Investigação Sismoestratigráfica do Lago Juparanã - Baixo Curso do Rio Doce, Linhares (ES)

Na região de Linhares (ES), ocorrem aproximadamente dezenas de corpos lacustres barrados, cuja distribuição em relação ao rio Doce e aos diferentes domínios geomorfológicos permite agrupá-los em dois conjuntos distintos. Um deles (lagos externos) situa-se no limite entre os tabuleiros terciários da Formação Barreiras e a planície costeira quaternária. O outro conjunto (lagos internos) é composto por corpos lacustres presentes na margem esquerda do rio Doce, encaixados nos tabuleiros da Formação Barreiras, próximo ao contato com o embasamento cristalino pré-cambriano. Neste segundo conjunto de lagos, destaca-se o lago Juparanã, o mais extenso da região, com cerca de 25 km de comprimento. Trabalhos anteriores propuseram que as variações climáticas e as flutuações do nível do mar durante o Quaternário teriam sido os agentes controladores dos processos de sedimentação que levaram à barragem das desembocaduras dos lagos. Contudo, anomalias na rede de drenagem e alinhamentos do relevo sugerem a possível atuação conjunta de mecanismos neotectônicos. Este trabalho tem como objetivo a caracterização sismoestratigráfica do lago Juparanã, como base preliminar para estudo acerca da origem e evolução deste conjunto de lagos internos. Em paralelo, foram realizadas análises de lineamentos estruturais e análises estruturais a partir de dados de falhas e estrias medidos em sedimentos cenozóicos, visando à identificação de campos de esforços tectônicos atuantes ao longo do Cenozóico. Como subproduto do levantamento sísmico, foi gerado um mapa batimétrico, no qual puderam ser observadas assimetrias e irregularidades do fundo do lago. As interpretações sismoestratigráficas permitiram o reconhecimento de cinco sismofácies distintas (Sp, Ss, Sh, Sb, St) e três principais superfícies estratigráficas (S1, S2 e S3). Foram identificadas duas sismossequências: sismossequência A, a mais antiga, sendo associada a depósitos arenosos aluvionares indiferenciados, descritos na literatura, representados pela sismofácies St, onde seus limites, inferior e superior, são definidos pelas superfícies S1 e S2, respectivamente; e sismossequência B, a mais recente, limitada no topo pela superfície S3 e na base pela superfície S2, sendo associada a depósitos lamosos e arenosos com presença de gás, referentes à fase lacustre implantada a partir da barragem do lago, e representados pelas sismofácies Ss e Sh, presentes nas margens do lago. Dois regimes tectônicos distintos puderam ser reconhecidos: o mais antigo, de idade Pleistoceno final a Holoceno inicial, foi atribuído à fase de transcorrência dextral E-W, com extensão máxima na direção NE-SW e compressão SE-NW, caracterizado por falhas normais dextrais ESE-WNW, dextrais E-W a ENE-WSW e sinistrais normais N-S a NNW-SSE. A este regime tectônico foram associados os lineamentos estruturais de direção NW na região, que possivelmente controlaram o contorno do lago e a migração da antiga drenagem deste "vale" para a borda oeste; o segundo regime identificado, mais recente, foi associado à fase extensional NW-SE, de idade holocênica, caracterizado por falhas normais com orientação NE e ENE. Estas estruturas foram relacionadas aos lineamentos NE, as quais podem estar intimamente relacionadas aos estrangulamentos e basculamentos identificados neste lago, e às possíveis migrações da drenagem antiga. Este regime tectônico possivelmente foi responsável pela barragem do lago Juparanã e dos demais lagos internos da região

Structural Analysis of a Core on Fractured Carbonate Reservoir, Brazil: Implications for Exploration and Reservoir Modeling*

Fractured Albian carbonate reservoirs, localized along eastern Brazilian marginal basins, have proven to contain important hydrocarbon reserves. The purpose of this paper is to discuss the structural analysis carried out on a selected oriented core, and its application for exploring and modeling fractured reservoirs. Attributes of fractures and faults measured on the core were correlated with depositional sequences, facies, and other petrophysical properties. We observe that the most deformed facies are mechanically soft, porous laminated mudstones. We suggest that this occurs due to flexural slip. We suggest that a clear, positive correlation between fracture density and some petrophysical parameters occurs when deformation results from wider wavelength structures in relation to thickness, like large folds. Nevertheless, this correlation is not so obvious when restricted fault-related deformation occurs. Like sub-seismic faults, flexural slip zones are virtually undetectable by seismic imaging, and may connect different structural levels in the reservoir. The detachment horizons may also represent a decouple between distinct mechanical layers, and hence a boundary between zones with distinct stress axis orientation. It could be expected that in this case, the fracture systems could have distinct hydraulic properties from the decouple surface

Sedimentary facies control on mechanical and fracture stratigraphy in turbidites

Natural fracture networks exert a first-order control on the exploitation of resources such as aquifers, hydrocarbons, and geothermal reservoirs, and on environmental issues like underground gas storage and waste disposal. Fractures and the mechanical stratigraphy of layered sequences have been intensively studied to unravel the relationships between bed thickness and fracture spacing, but less attention has been paid to intrabed fracturing patterns due to the intrinsic local variability of sedimentary processes and products. Among sedimentary rocks, turbidites show great lateral and vertical variability of textural characteristics and depositional facies, which are expected to strongly influence the location and density of fractures. To better understand the contribution of stratigraphic, sedimentologic, and petrophysical properties on fracture patterns, we performed a high-resolution study on a selected stratigraphic interval of jointed foredeep turbidites in the Miocene Marnoso-Arenacea Formation (Northern Apennines, Italy). Cumulative statistical relations of field and laboratory structural, sedimentologic, and petrophysical data significantly improved when analyzed at the sedimentary facies scale. In particular, for facies recording different cross-flow (i.e., longitudinal to the paleocurrents) depositional conditions within the parent turbidity currents, we observed three-dimensional anisotropies of rock hardness (i.e., uniaxial compression) that were positively correlated with normalized fracture intensities, indicating a primary sedimentary control on fracture distribution. This type of intrabed joint distribution has crucial practical implications for the lateral prediction and evaluation of mesoscale fracture patterns in turbidite sequences