CARACTERIZAÇÃO SEMIAUTOMÁTICA DE POROSIDADE UTILIZANDO A LINGUAGEM DE PROGRAMAÇÃO PYTHON: APLICAÇÃO NA BACIA DO RECÔNCAVO: Semiautomatic characterization of porosity using the Python programming language: application in the Recôncavo Basin

The characterization of the porosity of hydrocarbon reservoirs is a major challenge in the petroleum industry, since the understanding of this important petrophysical property will exert a great influence in the exploratory and exploitative processes. When studying different types of reservoirs, the knowledge of the several types of porosities is extremely relevant, since permeability, a fundamental property in the production and development of hydrocarbon wells, will be affected by the pore arrangement. This paper shows the descriptions of the main reservoirs petrographic thin sections of the Recôncavo Basin, such as the Água Grande Formation, the Sergi Formation and the Gomo Member, with information on its constituents, roundness, sphericity and porosity type. In addition, this paper addresses a proposal to quantify the porosity in a semi-automatic way, where it aims to estimate porosity by means of thin sections images through the semiautomatic method that uses pixel information, since the petrographic thin sections are usually impregnated by blue resin, highlighting the porosity in a color spectrum that differentiates it from the rock matrix, allowing a simple python programming code to detect, with the aid of an interpreter, the color strip representing the pores. Keywords:  petrography, porosity, pixel, python.A caracterização da porosidade de reservatórios de hidrocarbonetos é um grande desafio na indústria petrolífera, uma vez que o entendimento desta importante propriedade petrofísica irá exercer grande influência nos processos exploratórios e explotatórios. Ao se estudar diferentes tipos de reservatórios, o conhecimento dos variados tipos de porosidades é de extrema relevância, pois a permeabilidade, propriedade fundamental na produção e desenvolvimento de poços de hidrocarbonetos, irá ser afetada pela disposição dos poros. Sendo assim, este trabalho traz descrições petrográficas das lâminas dos principais reservatórios da Bacia do Recôncavo, tais como, Formação Água Grande, Formação Sergi e o Membro Gomo da Formação Candeias, com informações dos seus constituintes, arredondamento, esfericidade e tipo de porosidade. Além disso, o artigo aborda uma proposta de quantificar a porosidade de forma semiautomática, onde visa estimar porosidade por meio de imagens de lâminas delgadas através do método semiautomático desenvolvido que utiliza as informações do pixel, visto que, as lâminas usualmente são impregnadas com resina de cor azul, destacando a porosidade em um espectro de cor que a diferencia da matriz da rocha, possibilitando que um simples código de programação em python detecte, com o auxílio de um intérprete, a faixa de cor que representa os poros. Palavras-chave: petrografia, porosidade, pixel, python

Gearquitetura deposicional e correlação estratigráfica de corpos de arenito da Formação Pimenteira (Devoniano) na borda leste da bacia do Parnaíba

O estudo tem como objetivos a análise gearquitetural de corpos isolados de arenito da Formação Pimenteira em afloramentos na borda Leste da bacia do Parnaíba, através da caracterização de fácies e suas sucessões segundo escala e geometria estratal, e sua inserção em um contexto estratigráfico, pela correlação com sequências deposicionais propostas em estudos anteriores em poços de sondagem efetuados na área. Foram caracterizadas 7 litofácies, organizadas em 7 sucessões de fácies (SF1 a SF7), dentre as quais três delas (SF1, SF2 e SF3) foram organizadas em quatro elementos gearquiteturais, devido à sua ocorrência em afloramentos com boas exposições. Os elementos gearquiteturais/sucessões de fácies identificados representam essencialmente sedimentação em paleoambiente marinho raso dominado por ondas e correntes de tempestades, ora em porções mais distais (AVA-c/SF4), ora mais proximais (AVA-a, AVA-b/CAN), com influência deltaica (SF5 e SF6) e de marés (SF7), em uma bacia marinha de interior cratônico do tipo rampa. As superfícies limitantes dos elementos gearquiteturais são correlacionáveis a superfícies estratigráficas regressivas, transgressivas e de inundação. Seu empilhamento, gerado por flutuações do nível do mar de magnitudes variadas (4ª/5ª e 6ª/7ª ordens), pode ser correlacionado aos tratos de sistemas das sequências deposicionais de 4ª/5ª ordem da literatura

