Evolução geológica da faixa Brasília na região de Tapira, Sudoeste de Minas Gerais

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

Análise tectono-estratigráfica das sequências permotriassica e jurocretácea da bacia Chacoparanense Uruguaia (Cuenca Norte)

Pós-graduação em Geologia Regional - IGCE

Evolução tectono-sedimentar mesozóico-cenozóica da região de Franca

Pós-graduação em Geologia Regional - IGCE

Caracterização estrutural, metamórfica e geoquímica da zona interna da faixa Brasília, a Sul de Goiânia

Pós-graduação em Geologia Regional - IGCE

Evolução do Terreno rio Apa e sua relação com a faixa de dobramentos Paraguai

Pós-graduação em Geologia Regional - IGCE

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.

Análise faciológica e estratigráfica da planície costeira de Soure (margem leste da ilha de Marajó-PA), no trecho compreendido entre o canal do Cajuúna e o estuário Paracauari

A planície costeira de Soure, na margem leste da ilha de Marajó (Pará), é constituída por áreas de acumulação lamosa e arenosa, de baixo gradiente, sujeitas a processos gerados por marés e ondas. Suas feições morfológicas são caracterizadas por planícies de maré, estuários, canais de maré e praias-barreiras. A análise faciológica e estratigráfica de seis testemunhos a vibração, com profundidade média de 4 m, e de afloramentos de campo permitiu a caracterização dos ambientes deposicionais, sua sucessão temporal e sua correlação lateral, a elaboração de seções estratigráficas e a definição de uma coluna estratigráfica. Foram identificadas cinco associações de facies: (1) facies de planície de maré, (2) facies de manguezal, (3) facies de barra de canal de maré, (4) facies de praia e (5) facies de duna. A história sedimentar da planície costeira de Soure é representada por duas sucessões estratigráficas: (1) a sucessão progradacional, constituída pelas associações de facies de planície de maré, manguezal e barra de canal de maré; e (2) a sucessão retrogradacional, formada pelas associações de facies de praia e de duna. Essas sucessões retratam uma fase de expansão das planícies de maré e manguezais, com progradação da linha de costa (Holoceno médio a superior), e uma posterior fase de retrogradação, com migração dos ambientes de praias e dunas sobre depósitos lamosos de manguezal e planície de maré, no Holoceno atual. A história deposicional da planície costeira de Soure é condizente com o modelo de evolução holocênica das planícies costeiras do nordeste paraense.

Estratigrafia de dunas costeiras de Salinópolis/PA em associação com variações pluviométricas/Bragança-PA

O presente estudo foi realizado no município de Salinópolis, nas praias de Atalaia e Maçarico (PA/Brasil), com o objetivo de se obter um panorama morfo-estratigráfico das dunas costeiras e sua evolução recente na área, avaliando também as correlações com variações climáticas no Holoceno tardio. Na área de estudo foram realizados trabalhos nas dunas transversais e nas dunas parabólicas utilizando-se principalmente perfilagem geofísica com Radar de Penetração no Solo (GPR), sondagens, análises granulométricas e datações. Foi utilizado o sistema GPR digital SIR-2000 com uma antena de 200 MHz, para se obter a estratigrafia dos depósitos dunares, identificando suas fácies estratigráficas e possíveis reativações destas dunas em tempos pretéritos. Testemunhos de sedimentos foram coletados a partir de um sistema de trado manual para complementação, obtenção de material para análises e datações, especialmente nos locais onde os registros de GPR, e consequentemente a estratigrafia, se mostraram interessantes. Na Praia do Maçarico foram identificadas duas cristas de dunas frontais principais, com idades de 69 e 80 anos respectivamente com uma taxa média de progradação de 6 metros/ano. Na praia do Atalaia o cenário apresenta-se com caráter mais transgressivo, onde se observou uma feição provavelmente pleistocênica, embora a datação obtida indique uma idade de apenas 58 anos. A duna parabólica investigada nessa área revelou uma migração da ordem de 4 metros/ano, semelhante à taxa observada na praia do Maçarico e possivelmente correspondendo a fases anuais de migração, que ocorreriam durante o período seco e de ventos mais fortes. A estratigrafia das dunas na área de estudo mostra uma correspondência com as oscilações climáticas sazonais de pluviosidade e ventos, seu uso é de grande potencial para estudos climáticos.

