Banca de DEFESA: JOÃO PEDRO SOUZA ANDRADE

Uma banca de DEFESA de MESTRADO foi cadastrada pelo programa.
DISCENTE: JOÃO PEDRO SOUZA ANDRADE
DATA : 01/06/2026
HORA: 10:00
LOCAL: Pós-Graduação Engenharia Civil
TÍTULO:

CARACTERIZAÇÃO EXPERIMENTAL E ANÁLISE COMPARATIVA DE ARENITOS DA BACIA PARNAÍBA E UM ARENITO COMERCIAL

PALAVRAS-CHAVES:

Bacia do Parnaíba; Formação Poti; Berea Gray; Petrofísica Convencional; Rocha Digital.

PÁGINAS: 88
RESUMO:

A mitigação das mudanças climáticas por meio da Captura e Armazenamento de Carbono (CCS) demanda a compreensão do comportamento permo-poroso de rochas reservatório. Assim, a Bacia do Parnaíba destaca-se como alvo promissor para atividades de CCS no Brasil, especialmente a Formação Poti, a qual já é reservatório de gás. Para tanto, ainda se faz necessário expandir as informações referentes a este meio através de uma caracterização mais robusta. Em razão disso, estudos frequentemente recorrem a amostras de afloramento para investigação de suas propriedades. Adicionalmente, diante da limitação de material representativo extraído diretamente de poço, a indústria adota rochas análogas de referência mundial, como o arenito comercial Berea Gray (BG). Portanto, o objetivo deste trabalho é realizar uma análise comparativa multiescala entre os arenitos da Formação Poti e o BG, avaliando suas similaridades e as incertezas inerentes ao uso do BG como análogo substituto, com base em parâmetros petrofísicos convencionais e de rocha digital. As amostras foram submetidas a caracterizações químicas e mineralógicas, descrição petrográfica e ensaios petrofísicos convencionais, complementados por análises de rocha digital. Os resultados indicam que ambas as rochas apresentam composição predominantemente quartzosa; contudo, a Formação Poti exibe maior grau de cimentação por argilominerais e o BG apresenta aproximadamente dez vezes mais óxido de cálcio. Nos ensaios convencionais, a Formação Poti apresentou porosidades médias entre 19,01% e 24,87% e permeabilidades de 22,52 mD a 164,52 mD, ao passo que para o BG registrou-se a média de 19,95% e 161,01 mD, sendo possível observar similaridade entre o BG e fácies específicas da Formação Poti. Contudo, em microescala, revelam-se diferenças importantes na conectividade da rede porosa e na distribuição de tamanhos de poros, parâmetros fundamentais para o escoamento de fluidos e eficiência de armazenamento. Ainda assim, determinadas fácies da Formação Poti demonstram padrões petrofísicos comparáveis ao arenito comercial, indicando que sua utilização como análogo é viável sob condições específicas e com controle das incertezas associadas.

MEMBROS DA BANCA:
Interna - 1066974 - ANALICE FRANCA LIMA AMORIM
Presidente - 1800053 - JOSE ANTONIO BARBOSA
Externo à Instituição - WLYSSES WAGNER MEDEIROS LINS COSTA