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Alexandre Campane Vidal

Possui graduação em Geologia pelo Instituto de Geociências da Universidade de São Paulo (1993), mestrado em Geociências pela Universidade Estadual de Campinas (1997) e doutorado em Geologia Regional pela Universidade Estadual Paulista Júlio de Mesquita Filho (2002). Docente do Instituto de Geociências da UNICAMP desde 2003 em regime de dedicação integral e, atualmente, ocupa o cargo de Professor Titular. Sua área principal de atuação tem sido a Geologia do Petróleo, com ênfase na caracterização geológica de reservatórios em diferentes escalas de análise. Responsável pelo Laboratório de Modelagem Geológica de Reservatórios (MGR) desde 2010, coordenou vários projetos de PD com atividades de pesquisa voltadas aos reservatórios carbonáticos do pré-sal das bacias de Campos e Santos. Nesta temática têm-se concentrado na caracterização petrográfica e petrofísica e suas relações com diferentes fácies sedimentares. Por meio da aplicação de metodologias de transferência de escala busca definir as heterogeneidades sedimentares encontradas nas rochas para às escalas de poços e sísmica. Foi membro titular na composição do Órgão Colegiado do Sistema de Bibliotecas da Unicamp no quadriênio 2010 - 2014 e exerceu a função de Chefe do Departamento de Geologia e Recursos Naturais (DGRN) entre 2014 - 2016. Atualmente é membro titular do Conselho Consultivo do Centro de Estudos de Energia e Petróleo (CEPETRO) e coordenador da linha de pesquisa em Geologia no Centro de Inovação em Produção de Energia (EPIC) da UNICAMP. (Texto informado pelo autor)

  • http://lattes.cnpq.br/2814506003244018 (27/11/2025)
  • Rótulo/Grupo: Professor
  • Bolsa CNPq: Nível B
  • Período de análise:
  • Endereço: Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências da UNICAMP. Rua João Pandiá Calógeras, 51 Barão Geraldo 13083-970 - Campinas, SP - Brasil Telefone: (19) 35215198 URL da Homepage: http://www.ige.unicamp.br
  • Grande área: Ciências Exatas e da Terra
  • Área: Geociências
  • Citações: Google Acadêmico