Estratigrafia da sucessão sedimentar Pós-Barreiras (Zona Bragantina, Pará) com base em radar de penetração no solo

Investigação pioneira aplicando Radar de Penetração no Solo (GPR) na área da Praia do Atalaia, norte do Brasil, nos permitiu caracterizar, pela primeira vez, fácies e estratigrafia dos depósitos conhecidos informalmente como Sedimentos Pós-Barreiras (Plioceno e mais recente). Esta sucessão sedimentar recobre discordantemente o embasamento miocênico, representado pelas formações Pirabas/Barreiras. Três unidades estratigráficas foram reconhecidas. A Unidade 1, inferior, consiste em um intervalo com 6 m de espessura média dominado por reflexões pobremente definidas e de baixa amplitude, e que intergradam com reflexões de média escala dos tipos tangencial, obliquo e hummocky. A Unidade 2, intermediária, possui cerca de 9 m de espessura e inclui, principalmente, reflexões oblíquas de larga escala, cujas configurações variam de paralela, tangencial, sigmoidal a sigmoidal-complexa. A Unidade 3, superior, corresponde a um intervalo entre 3,5 e 9 m de espessura, sendo dominada por reflexões hummocky, seguidas por reflexões de média escala dos tipos oblíquo, paralelo a sub-paralelo, e em corte-e-preenchimento. A análise da configuração das reflexões internas e geometria das reflexões nos leva a propor que a unidade correspondente aos Sedimentos Pós-Barreiras é mais variável faciologicamente que inicialmente imaginado, incluindo depósitos eólicos (dunas costeiras), bem como depósitos de cordão litorâneo, planície de maré, canal e mangue. Além disto, o mapeamento das três unidades descritas acima é importante para desvendar a complexidade de sedimentação versus erosão durante o Neógeno tardio no norte do Brasil.

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.

Da carstificação em arenitos. Aproximação com o suporte de geotecnologias =: À propos de la karstfication dans les grès. Traitement par les technologies SIG

Pós-graduação em Geografia - IGCE

Aplicação de tratamento estatístico multivariante em dados de perfis de poços da Bacia de Sergipe-Alagoas

Utilizando-se dados do campo de Camorim (Bacia de Sergipe-Alagoas), foi testado e aplicado um conjunto de técnicas estatísticas multivariantes (análises de agrupamentos, de componentes principais e discriminante) no intuito de identificar as fácies, previamente definidas em poços testemunhados, por meio dos perfis, viabilizando o reconhecimento das mesmas nos demais poços não testemunhados da área. A segunda etapa do processo de determinação das fácies consistiu no emprego de métodos auxiliares (análises composicional e de seqüência de fácies), que, combinados com as técnicas multivariantes, propiciaram melhores resultados na calibração rocha-perfil. A determinação das fácies, uma vez estabelecida, possibilitou o refinamento do processo de avaliação de formações ao viabilizar o exame de cada fácies-reservatório, isoladamente. Assim, esse procedimento tornou possível a escolha, para cada litologia, dos parâmetros utilizados na interpretação dos perfis ao mesmo tempo em que permitiu a totalização em separado dos valores de espessura, porosidade e saturação dos fluidos, bem como a adoção de diferentes valores de corte (cut-offs) para cada grupo considerado. Outras aplicações incluíram a melhoria na estimativa da porosidade e da permeabilidade, a adaptação de algoritmos para o cálculo preliminar de porosidade, a confecção de mapas de fácies e a geração automática de seções estratigráficas. Finalmente, foram destacadas a perspectiva de integração desse estudo com sistemas estatísticos de descrição de reservatórios, outras técnicas de determinação de fácies em desenvolvimento e a retomada da utilização de métodos estatísticos multivariantes em dados de perfis, como ferramenta de exploração.

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.

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.