Proveniência e idade do metamorfismo das rochas da faixa Brasilia, na região de tapira (SW de Minas Gerais)

The Brasilia Fold Thrust Belt at Tapira area (SW of Minas Gerais State, Brazil) has four different litho-tectonic domains imbricated by thrust faults with vergency to the São Francisco Craton. Sm/Nd isotopic studies were undertaken and the results show different model and metamorphic ages for the thrust sheets. Rocks from the lower thrust sheet yield a metamorphic age of 543 Ma while the upper thrust sheet has a metamorphic age of 581 Ma. The TDM model ages are similar for both thrust sheets, between 1.7 and 2.2 Ga. Because of their lithologic characteristics, the thrust sheets are interpreted as having been deposited in a distal continental platform environment, their main source being Paleoproterozoic rocks of the São Francisco Craton. The upper thrust sheet rocks presents a metamorphism age of 612 Ma and a bimodal distribution of TDM model ages between 1.3 and 1.9 - 2.0 Ga, respectively. The lithologic and isotopic characteristics of this thrust sheet the rocks are interpreted as a result of deposition on a continental slope or oceanic floor environment, with mixed contributions from Paleo - and Mesoproterozoic rocks of the São Francisco Craton. In spite of the small number of analyzed samples and the uncertainties inherent to the Sm/Nd method the metamorphisms are not considered to be synchronous in the different thrust sheets. This is to be expected in a thrust belt system, in which the more metamorphosed thrust sheets are juxtaposed to less metamorphosed ones.

Investigação tecnológica de arenitos silicificados da Formação Botucatu (ne do Paraná) para uso como rocha de revestimento

For many years the silicified sandstone associated of the Botucatu Formation has been the target of interest to researchers and miners, either for understanding the genesis of silicification or for your use as dimension stone and covering on the building industry. If in the first there are several articles available in the geological literature the second there are only technical data marketing available. In the northeast portion of the Paraná State and southwest of the São Paulo State these rocks are mined and traded as covering stones. Not much is known about their intrinsic characteristics and technological properties. To improve the knowledge of the technological behavior of these materials, samples from a quarry from Ribeirao Claro region were petrographically and physically characterized according to the standards established by the Brazilian Association of Technical Standards to dimension stones. Therefore, two bulk samples of silicified sandstone of the Ribeirão Claro/PR region were studied and characterized following the norms established by Brazilian Association of Technical Standards for dimension stones. The results obtained in the petrographical and technological studies are presented and indicated that, in general, the technological performance presented by sandstone studied induces limitations of use as covering materials, mainly horizontally as pavements, door stone and step ladder.

O fundo de arquivo e o princípio de proveniência: uma observação entre a teoria e a prática

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES)

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

Paleoambiente e proveniência da formação cabeças da bacia do Parnaíba: evidências da glaciação famenniana e implicações na potencialidade do reservatório