Produção bibliográfica

Produção técnica

Produção artística

Orientações em andamento

Supervisões e orientações concluídas

Projetos de pesquisa

Prêmios e títulos

Participação em eventos

Organização de eventos

Lista de colaborações

Produção bibliográfica

Produção técnica

Produção artística

Orientações em andamento

Supervisões e orientações concluídas

Projetos de pesquisa

  • Total de projetos de pesquisa (18)
    1. 2023-Atual. Título: RL3 - Integração de dados e modelagem geológica dos reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro.
      Descrição: O projeto intitulado como Caracterização e modelagem integrada dos reservatórios do pré-sal, faz parte de um convênio PDI envolvendo a empresa Equinor, a Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (Fapesp), a Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) e o Centro de Estudos de Energia e Petróleo (CEPETRO). Essa parceria levou ao desenvolvimento de um centro de pesquisa chamado Energy Production Inovation Center (EPIC), cujo objetivo principal é atender as demandas de pesquisa na área de produção e exploração de óleo e gás, como por exemplo: o gerenciamento de reservatórios, a caracterização de fluidos, caracterização e modelagem geológica de reservatórios e a integração dos estudos de reservatórios. O projeto apresentado é informalmente nomeado como Research Line three ou RL3, que tem como objetivo desenvolver metodologias que auxiliarão no desenvolvimento dos modelos geológicos dos reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro. A pesquisa incluirá a análises das principais heterogeneidades para melhor representação no modelo, incorporando também a análise de incerteza. A RL3 está dividida em 4 subprojetos (SP1-SP4) com foco na resolução dos principais problemas dos reservatórios do pré-sal. Além disso, a RL3 terá uma integração direta com outras linhas de pesquisa do EPIC, que são responsáveis por desenvolver a simulação do reservatório para entender o impacto das características geológicas, como fraturas e zonas de dissolução, e nas propriedades de fluxo do fluido do reservatório. O trabalho será desenvolvido conforme os seguintes tópicos: (i) desenvolvimento de modelos conceituais geológicos e novos métodos de integração de dados para modelagem de reservatórios; (ii) geração de fluxos de trabalho para condicionamento de dado sísmico aplicado a modelos de reservatório propondo métodos para integração de dados; (iii) aplicação de fluxos de trabalho para extrair as principais feições geológicas de dados sísmicos que destacam as características do reservatório; desenvolvimento de novas metodologias para análise digital de rochas envolvendo técnicas de aumento de escala (upscaling) e visualização de propriedades de rocha; (iv) aprimorar modelos geológicos para o pré-sal integrando heterogeneidades em diferentes escalas; (v) melhorar a compreensão dos principais elementos do reservatório como porosidade vugular, fraturas, zonas de carstificação e porosidade versus comportamento dinâmico. Com isso, será possível a integração de dados e obtenção de resultados que auxiliarão no desenvolvimento de novas técnicas aplicadas na modelagem geológica. Com o volume de dados obtidos e desenvolvidos nesse projeto, será possível a aplicação dos fluxos de trabalho para diversos campos do pré-sal brasileiro.. Situação: Em andamento; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Equinor Brasil - Outra.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    2. 2022-Atual. Modelagem e simulação avançada de injeção de água, injeção alternada água-gás e injeção de espumas em reservatórios fraturados e carstificados do pré-sal (SIMFRAC II)
      Descrição: O projeto SIMFRAC (Simulação das fraturas) faz parte de uma iniciativa de pesquisa entre Shell Brasil e Petrobras, denominado CarbFracPro (Processos e propriedades cársticas e de fraturamento em reservatórios carbonáticos), com o objetivo de estudar reservatórios do pré-sal brasileiro e afloramentos análogos. Os objetivos deste projeto são: (1) desenvolver novas metodologias que possam incorporar heterogeneidades críticas, em diferentes graus de complexidade, no processo de modelagem geológica, (2) melhorar o gerenciamento de campos de petróleo com estas características através de estudos aplicados de simulação de reservatórios de campos do pré-sal brasileiro e (3) testar técnicas alternativas para serem aplicadas nesses campos para aumentar a recuperação dos campos, a partir de injeção de água (WI), injeção alternada de água e gás (WAG) e injeção de surfactantes durante o processo de WAG para a geração de espumas. A modelagem geológica pretende continuar a desenvolver novas metodologias para a construção do modelo geológico representativo para os reservatórios do pré-sal, considerando heterogeneidades