Convencionalmente, a caracterização das principais propriedades físicas de rochas reservatórios é realizada a partir de análises petrofísicas utilizando-se amostras extraídas dos testemunhos (ou de afloramentos de análogos de reservatórios) e da análise microscópica das lâminas delgadas. Estas determinações petrográficas e petrofísicas convencionais visam determinar principalmente a porosidade e permeabilidade das rochas reservatório. Entretanto as etapas de obtenção e preparação das amostras consomem um tempo considerável, além de apresentar custos relativamente elevados. A porosidade como resultado da superposição de diversos processos (deposicionais e diagenéticos) ao longo do tempo sempre apresenta uma geometria complexa. Muitos dos processos que formam a porosidade, tais como seleção de grãos, compactação e microfraturamento, tem um componente direcional intrínseco que gera anisotropia do espaço poroso. O presente projeto propôs a avaliação e o emprego de uma técnica para determinar a porosidade e sua anisotropia utilizando medidas de susceptibilidade magnética em rochas impregnadas por nanopartículas superparamagnéticas (NPMag). Foram testados solventes e concentrações diferentes para solubilização das NPMags (ferrofluído), bem como métodos de impregnação distintos. Através dos resultados comparativos entre a porosidade determinada através da aplicação das nanopartículas e a forma clássica de determinação petrofísica (utilizando gás hélio) foi possível observar que as partículas têm capacidade de impregnação inclusive de espaços porosos menores, como microporosidade e gargantas de poros. A determinação da porosidade a partir de impregnações com NPMags solubilizadas em THF mostraram ótima correlação com a forma clássica de determinação de porosidade por gás hélio, com grau de confiabilidade de 95%. Após a confirmação da eficácia da técnica empregada para completa saturação do espaço poroso, o método foi aplicado como auxiliar na caracterização petrofísica das amostras de dois afloramentos das formações Ipú e Jaicós do Grupo Serra Grande (Bacia do Parnaíba). A caracterização dos afloramentos contou também com a realização de análise petrográfica com confecção e avaliação e de 48 lâminas delgadas. As porosidades determinadas para Formação Ipú variaram entre 3% e 27% pela análise de imagem a partir de lâmina delgada e entre 18% e 31% pela determinação através da impregnação de ferrofluído. Através da diferença entre os métodos pôde-se estimar que em algumas fácies a microporosidade pode corresponder a até 75% da porosidade total calculada pelo método de impregnação por ferrofluído. As porosidades determinadas para Formação Jaicós variaram entre 10% e 23% (análise de imagem) e 14% e 23% (impregnação por ferrofluído). A melhor correlação entre as duas técnicas reflete a menor quantidade de microporosidade nestas amostras. As medições de ASM pós impregnação nas amostras das Formações Ipú e Jaicós indicaram uma anisotropia de porosidade abaixo de 0,5%. As análises realizadas nas amostras da Formação Jaicós apresentaram Kmax (eixo máximo do elipsoide de Anisotropia de Susceptibilidade Magnética) preferencialmente horizontais (<40º) e refletem padrões de porosidade compatíveis com a estrutura sedimentar primária, enquanto que os resultados Kmax nas amostras da Formação Ipú apresentaram direções preferencialmente verticais, possivelmente correspondendo à processos diagenéticos com intensidade variada em área e que alteraram o padrão primário da porosidade. A possível correlação observada neste trabalho, entre o Kmax e a direção dos estratos cruzados, revela que a porosidade é maior na direção ortogonal à paleocorrente média do afloramento, sugerindo que a variação granulométrica entre estratos cruzados de uma mesma série diminui a porosidade média vertical e horizontal na direção de mergulho, resultando em uma orientação principal paralela à direção dos estratos cruzados. Desta forma, considera-se que o método de impregnação de arenitos com ferrofluído aqui proposto apresenta grande potencial para a determinação não apenas da porosidade das amostras, mas também das anisotropias direcionais de porosidade, mesmo que muito pequenas, por meio de análises de ASM. Esses estudos têm grande potencial na análise rápida (em uma única amostra) de anisotropias que potencialmente controlam os padrões de fluxo em reservatórios.

Conventionally, the characterization of the main physical properties of reservoir rocks is carried out from petrophysical analyzes using samples extracted from rock cores (or from outcrops of analogues reservoirs) and from the microscopic analysis of the thin sections. These conventional petrographic and petrophysical determinations aim to determine mainly the porosity and permeability of the reservoir rocks. However, the steps of obtaining and preparing the samples are time consuming and relatively expensive. The porosity as a result of the superposition of several processes (depositional and diagenetic) over time always presents a complex geometry. Many of the processes that form the porosity, such as grain selection, compaction and microfractures, have an intrinsic directional component that generates anisotropy of the porous space. The present project proposed the evaluation and the use of a technique to determine the porosity and its anisotropy using measures of magnetic susceptibility in rocks impregnated by superparamagnetic nanoparticles (NPMag). Different solvents and concentrations were tested for solubilization of NPMags (ferrofluid) as well as different impregnation methods. Through the comparative results between the porosity determined as a result of the application of the nanoparticles and the classical form of petrophysical determination (using helium gas), it was possible to observe that the particles have impregnation capacity including smaller pore spaces such as microporosity and pore throats. The determination of porosity from impregnations with NPMags solubilized in THF showed an excellent correlation with the classical form of determination of porosity by helium gas, with a degree of reliability of 95%. After confirming the effectiveness of the technique used for complete pore space saturation, the method was applied as an aid in the petrophysical characterization of samples from two outcrops of the Ipú and Jaicós Formations, Serra Grande Group (Parnaíba Basin). The characterization of the outcrops also counted on the accomplishment of petrographic analysis with evaluation of 48 thin sections. The porosities determined for Ipú Formation ranged from 3% to 27% by image analysis from thin section and from 18% to 31% by determination through impregnation of ferrofluid. By means of the difference between the methods, it was possible to estimate that in some facies the microporosity can correspond to up to 75% of the total porosity calculated by the ferrofluid impregnation method. The porosities determined for Jaicós Formation ranged from 10% to 23% (image analysis) and 14% and 23% (impregnation by ferrofluid). The better correlation between the two techniques in this Formation reflects the smaller amount of microporosity. Measurements of ASM after samples impregnation in the Ipú and Jaicós Formations have indicated an anisotropy of porosity smaller than 0.5%. The evaluation carried out in the samples of the Jaicós Formation showed Kmax (maximum axis of the Magnetic Susceptibility Anisotropy ellipsoid), preferably horizontal (<40º). This reflect porosity patterns compatible with the primary sedimentary structure. However the samples of the Ipú Formation showed preferably vertical directions of Kmax which correspond to diagenetic processes with varied intensity in area and that altered the primary porosity pattern. The possible correlation between the Kmax and the direction of the cross-bedding, observed in this study, reveals that the porosity is greater in the orthogonal direction to the average paleocurrent of the outcrop. This put forward that the granulometric variation between crossbedding of the same series decreases the vertical and horizontal average porosity in the dip direction, resulting in a main orientation parallel to the direction of the cross-bedding. Therefore, is feasible to consider that the proposed method of impregnation of sandstones with NPMag , by means of ASM analysis, presents great potential for the determination not only of the porosity of the samples, but also of its directional anisotropies. These studies have great potential in the rapid analysis (in a single sample) of anisotropies that potentially control the flow patterns in reservoirs.