Inunditos como análogos de reservatórios: um exemplo nos depósitos gonduânicos triássicos do Gráben Arroio Moirão, RS

O estudo de reservatórios de óleo e gás de sistemas continentais tem enfatizado, na última década, arenitos associados a inunditos, provenientes de fluxos hiperpicnais. Contudo, há poucos estudos para entender sua arquitetura e heterogeneidade, resultando em dificuldades de reconhecimento e de exploração. O presente trabalho visa à análise de pacotes triássicos da Bacia do Paraná pertencentes à Formação Santa Maria, que ocorrem como fragmentos isolados sobre o Escudo Sul-Rio-Grandense na região do Gráben Arroio Moirão (RS). Para tanto, fez-se uso de mapeamento sistemático, análise de heterogeneidade de fácies e estratigrafia de sequências, que incluem levantamento de perfis colunares, identificação de associações e sucessões de fácies e superfícies-chave. Além disso, classificaram-se os arenitos e qualificou-se a porosidade com base na análise petrográfica. Foi possível delimitar os principais depósitos de arenitos, no quais predomina geometria tabular, grãos mal selecionados e matriz argilosa. Distinguiram-se cinco ciclos deposicionais granodecrescentes ascendentes, limitados na base e no topo por superfícies erosivas, que marcam heterogeneidades recorrentes. As fácies-reservatório foram classificadas como subarcósios, de matriz argilosa oxidada, com agregados de caulinita, e porosidade intergranular do tipo shrinkage. A integração dos dados resultou na elaboração de um modelo de variação lateral e vertical de fácies de depósitos de inunditos. Nele, identificaram-se fácies constituídas por arenitos grossos a conglomeráticos, com estratificações cruzada tangencial e plano-paralela, como potenciais modelos análogos de reservatórios. Esses resultados possibilitam prospectar outros depósitos arenosos dessa unidade estratigráfica da Bacia do Paraná, para fins de dimensionar regionalmente o análogo de reservatório.The study of oil and gas reservoirs in continental systems has emphasized, in the last decade, sandstones associated with inundites, coming from hyperpicnal flows. However, there are few studies to understand its architecture and heterogeneity, resulting in difficulties for exploration and exploitation. The current work aims at the analysis of Triassic strata from the Paraná Basin belonging to the Santa Maria Formation, which occur as isolated fragments on the Sul-rio-grandense Shield in Arroio Moirão Graben (RS). For this, systematic mapping, facies heterogeneity analysis and sequence stratigraphy were used, including columnar profiles, identification of associations and sequences of facies and key surfaces. In addition, the sandstones were classified and the porosity was qualified based on the petrographic analysis. It was possible to define the main deposits of sandstones, in which predominate tabular geometry, poorly selected grains and clayey matrix. Five ascending granodecrescent depositional cycles were distinguished, limited at the base and at the top by erosive surfaces, which marked recurrent heterogeneities. The reservoir facies were classified as subarcósios, of oxidized clay matrix, with aggregates of kaolinite, and intergranular porosity of the shrinkage type. The integration of the data resulted in the elaboration of a model of lateral and vertical variation inundites deposits facies. In it, facies composed of conglomeratic thick sandstones were identified, with tangential cross stratification and planar stratification, as potential analog models of reservoirs. These results allow the prospection of other sandy deposits from this stratigraphic unit of the Paraná Basin, in order to size the reservoir analogue regionally