em diferentes escalas e utilizando os dados dos campos de Berbigão e Sururu (Figura 1). Com este propósito, técnicas de aprendizagem de máquina serão testadas em diferentes etapas da construção dos modelos geológicos, em 2 campos do pré-sal com características diferentes. Para que a modelagem dê suporte a um potencial piloto de espuma, a equipe trabalhará em dados provavelmente de Iracema ou Tupi (Figura 2), sendo o primeiro do mundo em águas profundas. A simulação de reservatórios tem como objetivo: representar essas heterogeneidades complexas no modelo de fluxo; verificar a influência das técnicas de modelagem na previsão de produção; avaliar processos de decisão relacionado ao gerenciamento do campo incluindo métodos de recuperação primária e aprimorada; realizar a integração dos dois campos através do mesmo sistema de produção; e avaliar diferentes métodos de recuperação primários e aprimoradas nomeadamente injeção de água e alternada água e gás (WAG). Parte do trabalho envolverá o desenvolvimento e uso de novas metodologias para otimizar a localização de poços exploratórios e poços de desenvolvimento e injetores. A criação de modelos sintéticos, setoriais e outros em Iracema ou Tupi para entender o impacto da espuma será um desafio tecnológico particular e será uma nova área para a equipe do CEPETRO/UNISIM na UNICAMP. Durante este projeto, a equipe trabalhará em colaboração e se conectará a outros projetos de PDI que estejam envolvidos com outros aspectos da pesquisa de espumas (experimentos, física numérica na PUC-Rio e UFJF) e relações cársticas-falha-fratura em análogos do pré-sal e afloramento (UFRN e UFRJ).. Situação: Em andamento; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Integrante / Denis José Schiozer - Coordenador. Financiador(es): Shell Brasil - Matriz - Outra.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    3. 2020-2024. Análise Geológica e Petrofísica dos reservatórios Carbonáticos do Pré-Sal: integrando métodos multi-escala para caracterização da porosidade
      Descrição: Os reservatórios carbonáticos das seções pré-sal das bacias de Santos e Campos, sudeste do Brasil, constituem uma das maiores províncias de hidrocarbonetos do planeta. No entanto, a exploração dos recursos naturais do pré-sal tem demandado, desde a sua descoberta, uma evolução constante do conhecimento em temas que constituem fronteiras cientificas para a geologia do petróleo, geofísica, petrofísica, entre outras áreas correlatas. Dentre os desafios impostos pela exploração do pré-sal, a alta complexidade geológica e heterogeneidade petrofísica dos reservatórios carbonáticos dificulta o estabelecimento de padrões distribuição de propriedades de reservatório e a construção de modelos conceituais e geológicos. Nesse contexto, o presente projeto buscou o desenvolvimento de modelos geológicos conceituais para o campo de Tupi, que incluíssem as principais heterogeneidades controladoras do reservatório em múltiplas escalas. O banco de dados foi composto por levantamentos sísmicos 3D, registros de poços, amostras de rochas e dados petrofísicos de múltiplas escalas. Os diferentes dados adquiridos foram estudados utilizando rotinas convencionais de processamento de dados, bem como novos métodos de geoestatística, processamento de imagens e aprendizado de máquina para apoiar e refinar a caracterização geológica. Juntos, os dados em múltiplas escalas e as diferentes técnicas de análise permitiram uma melhor compreensão dos principais fatores de controle do reservatório no campo de Tupi. Como resultado da integração de dados foram produzidos modelos conceituais focados em diferentes aspectos geológicos tais como modelo deposicional (e.g. distribuição de fácies), modelo estrutural (e.g. distribuição de falhas e fraturas) e modelo diagenético (e.g. distribuição de feições de dissolução e silicificação). Em adição aos modelos conceituais e ao conhecimento teórico foram também desenvolvidos métodos e workflows inovadores voltados para o condicionamento e melhoramentos de dados geológicos petrofísicos em diversas escalas. Os diversos estudos desenvolvidos ao longo deste projeto foram constantemente integrados as atividades desenvolvidas pela terceira frente de pesquisa (RL3-Research Line 3) do Centro de Inovação em Produção de Energia (EPIC), projeto este desenvolvido pela parceria entre a empresa Equinor, a Fapesp e a Unicamp.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Statoil Brasil - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    4. 2019-2024. Avaliação de técnicas de distância DTW e redes neurais profundas para o ajuste assistido de profundidade de amostras de testemunho e perfis de poços