O histórico de prospecção de hidrocarbonetos da Bacia Paleozoica do Parnaíba, situada no norte-nordeste do Brasil, sempre foi considerado desfavorável quando comparado aos super-reservatórios estimados do Pré-Sal das bacias da Margem Atlântica e até mesmo interiores, como a Bacia do Solimões. No entanto, a descoberta de gás natural em depósitos da superseqüência mesodevoniana-eocarbonífera do Grupo Canindé, que incluem as formações Pimenteiras, Cabeças e Longá, impulsionou novas pesquisas no intuito de refinar a caracterização paleoambiental, paleogeográfica, bem como, entender o sistema petrolífero, os possíveis plays e a potencialidade do reservatório Cabeças. A avaliação faciológica e estratigráfica com ênfase no registro da tectônica glacial, em combinação com a geocronologia de zircão detrítico permitiu interpretar o paleoambiente e a proveniência do reservatório Cabeças. Seis associações de fácies agrupadas em sucessões aflorantes, com espessura máxima de até 60m registram a evolução de um sistema deltaico Devoniano influenciado por processos glaciais principalmente no topo da unidade. 1) frente deltaica distal, composta por argilito maciço, conglomerado maciço, arenito com acamamento maciço, laminação plana e estratificação cruzada sigmoidal 2) frente deltaica proximal, representada pelas fácies arenito maciço, arenito com laminação plana, arenito com estratificação cruzada sigmoidal e conglomerado maciço; 3) planície deltaica, representada pelas fácies argilito laminado, arenito maciço, arenito com estratificação cruzada acanalada e conglomerado maciço; 4) shoreface glacial, composta pelas fácies arenito com marcas onduladas e arenito com estratificação cruzada hummocky; 5) depósitos subglaciais, que englobam as fácies diamictito maciço, diamictito com pods de arenito e brecha intraformacional; e 6) frente deltaica de degelo, constituída pelas fácies arenito maciço, arenito deformado, arenito com laminação plana, arenito com laminação cruzada cavalgante e arenito com estratificação cruzada sigmoidal. Durante o Fammeniano (374-359 Ma) uma frente deltaica dominada por processos fluviais progradava para NW (borda leste) e para NE (borda oeste) sobre uma plataforma influenciada por ondas de tempestade (Formação Pimenteiras). Na borda leste da bacia, o padrão de paleocorrente e o espectro de idades U-Pb em zircão detrítico indicam que o delta Cabeças foi alimentado por áreas fonte situadas a sudeste da Bacia do Parnaíba, provavelmente da Província Borborema. Grãos de zircão com idade mesoproterozóica (~ 1.039 – 1.009 Ma) e neoproterozóica (~ 654 Ma) são os mais populosos ao contrário dos grãos com idade arqueana (~ 2.508 – 2.678 Ma) e paleoproterozóica (~ 2.054 – 1.992 Ma). O grão de zircão concordante mais novo forneceu idade ²⁰⁶Pb/²³⁸U de 501,20 ± 6,35 Ma (95% concordante) indicando idades de áreas-fonte cambrianas. As principais fontes de sedimentos do delta Cabeças na borda leste são produto de rochas do Domínio Zona Transversal e de plútons Brasilianos encontrados no embasamento a sudeste da Bacia do Parnaíba, com pequena contribuição de sedimentos oriundos de rochas do Domínio Ceará Central e da porção ocidental do Domínio Rio Grande do Norte. No Famenniano, a movimentação do supercontinente Gondwana para o polo sul culminou na implantação de condições glaciais concomitantemente com o rebaixamento do nível do mar e exposição da região costeira. O avanço das geleiras sobre o embasamento e depósitos deltaicos gerou erosão, deposição de diamictons com clastos exóticos e facetados, além de estruturas glaciotectônicas tais como plano de descolamento, foliação, boudins, dobras, duplex, falhas e fraturas que refletem um cisalhamento tangencial em regime rúptil-dúctil. O substrato apresentava-se inconsolidado e saturados em água com temperatura levemente abaixo do ponto de fusão do gelo (permafrost quente). Corpos podiformes de arenito imersos em corpos lenticulares de diamicton foram formados pela ruptura de camadas pelo cisalhamento subglacial. Lentes de conglomerados esporádicas (dump structures) nos depósitos de shoreface sugere queda de detritos ligados a icebergs em fases de recuo da geleira. A elevação da temperatura no final do Famenniano reflete a rotação destral do Gondwana e migração do polo sul da porção ocidental da América do Sul e para o oeste da África. Esta nova configuração paleogeográfica posicionou a Bacia do Parnaíba em regiões subtropicais iniciando o recuo de geleiras e a influência do rebound isostático. O alívio de pressão é indicado pela geração de sills e diques clásticos, estruturas ball-and-pillow, rompimento de camadas e brechas. Falhas de cavalgamento associadas à diamictitos com foliação na borda oeste da bacia sugerem que as geleiras migravam para NNE. O contínuo aumento do nível do mar relativo propiciou a instalação de sedimentação deltaica durante o degelo e posteriormente a implantação de uma plataforma transgressiva (Formação Longá). Diamictitos interdigitados com depósitos de frente deltaica na porção superior da Formação Cabeças correspondem a intervalos com baixo volume de poros e podem representar trapas estratigráficas secundárias no reservatório. As anisotropias primárias subglaciais do topo da sucessão Cabeças, em ambas as bordas da Bacia do Parnaíba, estende a influência glacial e abre uma nova perspectiva sobre a potencialidade efetiva do reservatório Cabeças do sistema petrolífero Mesodevoniano-Eocarbonífero da referida bacia.

