de ressaltar determinadas feições, em um mapa aeromagnético, tais como lineamentos e anomalias de grande porte, provindos do embasamento. A filtragem visual consiste na observação estereoscópica de pares de mapas, especialmente elaborados para este fim. A filtragem numérica consiste na eliminação dos componentes espectrais indesejáveis (ruído) e no realce dos componentes espectrais de interesse (sinal). Ambos os métodos foram aplicados a mapas aeromagnéticos da Bacia do Médio Amazonas. As operações de filtragem numérica foram todas efetuadas no domínio dos espaços, através de convolução dos dados com filtros de dimensões 13x13. A análise preliminar do espectro é enfatizada como guia na elaboração de filtros. Os resultados da aplicação de cada filtro são discutidos em detalhe. Além das filtragens visual e numérica, vários modelos de falhas e de anomalias do intraembasamento e do supraembasemento são apresentados. A análise de modelos constitui um método de interpretação independente e complementar dos métodos de filtragens. Uma interpretação estrutural do embasamento da Bacia do Médio Amazonas é incluída. As direções principais dos lineamentos aeromagnéticos são E-W, NW60°, N-S, NF45° e NE6O°. Dois grabens sao bem evidenciados um com direção N-S, o mais recente próximo à borda do Alto do Purus. O outro, mais antigo, situa-se a leste do primeiro e tem direção NE45°. Duas anomalias de grande e médio porte (15-60km) possuem magnetização remanente com altos valores de inclinação negativa, o que corrobora a posição muito mais ao sul da Bacia Amazônica, no Paleozóico. Na integração dos dados aeromagnéticos com outros dados geofísicos, como sísmica e gravimetria, e resultados de fotointerpretação geológica, a consistência das informações independentes, em relação à interpretação aeromagnética, concorre para aumentar a viabilidade e a confiabilidade das técnicas aplica das neste trabalho.

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.

Os efeitos Delaware e Groningen: um estudo quantitativo por elementos finitos

Os efeitos Delaware e Groningen são dois tipos de anomalia que afetam ferramentas de eletrodos para perfilagem de resistividade. Ambos os efeitos ocorrem quando há uma camada muito resistiva, como anidrita ou halita, acima do(s) reservatório(s), produzindo um gradiente de resistividade muito similar ao produzido por um contato óleo-água. Os erros de interpretação produzidos têm ocasionado prejuízos consideráveis à indústria de petróleo. A PETROBRÁS, em particular, tem enfrentado problemas ocasionados pelo efeito Groningen sobre perfis obtidos em bacias paleozóicas da região norte do Brasil. Neste trabalho adaptamos, com avanços, uma metodologia desenvolvida por LOVELL (1990), baseada na equação de Helmholtz para H_Φ, para modelagem dos efeitos Delaware e Groningen. Solucionamos esta equação por elementos finitos triangulares e retangulares. O sistema linear gerado pelo método de elementos finitos é resolvido por gradiente bi-conjugado pré-condicionado, sendo este pré-condicionador obtido por decomposição LU (Low Up) da matriz de stiffness. As voltagens são calculadas por um algoritmo, mais preciso, recentemente desenvolvido. Os perfis são gerados por um novo algoritmo envolvendo uma sucessiva troca de resistividade de subdomínios. Este procedimento permite obter cada nova matriz de stiffness a partir da anterior pelo cálculo, muito mais rápido, da variação dessa matriz. Este método permite ainda, acelerar a solução iterativa pelo uso da solução na posição anterior da ferramenta. Finalmente geramos perfis sintéticos afetados por cada um dos efeitos para um modelo da ferramenta Dual Laterolog.

Estudo das feições lineares observadas em dados aeromagnéticos da Bacia do Solimões a partir de imagens digitais de sombreamento do relevo anômalo total