Os primeiros turbiditos do Brasil

No sul do Paraná e boa parte do estado de Santa Catarina aflora uma sucessão de arenitos e ritmitos de idade eopermiana, cuja gênese está relacionada à ação de correntes de turbidez. Esses depósitos foram identificados por Salamuni e colaboradores em 1966, sendo assim os primeiros turbiditos descritos no Brasil. No entanto, esse trabalho pioneiro tem sido esquecido na literatura geológica brasileira. O intervalo turbidítico situa-se no Membro Rio Segredo da Formação Taciba, terço superior do Grupo Itararé, Bacia do Paraná. As fácies incluem desde turbiditos delgados em camadas centimétricas de arenito muito fino que grada para folhelho até camadas mais espessas, até mesmo métricas, de arenitos tabulares, frequentemente amalgamados. Estruturas de sobrecarga, marcas basais de arraste e impacto de detritos, turboglifos, aspecto dominantemente maciço, feições de escape de fluidos, estrados gradados e deformação plástica penecontemporânea formam conjunto de evidências que corrobora a atividade de fluxos gravitacionais. Além disso, a associação repousa sobre o folhelho Lontras, cujas fácies, atributos geoquímicos e conteúdo fossilífero indicam deposição em ambiente marinho restrito, de baixa oxigenação e relativamente profundo. A sucessão acima dos turbiditos registra ainda a progradação de taludes deltaicos suscetíveis a escorregamentos, que culminam com sedimentação fluvial e costeira já pertencente à Formação Rio Bonito. As relações estratigráficas permitem concluir que os turbiditos compõem um complexo com no mínimo 220 km de extensão lateral, desenvolvido durante a progradação de deltas que preencheram a bacia após seu máximo afogamento causado pela deglaciação do final do Pensilvaniano. Em subsuperfície, os arenitos turbidíticos são potenciais reservatórios para hidrocarboneto gerado em folhelhos do Devoniano da Bacia do Paraná. Podem ainda constituir bons análogos de afloramento para reservatórios turbidíticos inseridos em cunhas progradacionais de outras bacias

Inunditos como análogos de reservatórios: um exemplo nos depósitos gonduânicos triássicos do Gráben Arroio Moirão, RS

O estudo de reservatórios de óleo e gás de sistemas continentais tem enfatizado, na última década, arenitos associados a inunditos, provenientes de fluxos hiperpicnais. Contudo, há poucos estudos para entender sua arquitetura e heterogeneidade, resultando em dificuldades de reconhecimento e de exploração. O presente trabalho visa à análise de pacotes triássicos da Bacia do Paraná pertencentes à Formação Santa Maria, que ocorrem como fragmentos isolados sobre o Escudo Sul-Rio-Grandense na região do Gráben Arroio Moirão (RS). Para tanto, fez-se uso de mapeamento sistemático, análise de heterogeneidade de fácies e estratigrafia de sequências, que incluem levantamento de perfis colunares, identificação de associações e sucessões de fácies e superfícies-chave. Além disso, classificaram-se os arenitos e qualificou-se a porosidade com base na análise petrográfica. Foi possível delimitar os principais depósitos de arenitos, no quais predomina geometria tabular, grãos mal selecionados e matriz argilosa. Distinguiram-se cinco ciclos deposicionais granodecrescentes ascendentes, limitados na base e no topo por superfícies erosivas, que marcam heterogeneidades recorrentes. As fácies-reservatório foram classificadas como subarcósios, de matriz argilosa oxidada, com agregados de caulinita, e porosidade intergranular do tipo shrinkage. A integração dos dados resultou na elaboração de um modelo de variação lateral e vertical de fácies de depósitos de inunditos. Nele, identificaram-se fácies constituídas por arenitos grossos a conglomeráticos, com estratificações cruzada tangencial e plano-paralela, como potenciais modelos análogos de reservatórios. Esses resultados possibilitam prospectar outros depósitos arenosos dessa unidade estratigráfica da Bacia do Paraná, para fins de dimensionar regionalmente o análogo de reservatório.The study of oil and gas reservoirs in continental systems has emphasized, in the last decade, sandstones associated with inundites, coming from hyperpicnal flows. However, there are few studies to understand its architecture and heterogeneity, resulting in difficulties for exploration and exploitation. The current work aims at the analysis of Triassic strata from the Paraná Basin belonging to the Santa Maria Formation, which occur as isolated fragments on the Sul-rio-grandense Shield in Arroio Moirão Graben (RS). For this, systematic mapping, facies heterogeneity analysis and sequence stratigraphy were used, including columnar profiles, identification of associations and sequences of facies and key surfaces. In addition, the sandstones were classified and the porosity was qualified based on the petrographic analysis. It was possible to define the main deposits of sandstones, in which predominate tabular geometry, poorly selected grains and clayey matrix. Five ascending granodecrescent depositional cycles were distinguished, limited at the base and at the top by erosive surfaces, which marked recurrent heterogeneities. The reservoir facies were classified as subarcósios, of oxidized clay matrix, with aggregates of kaolinite, and intergranular porosity of the shrinkage type. The integration of the data resulted in the elaboration of a model of lateral and vertical variation inundites deposits facies. In it, facies composed of conglomeratic thick sandstones were identified, with tangential cross stratification and planar stratification, as potential analog models of reservoirs. These results allow the prospection of other sandy deposits from this stratigraphic unit of the Paraná Basin, in order to size the reservoir analogue regionally

