A distribuição de tamanho e conectividade dos poros em rochas reservatório permitem a estimativa de reserva, produtividade e planejamento de produção de petróleo, através de modelos petrofísicos confiáveis. Bandas de deformação, principalmente as cataclásticas, são estruturas marcadas por reorganização e fragmentação dos grãos. No entanto, há ainda poucos estudos que tratam das variações em microescala da porosidade nessas estruturas. Usualmente, somente dados de porosidade ou de permeabilidade em rocha total são reportados na literatura. O principal objetivo deste trabalho é caracterizar a distribuição e orientação dos macro e microporos, considerando os processos diagenéticos e deformacionais que influenciam na porosidade e na permeabilidade da rocha. Para tal foram comparadas as propriedades petrofísicas de arenitos com diferentes quantidades de bandas de deformação, desenvolvidas em afloramentos de duas unidades geológicas distintas: o Grupo Ilhas (depósitos fluvio-deltaicos) e o Grupo Massacará (depósitos fluvio-eólicos) da Bacia do Tucano, nordeste do estado da Bahia. Como principais métodos foram utilizadas a ressonância magnética nuclear (RMN) e a anisotropia de susceptibilidade magnética em amostras impregnadas com ferrofluido (ASMff). Adicionalmente, microscopia óptica e eletrônica, microtomografia computadorizada de raios X (µCT) e ensaios de petrofísica básica (porosidade e permeabilidade a gás; densidade), auxiliaram nas interpretações. Do ponto de vista petrográfico, foram observados poros primários, poros em fraturas e originados por dissolução. As bandas de deformação foram identificadas nos picos intermediários de tempos de relaxação transversal (T2), entre 3 e 50 ms, podendo também ter influência em picos menores. A intensidade desses picos está relacionada principalmente ao volume das bandas, enquanto a largura ou proporção relativa depende da geometria e orientação. Estruturas mais homogêneas apresentaram apenas um pico mais estreito, enquanto estruturas com geometria anastomosada, contendo pods de rocha menos deformada em seu interior, foram associadas a dois picos ou a um pico mais largo. Nesse caso, a intensidade dos picos pode refletir até mesmo diferentes graus de fragmentação granular. Devido à baixa susceptibilidade magnética das amostras e ao fato da distribuição de T2 ter sido medida em baixo campo magnético, não houve indícios de subestimação significativa dos valores de porosidade, em relação a outras técnicas. Também ficou claro que efeitos em T2 decorrentes dos aspectos texturais primários podem ser obliterados pela modificação da estrutura porosa por processos deformacionais. Com isso, a ressonância magnética nuclear se mostrou uma ferramenta eficiente para auxiliar na identificação de bandas de deformação cataclásticas nos arenitos estudados neste trabalho. Contudo, a técnica permitiu apenas uma análise qualitativa do conteúdo de bandas nas amostras. Quanto a orientação dos poros a anisotropia de suscetibilidade magnética por ferrofluido mostrou uma compatibilidade satisfatória, entretanto mais estudos são necessários.

The distribution and connectivity of the pore size in reservoir rocks allow estimating the reserve, productivity and oil production planning, through reliable petrophysical models. Deformation bands, especially cataclastic ones, are structures marked by reorganization and grains fragmentation. However, there are still few studies that address the microscale variations in porosity in these structures. Usually, only porosity or permeability data in total rock are reported in the literature. The main objective of this work is to characterize the distribution and orientation of macro and micropores, considering the diagenetic and deformational processes that influence the porosity and permeability of the rock. For this purpose, the petrophysical properties of sandstones with different amounts of deformation bands were compared, developed in outcrops of two distinct geological units: the Ilhas Group (fluvio-deltaic deposits) and the Massacará Group (fluvio-eolic deposits) in the Tucano Basin, northeast of the state of Bahia. The main methods used were nuclear magnetic resonance (NMR) and magnetic susceptibility anisotropy in samples impregnated with ferrofluid (ASMff). Additionally, optical and electronic microscopy, X-ray computed microtomography (µCT) and basic petrophysics tests (porosity and gas permeability; density), helped with the interpretations. From the petrographic point of view, primary pores, pores in fractures and originated by dissolution were observed. The deformation bands were identified in the intermediate peaks of transverse relaxation times (T2), between 3 and 50 ms, and may also have an influence on smaller peaks. The intensity of these peaks is mainly related to the volume of the bands, while the relative width or proportion depends on the geometry and orientation. More homogeneous structures showed only a narrower peak, while structures with anastomosed geometry, containing pods of less deformed rock inside, were associated with two peaks or with a wider peak. In this case, the intensity of the peaks can reflect even different degrees of granular fragmentation. Due to the low magnetic susceptibility of the samples and the fact that the T2 distribution was measured in a low magnetic field, there was no evidence of significant underestimation of the porosity values, in relation to the other techniques. It was also clear that effects in T2 resulting from the primary textural aspects can be obliterated by the modification of the porous structure by deformational processes. With that, nuclear magnetic resonance proved to be an efficient tool to assist in the identification of cataclastic deformation bands in the sandstones studied in this work. However, the technique allowed only a qualitative analysis of the band content in the samples. As for the orientation of the pores, the anisotropy of magnetic susceptibility by ferrofluid showed a satisfactory compatibility, however more studies are needed.