Depósitos sedimentares neoproterozoicos do Grupo Tucuruí - Cinturão Araguaia, Nordeste do Pará

O Grupo Tucuruí de idade do final do Neoproterozoico aflora na região de Tucuruí, nordeste do Pará, ao longo da zona de transição entre o Cráton Amazônico e o Cinturão Araguaia, e constitui uma sucessão vulcanossedimentar contendo derrames basálticos e sills de diabásio intercalados com depósitos siliciclásticos. A Falha de Tucuruí, por cavalgamento, projetou estes conjuntos rochosos para oeste, resultando em cisalhamento e percolação de fluidos. Os depósitos siliciclásticos são constituídos por subarcóseos e siltitos amalgamados, cujas camadas orientam-se na direção NNE-SSW com mergulho baixo para SE, além de apresentar granocrescência e espessamento ascendente. Foram reconhecidas duas associações de fácies sedimentares: depósitos de antepraia e tempestitos de face litorânea. Estas associações de fáceis sugerem processos de transporte e sedimentação ligados a um ambiente marinho raso, seguindo da zona de foreshore até a zona de shoreface, sob influência de onda de tempestade. A análise petrográfica revelou a imaturidade textural e composicional dos arenitos e siltitos arcosianos, indicando, sobretudo, área fonte com proveniência próxima, predominantemente constituída de rochas ígneas de composição máfica a intermediária que estiveram sujeitas a condições mesodiagenéticas. Assim, os depósitos siliciclásticos do Grupo Tucuruí representam a porção preservada de um segmento costeiro influenciado por ondas de tempestade em uma bacia do tipo rifte ou antepaís, com área fonte próxima, forte gradiente de relevo e deposição rápida, marcada predominantemente por intemperismo físico, e que foi atingida durante sua formação por vulcanismo efusivo.

Proveniência e idade do metamorfismo das rochas da Faixa Brasília, na Região de Tapira (SW de Minas Gerais)

A Faixa Brasília na região de Tapira, no SW do estado de Minas Gerais, exibe quatro domínios litotectônicos diferentes, imbricados através de falhas de empurrão, com vergência para o Cráton do São Francisco. Foram conduzidos estudos isotópicos através do método Sm/Nd, que revelam diferentes idades modelo e de metamorfismo para estas escamas. As rochas da escama inferior apresentam idade de metamorfismo de 543 Ma, enquanto a escama que a superpõem, apresentam idade de metamorfismo de 581 Ma. As idades modelo (TDM) são similares para as duas escamas, variando entre 1,7 e 2,2 Ga. Em função das características litológicas essas escamas são interpretadas como derivadas de rochas depositadas em plataforma continental distal, que tiveram como fonte principal rochas de idades paleoproterozóicas do Cráton do São Francisco. As rochas da escama superior apresentam idade de metamorfismo de 612 Ma e uma distribuição bimodal das idades modelo (TDM), 1,3 e 1,9 - 2,0 Ga. Em função das características litológicas e isotópicas as rochas dessas escamas são interpretadas como depositadas em ambiente de talude continental ou assoalho oceânico, tendo os sedimentos fonte mista, de idades paleo- e mesoproterozóicas do Cráton do São Francisco. Embora, com as limitações impostas tanto pelo pequeno número de amostras analisadas, quanto pelas incertezas do método Sm/Nd, interpreta-se que o metamorfismo não foi síncrono nas diferentes escamas. Isto é esperado em um sistema de cavalgamento, no qual as escamas mais metamórficas justapõem-se às escamas menos metamórficas.

Proveniência das rochas metassedimentares do Cinturão Araguaia com base em datações Pb-Pb em zircão e idades-modelo Sm-Nd