A SEQÜÊNCIA MAFRA SUPERIOR \ RIO DO SUL INFERIOR (GRUPO ITARARÉ, PERMOCARBONÍFERO) EM SONDAGENS TESTEMUNHADAS DA REGIÃO DE MAFRA (SC), MARGEM LESTE DA BACIA DO PARANÁ

The Permo- Carboniferous Itararé Group crops out in the Mafra area, represented by Campo do Tenente, Mafra and Rio do Sul formations; they correspond in subsurface to Lagoa Azul, Campo Mourão and Taciba formations. A composite sampling of the Group was performed through drilling of six wells, which average 60 m in depth; three of them cored the depositional sequence here designated as Upper Mafra\Lower Rio do Sul. The Upper Mafra Formation were sampled by TC-4 and BR-5 wells, and it consists of three units: the lower two are sandy, glacial-deltaic and fluvial-deltaic in origin, corresponding to a lowstand tract. The last unit is composed of two dirtyingupward successions of sandstone, diamictite and rhythmite, interpreted as deglaciation/transgressive events, and well represented in BR- 5 drilling. The Lower-Rio do Sul Formation (“Lontras Shale”) is formed by two marine units: the lower one is represented by shale and bioturbated siltstone which culminate the previous deglaciation, transgressive succession, while the upper one, sampled by SL-2 well, is formed by shale and thin, turbidite sandstone, attributed to a highstand tract.O Grupo Itararé (Permocarbonífero) aflora na região de Mafra (SC), onde é representado pelas formações Campo do Tenente, Mafra e Rio do Sul; em cada uma destas duas últimas unidades foram reconhecidos três intervalos cronoestratigráficos, designados Mafra inferior, médio e superior, e Rio do Sul inferior, médio e superior. Tais unidades correspondem, em subsuperfície, aos ciclos/formações Lagoa Azul, Campo Mourão e Taciba. Uma amostragem composta do grupo foi obtida por seis sondagens testemunhadas, que alcançaram em média 60 m de profundidade; três dessas sondagens amostraram a seqüência deposicional designada Mafra superior/ Rio do Sul inferior, e que é objeto do presente trabalho. A Formação Mafra superior, investigada pelos poços TC-4 e BR-5, compreende duas unidades deposicionais, de origem deltaica-glacial e fluvial-deltaica, correspondendo a um trato de mar baixo; sucedem outras duas unidades, com argilosidade crescente, formadas por arenito, diamictito e ritmito, representando eventos de deglaciação de um trato transgressivo. A Formação Rio do Sul inferior compreende duas unidades, uma de folhelho fossilífero e siltito bioturbado, e a segunda de folhelho e arenito síltico (turbidito), sendo esta testemunhada no poço SL-2; tais unidades marinhas constituem, respectivamente, a culminância transgressiva do processo de deglaciação e o trato de mar alto