      Descrição: Este projeto teve como objetivo a integração dos dados por meio do ajuste dos dados de testemunho e perfis de poços. Tradicionalmente, as rochas são calibradas a partir do ajuste visual do intérprete, que correlaciona respostas de perfis gama e core gama da rocha testemunho. Trata-se de um trabalho altamente criterioso, demorado, que exige experiência do intérprete e que está passível de muitos erros, uma vez que diversos parâmetros físicos podem dificultar o ajuste. Para esta tarefa a base de dados corresponde a 106 poços exemplos, nos quais 100 eram sintéticos e 6 eram reais, totalizando 2892,75 metros de curva de raio gama do core e perfil de poço com referências de ajuste e outros 675 metros sem ajuste para testar os métodos. Na primeira etapa, foram desenvolvidos códigos para preprocessar os perfis e para realizar o ajuste das curvas. O projeto teve como proposta inicial a investigação de métodos computacionais para o ajuste automático de profundidade a partir de técnicas que utilizam a distância Dynamic Time Warping (DTW). Para definir o melhor ajuste foram testadas técnicas como regressões simples, ensembles, aumento de gradiente, modelos recorrentes e a relativamente recente rede Transformer. Mais especificamente, dado o testemunho de rocha e o perfil de raios gama como entrada, o modelo Transformer gera um testemunho ajustado, obtendo correlação de 94, indicando a precisão no ajuste. O sucesso do Transformer reside na sua eficácia em expressar grandes sequências de testemunho e registro de perfis de poço. Por outro lado, outros modelos, como RNN, LSTM e GRU, apresentam colapso ao processar grandes sequências de dados. De acordo com os resultados obtidos, é possível substituir efetivamente a interpretação manual do testemunho por métodos de reconhecimento de padrões, principalmente pelo modelo Transformer, pois este alinha os testemunhos de acordo com grande similaridade à interpretação do geólogo. Todos os algoritmos escritos para a aplicação das técnicas mencionadas estão disponibilizados no GitHub da companhia. A partir do início de 2022, o projeto mudou de escopo e o tema se tornou a análise e classificação de imagens de lâminas delgadas, já previamente segmentadas utilizando a técnica QEMSCAN. O conjunto de dados consistiu em 62 imagens de lâminas, sendo 18 de um poço A e 44 de um poço B, e as litologias dominantes eram a faciologia das rochas pré-sal brasileiro. Nessa segunda etapa, foram desenvolvidos códigos para a geração de lâminas sintéticas para o treino mais eficaz de modelos de classificação das imagens e análise da porosidade das lâminas, além de algoritmos para a análise da porosidade e composição e, também, para a classificação litológica das lâminas por diferentes metodologias.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): PETROBRAS - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    5. 2019-2023. ERC-RPM-RL3 - Caracterização e modelagem geológica de reservatório carbonático do Pré-sal.
      Descrição: O projeto foi vinculado ao Centro de Inovação em Produção de Energia (EPIC), sediado na Unicamp e financiado pela Equinor Brasil Energia Ltda e pela Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP). As atividades do Centro estão divididas em três linhas de pesquisa (Research Lines RL) denominadas RL1, RL2 e RL3. Este relatório trata das atividades relacionadas ao projeto da RL3 (ERC-RPM-RL3 - Caracterização e modelagem geológica de reservatório carbonático do Pré-sal). O presente projeto de pesquisa teve como principal objetivo o estudo geológico dos reservatórios carbonáticos do Pré-sal, compreender as heterogeneidades geológicas envolvidas na qualidade de reservatório e como representá-las de maneira adequada em um modelo geológico. Para a realização dessas atividades, foram utilizados os dados de rocha, poço e sísmica do Campo de Tupi, localizado na Bacia de Santos. Este campo, além de ser um bom exemplo da complexidade geológica encontrada nos reservatórios do Pré-sal, possui um expressivo número de poços perfurados, fornecendo, portanto, uma boa amostragem geológica e histórico de produção. A fim de atingir esse objetivo, o projeto RL3 foi dividido em cinco atividades de pesquisa, que abordaram os seguintes aspectos: atividade 1: Interpretação sísmica dos horizontes e análise estratigráfica; atividade 2: Análise petrofísica e faciológica do reservatório, atividade 3: Interpretação de falhas/fraturas e a representação no modelo geológico; atividade 4: Caracterização de feições cársticas do reservatório; atividade 5: Geração dos modelos geológicos do reservatório e análise de incerteza. Como resultado, a integração de dados levantados por todas as atividades permitiu a construção de modelos geológicos conceituais e de reservatório que representaram a heterogeneidade observada de forma integrada em diferentes escalas (da rocha à sísmica), incluindo a variabilidade de fácies, porosidade, permeabilidade, fraturas e horizontes de dissolução / carstificação. Além disso, as atividades da área de geologia foram integradas com outras atividades do centro, principalmente com o projeto de pesquisa ERC-RPM-RL1-Otimização da Produção de Petróleo por Modelos de Simulação Numérica de Reservatórios (RL1), com foco na simulação de fluxo do reservatório. Como uma das principais ações para a interação foi disponibilizado para a RL1 o modelo geológico com associação da incerteza nas principais heterogeneidades geológicas, dupla porosidade e aplicação do método de Discrete Fracture Network (DFN). Este modelo foi utilizado para definição de estratégias para a definição de estratégias de explotação do reservatório pelo grupo da engenharia.