Este trabalho apresenta dados geocronológicos ²⁰⁷Pb/²⁰⁶Pb de grãos detríticos de zircão obtidos pelo método de evaporação de chumbo e idades-modelo Sm-Nd (T_DM) de rochas metassedimentares do Cinturão Araguaia, e discute as possíveis áreas-fonte dessas rochas, buscando investigar a história evolutiva deste cinturão no contexto da amalgamação do Gondwana. As datações em grãos detríticos de zircão de quartzitos da Formação Morro do Campo apontaram idades arqueanas (3,0-2,65 Ga) para o domínio norte (região de Xambioá) e, para o domínio sul (região de Paraíso do Tocantins), revelaram idades meso-neoproterozoicas (1,25-0,85 Ga) e, secundariamente, paleoproterozoicas (1,85-1,70 Ga), sugerindo a existência de áreas fontes distintas para os dois domínios. As idades-modelo Sm-Nd (T_DM) obtidas em metapelitos (ardósias, filitos, micaxistos) dos grupos Estrondo e Tocantins apresentaram distribuição bimodal com maior frequência de idades entre 2,1 e 1,4 Ga, com moda entre 1,7 e 1,6 Ga, e outras menos frequentes entre 2,7 e 2,4 Ga, sugerindo mistura de fontes de idade Paleoproterozoica (ou até Arqueana) com fontes mais jovens, provavelmente do Meso-Neoproterozoico. Os principais candidatos a fonte para as rochas do Cinturão Araguaia seriam os segmentos crustais situados a sudeste (Cráton São Francisco, Maciço de Goiás e Arco Magmático de Goiás). Toda a sucessão de rochas sedimentares da bacia oceânica Araguaia e rochas magmáticas associadas a estes segmentos foram transportados, posteriormente, em direção à margem oriental do Cráton Amazônico, durante a tectônica principal de estruturação do Cinturão Araguaia, resultante da amalgamação do supercontinente Gondwana.

DISTRIBUIÇÃO DOS ARENITOS NA BACIA DE TAUBATÉ – SP.

A Bacia de Taubaté é caracterizada pela heterogeneidade geológica, herança da tectônica do tipo rifte, que dividiu a bacia em compartimentos e condicionou a sedimentação, constituída por depósitos de leques aluviais associados à planície aluvial e sedimentos lacustres do tipo playa-lake. A distribuição dos arenitos na bacia foi estudada com a interpolação 3D da fácies arenito, identificada através das informações dos perfis de poços. A interpolação não apenas distingue, em subsuperfície, os depósitos relacionados às formações Resende e Tremembé, como também constata zonalidades locais nos compartimentos. Ao relacionar as feições estruturais do rifte com a interpolação realizada para os arenitos, foi possível inferir a distribuição dos arenitos entre três grupos. O primeiro grupo relacionado à fase rifte, o segundo a um evento de transição bem representado no Compartimento São José dos Campos e o terceiro grupo aos sedimentos depositados durante o Neógeno até o Recente.

Contribuição à análise de proveniência sedimentar pelo método Traços de Fissão em zircão e influências estruturais para a formação do Planalto Residual de Marília

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

Avaliação e comparação das taxas de erosão química e mecânica entre arenitos e argilitos: implicações na evolução geomorfológica da bacia do Rio Corumbataí (SP)

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

Caracterização geoelétrica de arenitos asfálticos da Formação Pirambóia, Bacia do Paraná

Os combustíveis fósseis respondem por cerca de 90% da matriz energética global, e apesar de ser consenso a necessidade de expansão da mesma e da redução do consumo de bens e energia em nossa cultura, esta mudança caminha a passos muito lentos, e a pesquisa relacionada aos recursos de combustíveis fósseis, inclusive o desenvolvimento de tecnologias que nos permitam explorar economicamente reservas antes inviáveis, ainda é extremamente necessária. As reservas mundiais de petróleo mais acessíveis ou economicamente viáveis, devido à sua extensão ou qualidade do óleo, têm sua vida útil contada e acumulações não convencionais tem sido exploradas. Os arenitos asfálticos da Formação Pirambóia, na borda leste da Bacia do Paraná, foram a acumulação de hidrocarbonetos escolhida para experimentar novos meios de investigação a serem usados na indústria de petróleo, aproveitando-se de métodos geofísicos com aplicações usuais em outras áreas da ciência, como geologia ambiental e geotecnia, testando sua potencialidade na identificação de áreas com presença de hidrocarbonetos. O objetivo do trabalho foi identificar um comportamento elétrico em uma camada de arenito impregnado por betume distinguível do comportamento elétrico das camadas de arenito adjacentes, que não contém betume, estabelecendo assim uma assinatura geofísica associável à presença de hidrocarbonetos. Os métodos utilizados (Eletrorresistividade, Polarização Induzida e Eletromagnético Indutivo) mostraram o comportamento dos arenitos asfálticos em função de seus parâmetros físicos elétricos (resistividade, condutividade e cargabilidade) e possibilitaram a identificação e o mapeamento da camada asfáltica, em meio à camadas não impregnadas por betume, conforme pretendido. A boa correlação entre os perfis gerados após o processamento dos dados obtidos em campo e a geometria da camada observada em afloramento indica que os métodos geoelétricos podem constituir uma ferramenta de análise na pesquisa de hidrocarbonetos em bacias sedimentares continentais, possibilitando um diagnóstico inicial da presença de hidrocarbonetos em áreas pré definidas, com métodos não destrutivos, não poluentes e, comparativamente aos métodos convencionais utilizados na indústria de petróleo e gás, mais baratos e rápidos.