Avaliação dos efeitos de obstáculos no controle de correntes de turbidez

As correntes de turbidez são o principal fenômeno de transporte de sedimentos nos ambientes marinho profundo. Ao longo do seu percurso, essas correntes passam por diversas configurações topográficas (obstáculos) que alteram o seu comportamento hidrodinâmico e deposicional. Essa interação pode ser compreendida em campo, através do monitoramento do fenômeno, ou por meio de estudos experimentais de correntes de turbidez em laboratório escoando sob condições controladas. Assim, essa pesquisa buscou avaliar experimentalmente correntes de turbidez escoando sob leitos com presença de obstáculos, visando o entendimento da interação hidrodinâmica entre o fluxo de sedimento e os seus respectivos depósitos gerados com os obstáculos. Nove simulações físicas com uma mistura de água e carvão mineral (Cvol = 5%) pobremente selecionado e cuja mediana (D50) é igual a 47 μm foram realizadas em um canal de acrílico de dimensões 4,0 x 0,49 x 0,24 metros. Três vazões de injeção foram empregadas (5, 10 e 25 L.min-1) em três configurações topográficas distintas: ensaios de controle sem obstáculos; ensaios com três obstáculos em sequência de 3 cm de altura e; ensaios com três obstáculos de 6 cm de altura. A partir destas simulações, os resultados indicam que o aumento da vazão de injeção é capaz de depositar partículas maiores em regiões distais da origem, no entanto, a presença de obstáculos alterou esta dinâmica. Quanto maior a altura dos obstáculos, maior é o bloqueio do fluxo e mais alterações nos seus perfis vertical de velocidade, na geometria e no padrão de sedimentação são verificados. Os sedimentos são barrados a montante causando o afinamento dos depósitos gerados. Entre os obstáculos, o fluxo troca de regime de escoamento, criando zonas de recirculação e também alterando o tamanho do grão ali depositado. E, após passagem sobre os mesmos, o fluxo tende a se reestabelecer a sua estrutura hidrodinâmica à condição anterior. A sedimentação dos depósitos apresentou alterações entre os segmentos antes, entre e depois dos obstáculos, sugerindo que os obstáculos funcionam na redistribuição das partículas promovendo diferenças na deposição entre estes trechos. Por último, os ensaios experimentais se mostraram ferramenta eficiente para entender essa interação do fluxo com os obstáculos topográficos, o que levaria, em sistemas naturais análogos, após sucessivas deposições nesta superfície, alterações significativas nas características do depósito gerado.Turbidity currents are the main sediment transport phenomenon in deep marine environments. Along their course, these currents pass through several topographical configurations (obstacles) that change their hydrodynamic and depositional behavior. This interaction can be understood in the field, through the monitoring of the phenomenon, or through experimental studies of turbidity currents in the laboratory flowing under controlled conditions. Thus, this research sought to experimentally evaluate turbidity currents flowing under beds with the presence of obstacles, aiming at understanding the hydrodynamic interaction between the sediment flow and their respective deposits generated with the obstacles. Nine physical simulations with a mixture of water and mineral coal (Cvol = 5%) poorly selected and whose median (D50) is equal to 47 μm were performed in an acrylic channel of dimensions 4.0 x 0.49 x 0.24 meters. Three injection discharge were used (5, 10 and 25 L.min-1) in three different topographic configurations: control tests without obstacles; tests with three obstacles in a row, 3 cm high each; and trials with three 6 cm high obstacles. From these simulations, the results indicate that the increase in injection flow is capable of depositing larger particles in regions distal to the origin, however, the presence of obstacles altered this dynamic. The greater is the height of the obstacles, the greater is the flow blockage and more changes in their vertical velocity profiles, geometry and sedimentation pattern are verified. The sediments are dammed upstream causing the thinning of the deposits generated. Among the obstacles, the flow changes the flow regime, creating recirculation zones and also changing the size of the grain deposited there. And, after passing over them, the flow tends to regenerate its hydrodynamic structure similar to the previous condition. The sedimentation of the deposits showed alterations between the segments before, between and after the obstacles, suggesting that the obstacles work in the redistribution of particles promoting differences in the deposition between these stretches. Finally, experimental tests proved to be an efficient tool to understand this flow interaction with topographic obstacles, which would lead, in analogous natural systems, after successive depositions on this surface, to significant changes in the characteristics of the deposit generated