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Equinor Brasil - Outra.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    6. 2018-2022. Estudo do Potencial de Recuperação de Petróleo com Técnicas Baseadas na Injeção de Água de Baixa Salinidade e Adição de Íons Metálicos em Reservatórios Carbonáticos
      Descrição: Inicialmente, para a melhor recuperação do petróleo em campos offshore a injeção de água do mar era realizada, com a finalidade de manutenção da pressão no reservatório. Ao longo do tempo, observou-se que a eficiência da água do mar em operações IOR (Improved Oil Recovery) depende das condições termodinâmicas e da geologia do reservatório. A injeção de água de salinidade calibrada foi uma evolução nos métodos de EOR, sendo compostas por salmouras sintéticas de composição controlada. O projeto teve como principal objetivo investigar o potencial de recuperação de petróleo, em reservatórios carbonáticos, utilizando água de salinidade controlada e soluções salinas aquosas contendo íons metálicos. Com isso, foi possível detectar durante os testes no laboratório que a adição de íons metálicos à água de injeção teve um efeito significativo em termos de aumento de recuperação de óleo. Neste projeto, o trabalho geológico foi destinado a analisar as alterações mineralógicas nas amostras carbonáticas do pré-sal, após serem submetidas aos experimentos de embebição/injeção de água de baixa salinidade e cobre (Cu). Para isso, foram realizadas a individualização das amostras em suas litofácies, afim de reconhecer se as alterações composicionais durante a injeção de fluidos foram influenciadas pelas litofácies. Também foram avaliadas as modificações mineralógicas, texturais e de permoporosidade, devido aos processos de precipitação e dissolução induzidas pelas interações rocha-fluido. Como fonte de informação auxiliar, foi realizada a coleta e avaliação dos efluentes produzidos após a injeção para quantificação da concentração de elementos que aumentaram ou foram reduzidos da solução, e assim fazer uma correspondência com as modificações composicionais nas amostras. Os principais métodos aplicados para o estudo geológico foram: i) a descrição petrográfica convencional das lâminas delgadas; (ii) difração de raios-x (DRX); (iii) microscopia eletrônica de varredura por energia dispersiva de raios-x (SEM-EDS) para identificação mineral e sua visualização em imagens de alta resolução em escala micrométrica, além da geração de mapas composicionais da distribuição de elementos químicos; (iv) microtomografia computadorizada de alta resolução (hrCT) para o imageamento 3D das amostras; (v) cromatografia de íons, equipamento utilizado para a medição da concentração de elementos químicos em fluidos. Foi possível observar que as reações químicas que ocorreram na rocha induziram a dissolução mineral e precipitação de sais nas bordas dos grãos, a intensidade das alterações foi dependente da composição dos fluídos e seu equilíbrio geoquímico com a rocha.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Repsol Brasil - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    7. 2018-2021. Caracterização Geológica e Petrofísica dos Estromatólitos Recentes do Estado de Rio de Janeiro
      Descrição: O trabalho foi desenvolvido por duas equipes representadas pelos laboratórios de Métodos Miscíveis de Recuperação (LMMR) e de Modelagem Geológica de Reservatórios (MGR), os dois laboratórios situados no Centro de Estudos de Petróleo (CEPETRO) na Universidade de Campinas (UNICAMP), com extensa atividade de laboratório e aplicação de rotinas computacionais. A definição pela pesquisa conjunta de dois grupos distintos, de engenharia e geologia, foi devido ao desafio no estudo de um sistema poroso complexo e o entendimento do comportamento de fluxo nestas rochas. Este trabalho usou métodos descritivos para caracterização da rocha juntamente com testes de injeção assistida por tomografia computadorizada, que permitiu definir o padrão de fluxo para os diferentes tipos de porosidade, em condições de pressão do reservatório. As amostras utilizadas foram