A Bacia do Solimões é caracterizada por um padrão magnético complexo, expresso ao longo de toda sua extensão, e produzido pela superposição de anomalias magnéticas que se apresentam sob a forma de feições lineares. Tais feições refletem as diferentes atividades tectônicas que atuaram na Região Amazônica através do Pré-Cambriano e Fanerozóico. Neste trabalho, foi aplicado nos dados aeromagnéticos da Bacia do Solimões um método de processamento de imagens digitais de sombreamento do relevo magnético anômalo total que, dadas suas características metodológicas, permitindo utilizá-lo como um filtro direcional, possibilitou a definição de aspectos relevantes no contexto das relações entre os lineamentos magnéticos E/W, NE/SW, e NW/SE. Nesse sentido, foram identificados padrões de lineamentos magnéticos que refletem a existência de zonas de cisalhamento transcorrentes dextrais, orientadas preferencialmente na direção E/W. A interação entre os diversos segmentos transcorrentes promoveu o desenvolvimento de um regime predominantemente transpressivo, representado por falhas reversas associadas aos lineamentos magnéticos E/W e NE/SW; e duplexes direcionais formando falhas em flor positivas e negativas associadas, respectivamente, aos lineamentos magnéticos orientados na direção N70-80E e N70-80W. A análise quantitativa permitiu explicar dois aspectos importantes em relação às feições lineares observadas nas imagens digitais. O primeiro mostra, através de modelamentos baseados na superposição de prismas bidimensionais, que estas feições lineares magnéticas podem ser explicadas pela superposição de fontes profundas intraembasamento altamente magnéticas, e fontes rasas de alta frequência, sendo estas associadas a falhas reversas ao longo dos níveis de diabásio, presentes em forma de intrusões nos sedimentos paleozóicos da Bacia do Solimões. O segundo aspecto, baseado na utilização dos conceitos da cross-covariância, constata a presença de 'offsets' dextrais, associados aos lineamentos magnéticos NE—SW, ao longo da direção E—W. Este fato mostra, quantitativamente, que o padrão magnético desta região pode ser explicado pela presença de zonas de cisalhamento transcorrestes dextrais, cujos processos tectônicos associados foram fortemente condicionados por zonas de fraquezas pré-existentes (Pré-Cambrianas, Paleozóicas) durante o Mesozóico e Cenozóico.

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.

Modelagem acústica por diferenças finitas e elementos finitos em 2-D e 2,5-D

A modelagem acústica fornece dados úteis para avaliação de metodologias de processamento e imageamento sísmico, em modelos com estrutura geológica complexa. Esquemas de diferenças finitas (DF) e elementos finitos (EF) foram implementados e avaliados em modelos homogêneos e heterogêneos. O algoritmo de diferenças finitas foi estendido para o caso 2,5-D em modelos com densidade variável. Foi apresentada a modelagem de alvos geológicos de interesse exploratório existentes na Bacia Paleozóica do Solimões na Amazônia. Reflexões múltiplas de longo período produzidas entre a superfície livre e a discordância Cretáceo-Paleozóica, a baixa resolução da onda sísmica nas proximidades do reservatório e as fracas reflexões na interface entre as rochas reservatório e as rochas selantes são as principais características dos dados sintéticos obtidos, os quais representam um grande desafio ao imageamento sísmico.

Atividade pozolânica de arenito zeolítico da região Nordeste do Brasil

No nordeste do Brasil, existe a ocorrência de zeolitas sedimentares relacionadas a arenitos, descoberta nos anos 2000. Esses arenitos são constituídos de quartzo, zeolitas naturais (estilbita) e argilominerais (esmectita). Estudos preliminares constataram que esse arenito pode ser empregado como material pozolânico em sistemas à base de cimento Portland, desde que o material seja peneirado para remoção do quartzo e ativado termicamente, uma vez que a estilbita é zeolita de baixa atividade pozolânica. O objetivo geral desse trabalho foi determinar qual a fração granulométrica que proporciona a maior concentração de zeolita e esmectita e a temperatura de calcinação que acarreta a maior atividade pozolânica. No programa experimental, empregou-se o arenito zeolítico passante nas peneiras #200 e #325 e calcinado às temperaturas de 150ºC, 300ºC e 500ºC. A análise da caracterização mineralógica das amostras peneiradas foi realizada por difração de raios X, por análises termogravimétrica e termodiferencial. Para avaliação da reatividade, foram realizados ensaios mecânicos de atividade pozolânica em argamassas de cal hidratada e cimento Porltand. Os resultados mostraram que a amostra peneirada na peneira #200 foi a mais adequada porque apresentou elevada concentração de estilbita e um percentual maior de material passante em comparação a amostra da peneira #325, 15% e 2% respectivamente. A temperatura de calcinação de 500ºC foi a que proporcionou a maior atividade pozolânica, em razão da modificação mais efetiva da estrutura cristalina, tanto da estilbita, como da esmectita. As temperaturas mais moderadas a 150ºC e 300ºC não foram suficientes para a obtenção dos mesmos resultados. As argamassas com o arenito passante na peneira #200 e calcinado a 500ºC atingiram os valores limites mínimos exigidos para que um material seja considerado pozolânico, no caso, 6 MPa para argamassas de cal hidratada e 75% para o índice de atividade pozolânica (IAP).