Fácies Sedimentares de um Leque de Água Profunda de Margem Ativa, em Afloramento da Bacia de Itajaí, Sul do Brasil

Apresenta os resultados dos estudos estratigráficos realizados sobre dados de afloramento de rocha denominado “Bergamota”, localizado na bacia Sedimentar de Itajaí, Santa Catarina, constituindo um trabalho de graduação em Geologia. O estudo das fácies turbidíticas encontradas em antigas bacias sedimentares, expostas atualmente na crosta continental é importante economicamente para a pesquisa e desenvolvimento de campos petrolíferos, particularmente os encontrados nas bacias sedimentares da plataforma continental brasileira. O entendimento dos processos sedimentares que envolvem fluxos turbidíticos e seus depósitos associados fornece subsídio crucial para a descoberta de novos jazimentos de hidrocarbonetos e também para a otimização de sua explotação. Neste trabalho adotou-se o conjunto de rochas que compõem o afloramento em estudo como um “potencial” reservatório para fases líquidas e gasosas (hidrocarbonetos, água e gás). A partir de dados obtidos de visitas a campo, conduzidas pelo Prof. Jorge Carlos Abreu, foi possível confeccionar uma seção geológica de todo o afloramento, na qual pode-se delimitar a geometria das camadas, suas relações de contato e, desta forma, caracterizar as heterogeneidades deste “reservatório”

Interpretação Sismica Tridimencional dos Corpos Turbidíticos do Campo de Namorado, Bacia de Campos

O conhecimento e a compreensão dos sistemas deposicionais de águas profundas (turbidítico) avançou significativamente nas últimas décadas, principalmente devido ao interesse exploratório das companhias de petróleo. Da mesma forma houve um significante avanço tecnológico na aquisição, processamento de dados, na qualidade e na resolução dos volumes sísmicos 3D. A análise dos atributos sísmicos e a interpretação volumétrica tem possibilitado cada vez mais a identificação e caracterização de feições geológicas e ambientes deposicionais diretamente nestes volumes. Este trabalho tem como objetivo identificar as feições turbidíticas tridimensionais no volume sísmico 3D (geocorpos) do Campo de Namorado. Para a identificação dos geocorpos foi utilizada técnicas de renderização e a função opacidade para isolar tais feições geológicas. Foram extraídos diversos atributos sismicos, como por exemplo: máxima amplitude, isofrequência, envelope, frequência instantânea. O blending destes atributos e sua visualização em 3D utilizando a técnica de RGB (red,green,blue) permitiu a distinção de corpos turbiditicos no volume. Uma vez delineados os corpos, os mesmos foram incorporados em um modelo geocelular 3D, construído utilizando as superfícies de topo e base do reservatório, e populados com propriedades para a distinção das zonas reservatório e não reservatório

STRUCTURAL, STRATIGRAPHIC AND METALLOGENETIC ASPECTS OF THE PARAGUAY FOLD AND THRUST BELT: IMPLICATIONS FOR GOLD MINERALIZATION AND COLLAGE OF THE GONDWANA: Aspectos estruturais, estratigráficos e metalogenéticos do Cinturão de Dobramentos e de Cavalgamento Paraguai: implicações para a mineralização do ouro e colagem do Gondwana