Estudo da influência de sistemas microemulsionados na molhabilidade de arenitos e na recuperação avançada de petróleo

Sandstone-type reservoir rocks are commonly responsible for oil accumulation. The wettability is an important parameter for the physical properties of the container, since it interferes in characteristics such as relative permeability to the aqueous phase, residual oil distribution in the reservoir, operating characteristics with waterflood and recovery of crude oil. This study applied different types of microemulsion systems - MES - in sandstone reservoirs and evaluated their influences on wettability and residual oil recovery. For this purpose, four microemulsion were prepared by changing the nature of ionic surfactants (ionic and nonionic). Microemulsions could then be characterized by surface tension analysis, density, particle diameter and viscosity in the temperature range 30° C to 70° C. The studied oil was described as light and the sandstone rock was derived from the Botucatu formation. The study of the influence of microemulsion systems on sandstone wettability was performed by contact angle measurements using as parameters the rock treatment time with the MES and the time after the brine surface contact by checking the angle variation behavior. In the study results, the rock was initially wettable to oil and had its wettability changed to mixed wettability after treatment with MES, obtaining preference for water. Regarding rock-MES contact time, it was observed that the rock wettability changed more when the contact time between the surface and the microemulsion systems was longer. It was also noted only a significant reduction for the first 5 minutes of interaction between the treated surface and brine. The synthesized anionic surfactant, commercial cationic, commercial anionic and commercial nonionic microemulsion systems presented the best results, respectively. With regard to enhanced oil recovery performance, all systems showed a significant percentage of recovered oil, with the anionic systems presenting the best results. A percentage of 80% recovery was reached, confirming the wettability study results, which pointed the influence of this property on the interaction of fluids and reservoir rock, and the ability of microemulsion systems to perform enhanced oil recovery in sandstone reservoirs.

Estudo da influência de sistemas microemulsionados na molhabilidade de arenitos e na recuperação avançada de petróleo

Sandstone-type reservoir rocks are commonly responsible for oil accumulation. The wettability is an important parameter for the physical properties of the container, since it interferes in characteristics such as relative permeability to the aqueous phase, residual oil distribution in the reservoir, operating characteristics with waterflood and recovery of crude oil. This study applied different types of microemulsion systems - MES - in sandstone reservoirs and evaluated their influences on wettability and residual oil recovery. For this purpose, four microemulsion were prepared by changing the nature of ionic surfactants (ionic and nonionic). Microemulsions could then be characterized by surface tension analysis, density, particle diameter and viscosity in the temperature range 30° C to 70° C. The studied oil was described as light and the sandstone rock was derived from the Botucatu formation. The study of the influence of microemulsion systems on sandstone wettability was performed by contact angle measurements using as parameters the rock treatment time with the MES and the time after the brine surface contact by checking the angle variation behavior. In the study results, the rock was initially wettable to oil and had its wettability changed to mixed wettability after treatment with MES, obtaining preference for water. Regarding rock-MES contact time, it was observed that the rock wettability changed more when the contact time between the surface and the microemulsion systems was longer. It was also noted only a significant reduction for the first 5 minutes of interaction between the treated surface and brine. The synthesized anionic surfactant, commercial cationic, commercial anionic and commercial nonionic microemulsion systems presented the best results, respectively. With regard to enhanced oil recovery performance, all systems showed a significant percentage of recovered oil, with the anionic systems presenting the best results. A percentage of 80% recovery was reached, confirming the wettability study results, which pointed the influence of this property on the interaction of fluids and reservoir rock, and the ability of microemulsion systems to perform enhanced oil recovery in sandstone reservoirs.

A proveniência dos sedimentos e cinzas vulcânicas dos sedimentos permianos da bacia do Paraná : implicações para a história geológica do sul-sudoeste de Gondwana

Tese (doutorado)—Universidade de Brasília, Instituto de Geociências, Programa de Pós-Graduação em Geologia, 2016.