dos microbialitos do Holoceno de Lagoa Salgada e a escolhas deste tipo de rocha foi motivado pelo: i) acesso fácil às amostras por via terrestre; ii) Possibilidade de análise destrutiva, neste caso é importante destacar que não foram retiradas amostras in situ do afloramento; iii) Semelhança às rochas do Pré-sal Brasileiro. As atividades desenvolvidas pelos dois grupos possibilitaram a aplicação de diversas metodologias, sendo estas: a)Caracterização Geológica das amostras com a determinação das características deposicionais e diagenéticas que influenciam a distribuição da porosidade; b) Propriedades petrofísicas básicas das rochas, como a porosidade e permeabilidade obtidas em laboratório; c) Propriedades petrofísicas especiais, como a determinação de pressão capilar, molhabilidade e forças capilares; d) Caracterização dos tipos de poros para os estromatólitos; e) Determinação das características de fluxo de fluidos para as duas principais fácies geológicas; f) Dados experimentais de deslocamento de óleo nas rochas pela água de injeção. A partir dos resultados, foi definido o padrão de fluxo, distribuição de fluido e potencial de recuperação de petróleo; g) Curvas de recuperação de óleo (volume acumulado de óleo produzido versus volume acumulado de salmoura injetado); h) Desenvolvimento de código de programação para o processamento de imagens de tomografia computadorizada com geometria complexa e irregular; i) Confecção de códigos de programação para compilar imagens de tomografia computadorizada para construção de modelo com propriedades petrofísicas e posterior integração em simuladores de reservatórios; j) Integração de dados experimentais de laboratório em programas de simulação de fluxo em reservatório para obtenção de curvas de permeabilidade relativa; l) Simulações de padrões de escoamento em sistemas mono e bifásicos em estromatólitos selecionados para o estudo e determinação dos efeitos no escoamento como função da vazão de injeção.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Statoil Brasil - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    8. 2017-2022. Desenvolvimento de reservatórios carbonáticos incorporando efeitos de heterogeneidades geológicas críticas
      Descrição: O projeto SimFrac foi financiado pela Shell Brasil e faz parte de uma iniciativa de pesquisa entre Shell e Petrobras, com o objetivo de estudar processos e propriedades de carbonatos fraturados e carstificados. O projeto foi executado em sincronia entre as equipes de Modelagem Geológica de Reservatórios (MGR) e Simulação de Reservatórios (UNISIM) da UNICAMP. Os modelos geológicos gerados pela equipe de pesquisa do MGR representaram as heterogeneidades em alta fidelidade, considerando a resolução dos dados recebidos, a dimensão do campo e a capacidade computacional de ambos os grupos. Os modelos geológicos foram posteriormente representados nos modelos de simulação pela equipe do grupo UNISIM. O objetivo específico deste projeto foi desenvolver metodologias para a integração de heterogeneidades críticas para o fluxo de fluidos no modelo geológico e avaliar o impacto no desenvolvimento do campo de reservatórios carbonáticos fraturados e carstificados. Para isso, foram aplicadas diferentes técnicas computacionais de aprendizagem de máquina, modelagem geoestatística e transferência de escala, tendo como base de dados as informações de perfis de poços, os dados sísmicos e as descrições e dados petrofísicos das amostras laterais de rocha. Os principais resultados foram o desenvolvimento de um fluxo integrado de modelagem inteligente, capaz de combinar dados de diferentes escalas através da aplicação de técnicas de aprendizagem de máquina, visando a predição da distribuição 3D de fácies, falhas, fraturas e vugs. De forma específica, foram aplicados dados de poços e atributos sísmicos para construção do modelo de fácies; desenvolvimento de metodologia DFN (Discrete Fracture Network) para melhorar a representação de fraturas discretas, testando diferentes parâmetros como densidade de fraturas, comprimento de fratura, largura e orientação, além de definição de setores em área onde seriam aplicadas. Outra metodologia aplicada para a geração de modelo de fraturas foi o cálculo de meta-atributos sísmicos otimizados, realizada através da integração de atributos sísmicos que apresentam as melhores correlações com as fraturas e a associação com dados de poço, a combinação entre essas informações foi realizado por métodos computacionais de aprendizado de máquina. O mesmo método computacional de meta-atributos foi realizado para a geração do modelo de porosidade vugular e de distribuição de fácies. A abordagem geoestatística também foi aplicada para a geração de modelos estocásticos de fácies e propriedades petrofísicas, incorporando o uso de atributos sísmicos como suporte ao método de interpolação.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Shell Brasil - Matriz - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    9. 2016-2021. Caracterização petrofísica multi-escala de reservatórios do pré-sal.