ABSTRACT - Paraguay Belt occupies the western portion of the Tocantins Province, surrounding the Southeast of the Amazonian Craton and the eastern border of the Rio Apa Block, suggesting continuity with Tucavaca Belt in Bolivia. The rocks of the Paraguay belt were initially deposited in a glaciomarine environment in sites proximal to the cratonic area and deeper marine under the influence of turbidite flows in distal sites (Cuiabá Group, Bauxi and Puga Formation). The cap carbonates, thick limestone and dolostone succession of the Araras Group and siltstones and diamictites of the Serra Azul Formation related to Glaskiers glaciation overlay these diamictites (related to Marinoan glaciation). On the top there are terrigenous sediments of the Alto Paraguay Group, represented by sandstones of Raizama and claystones of Diamantino formations, respectively. The belt can be divided into three distinct structural zones: The Internal Domain is comprised of turbidite and glaciogenic sequences. Glaciogenic rocks on the base and carbonaceous and terrigenous sediments on the top occur in the External Domain. Horizontal platformal cover on the Amazonian Craton rocks are characterized by open folds. Structural studies allowed characterization of continuous deformational phases: the main deformational phase generated regional inverse folds with a NE-SW trend and fan geometry. Several regionally widespread lode-type gold deposits related to four types of the quartz veins were identified: type 1 is in concordance to bedding, type 2 is parallel to Sn, type 3 is parallel to Sn+2, and vertical Type 4 (Au-rich) is orthogonal to Sn. Late deformation developed in the Cuiabá region, recorded the closure of the ocean and the invertion where the hydrothermal fluids are the responsible for the orebodies formation. Keywords: Paraguay Belt, Structural, Stratigraphy, Metalogenesis.RESUMO – O Cinturão do Paraguai ocupa a porção oeste da Província do Tocantins, ao redor do sudeste do Cráton Amazônico e a leste do Bloco Rio Apa e aparenta ter continuidade com o Cinturão Tucavaca na Bolivia. As rochas do cinturão do Paraguai foram inicialmente depositadas em um ambiente glaciomarino em locais próximos à área cratônica (Formação Puga) e marinhos mais profundos sob a influência dos fluxos de turbidito em locais distais (Grupo Cuiabá e Formação Bauxi). Os carbonatos de topo e dolomitos do Grupo Araras e siltitos e diamictitos da Formação Serra Azul provavelmente estão relacionados à glaciação Glaskiers que cobrem os diamictitos relacionados à glaciação Marinoana. No topo, existem sedimentos terrestres do Grupo Alto Paraguai, representados por arenitos da Formação Raizama e arenitos da Formação Diamantino. O cinturão pode ser dividido em três zonas estruturais distintas: O Domínio Interno é constituído por turbiditos e sequências glaciogênicas. Rochas glaciogênicas na base e sedimentos carbonáticos no topo ocorrem no domínio externo. Outros sedimentos com dobras abertas ocorrem na área do Cráton da Amazônia e é caracterizado como uma cobertura platformal. Os estudos estruturais sugerem fases deformacionais contínuas, sendo a principal fase deformacional responsável pela formação de dobras inversas vergência NE-SW e geometria tipo fan. Foram identificados vários depósitos de ouro do tipo filão relacionados a quatro tipos de veios de quartzo: o tipo 1 é paralelo ao acamamento; o tipo 2 é paralelo ao Sn; o tipo 3 é paralelo ao Sn + 2; e o tipo 4 é ortogonal a Sn, sendo o mais enriquecido em Au. As deformações desenvolvidas na região de Cuiabá registraram a deposição em ambiente marinho e inversão tectônica, onde os fluidos metamórficos são os responsáveis pelas mineralizações. Keywords: Cinturão Paraguay, Estrutural, Estratigrafia, Metalogêne