      Descrição: A exploração dos recursos naturais do pré-sal tem demandado, desde a sua descoberta, uma evolução constante do conhecimento em temas que constituem fronteiras cientificas para a geologia do petróleo, geofísica, petrofísica, entre outras áreas correlatas. Dentre os desafios impostos pela exploração do pré-sal, a alta complexidade geológica e heterogeneidade petrofísica dos reservatórios carbonáticos dificulta o estabelecimento de padrões distribuição de propriedades de reservatório e a construção de modelos conceituais e geológicos. Nesse contexto, o presente projeto buscou contribuir com duas lacunas do conhecimento sobre os reservatórios carbonáticos do pré-sal: (1) entendendo como se dá a relação entre fatores geológicos (deposicionais e pósdeposicionais) e as propriedades petrofísicas considerando múltiplas escalas de análise e (2) estabelecendo métodos inovadores de integração de escalas e upscaling, combinando resultados petrofísicos de diferentes fontes. Para este fim, dados de 4 poços-chave foram escolhidos pela empresa Equinor, 3 da Bacia de Santos e 1 da Bacia de Campos. Os dados destes poços nos permitiu estabelecer uma série de frentes de pesquisa baseadas em: (1) descrição geológica detalhada dos testemunhos, plugues e lâminas petrográficas; (2) análise de perfis de poço convencionais e especiais (e.g. RMN e perfil de imagem); (3) analises petrofísicas laboratoriais (tomografia computadorizada de amostras testemunhos e plugues, ressonância magnética nuclear e análises petrofísicas de rotina RCA); (4) processamento, integração e upscaling de dados petrofísicos com base em métodos matemáticos, computacionais e geoestatísticos. A abordagem utilizada neste projeto permitiu identificar as principais facies-reservatório das formações Itapema, Barra Velha e Macabú e também entender como se dá o balanço entre fatores deposicionais e diagenéticos no controle da heterogeneidade petrofísica, qualitativamente e quantitativamente. Os estudos sedimentológicos e estratigráficos possibilitaram a construção de modelos deposicionais e sedimentologicos para os reservatórios lacustres de ambas as fases rift e sag. Adicionalmente, os estudos multidisciplinares de processamento e integração de dados permitiram superar limitações relacionadas ao banco de dados de cada poço e gerar modelos de porosidade multi-escala. Nesse mérito, foi desenvolvido um workflow para integração de dados de tomografia de testemunhos, tomografia de alta resolução de plugues e dados de perfil de imagem, combinando as diferentes escalas em um modelo tridimensional robusto da permoporosidade. Desta forma, espera-se que os produtos deste projeto contribuam para a pesquisa sobre os reservatórios lacustres do pré-sal brasileiro.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Statoil Brasil - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    10. 2015-2016. Caracterização e Modelagem Geológica de Carbonatos do Albiano da Bacia de Campos
      Descrição: O projeto "Caracterização e Modelagem de Carbonatos Geológicos do Albiano da Bacia de Campos" foi desenvolvido pelo Grupo de Modelagem Geológica de Reservatórios (MGR) da UNICAMP. O estudo teve como objetivo analisar os dados obtidos na busca de áreas que possam ser favoráveis a acumulação de hidrocarbonetos. Para isso, em todo o trabalho, buscou-se a aplicação de métodos computacionais para auxiliar a análise geológica. Os três principais linhas de pesquisa para o estudo geológico dos carbonatos albianos da Bacia de Campos são: i) Ciclicidade e padrão estratigráfico para definição de uma estratigrafia de alta resolução; ii) Caracterização de intrusões vulcânicas; iii)Identificação de feições cársticas. Para o estudo da ciclicidade foi aplicada a análise espectral em dados de perfis geofísicos de poços, de forma mais específica utilizando a Transformada de Hilbert-Huang (HHT), uma técnica poderosa de análise de sinais para detectar sistemas de sinais não estacionários e não lineares. O estudo das intrusões vulcânicas associadas a rochas carbonáticas são importantes por sua correlação com feições cársticas hipogênicas. Com base na interpretação de perfis de poço e dados sísmicos 3D, foram identiicadas geometrias intrusivas magmáticas, tais como : (1) concordantes com estratos, (2) em forma de pires e (3) soleiras transgressivas. Por fim, a identificação de feições cársticas tiveram os melhores resultados por integrarem diferentes métodos. A identificação e modelagem das feições cársticas foi realizada na superfície do topo da Formação Macaé (Albiano-Cenomaniano). Esta formação é composta por depósitos da megassequência de plataforma carbonática rasa da Bacia de Campos. No estudo foi possível observar o processo de carstificação, originado pela alta solubilidade das rochas carbonáticas, associado a geração de porosidade secundária, que foi ocasiona pelo surgimento de sistemas de cavernas, que sofreram processos colapso durante a evolução do soterramento. O horizonte carstificado foi identificado por um marcante refletor sísmico que permite o estudo geomorfológico do paleohorizonte. O entendimento deste sistema cárstico foi realizado de forma multidisciplinar, através do uso de técnicas de interpretação, análise de atributos sísmicos e métodos de integração de dados. Vários atributos sísmicos foram utilizados, como decomposição espectral, similaridade, curvatura, entre outros. Para a classificação multiatributo foram aplicadas duas técnicas: rede neural não supervisionada, denominada Self-Organizing Map (SOM); e a técnica de gradiente por fatorização QR. A aplicação desses métodos permitiu a identificação e delimitação, de forma automática, em um cubo sísmico 3D as possíveis ocorrências de cavernas colapsadas.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Statoil Brasil - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    11. 2012-2016. Métodos quantitativos aplicados ao estudo de reservatórios carbonáticos
      Descrição: A área de estudo foi definida, junto com os pesquisadores da Petrobras, como dois campos carbonáticos do Albiano da Bacia de Campos, denominados como campos A e B. O grupo executor foi formado por professores do Instituto de Geociências e por pesquisadores do quadro de pós-graduação dos programas de Geociências e Ciências e Engenharia do Petróleo. A etapa inicial foi destinada a avaliação e geração de um modelo geológico prévio para os campos A e B, cuja análise possibilitou a identificação das principais características e heterogeneidades dos reservatórios, a partir dos quais foi possível direcionar os pontos alvo para o detalhamento ao longo do projeto. Os primeiros resultados foram obtidos utilizando os dados de poços, com a determinação das propriedades petrofísicas e eletrofácies para os campos A e B. A análise possibilitou a identificação de intervalos relacionados à reservatórios porosos, possíveis reservatórios e não reservatório, o último tipo correspondendo a calcilutitos e carbonatos cimentados. Posteriormente, iniciou-se a análise dos dados sísmicos com o estudo de métodos voltados à melhoria da resolução sísmica utilizando a transformada wavelet. A geração de atributos sísmicos e inversão sísmica foram também realizados, sendo o atributo impedância acústica fundamental na definição de eletrofácies. O elevado número de atributos sísmicos gerados exigiu a utilização de métodos matemáticos voltados à redução dimensão e agrupamento. Com este propósito, foram utilizadas as análises dos componentes independentes (ICA), redes neurais e algoritmo genético. A associação de grande número de variáveis através da junção dos métodos de redes neurais e algoritmo genético resultou num método de transferência de escala para a estimativa da propriedade de poço, porosidade neutrão, para a escala sísmica. A distribuição da porosidade neutrão estimada em 3D auxiliou a identificação de estruturas geológicas importantes. O fluxo de trabalho mais amplo foi realizado para a geração do modelo geológico, que utilizou os principais atributos obtidos para o Campo A, com o incremento de métodos geoestatísticos para estimativa de fácies, que também contou com auxílio de decomposição espectral para sua definição. O resultado possibilitou a identificação de feições geológicas como bioconstruções, bancos carbonáticos, lagoas e canais de maré. Ressalta-se que a inovação da integração de dados deste trabalho foi reconhecida no trabalho de Marfut (2015).. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Petróleo Brasileiro - Rio de Janeiro - Matriz - Outra.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    12. 2011-2014. Analise de Carbonatos
      Descrição: Este projeto foi destinado a realização de diversos ensaios petrofisicos especiais ou "Special core analysis - SCAL" em rochas carbonáticas. Neste projeto tarefa do grupo de geologia foi auxiliar na caracterização das rochas, porosidade e identificando em fácies, além da interpretação dos resultados dos ensaios petrofísicos com resultados relacionadas as propriedades geológicas das rochas. Para isso, foram utilizadas as coquinas da Formação Morro do Chavez, formadas no Cretáceo Inferior e idades entre Barremiano-Aptiano, consideradas rochas análogas aos depósitos de coquinas das bacias de Campos e Santos. Nas coquinas estudadas no projeto a concentração, preservação e distribuição das conchas possuem significado na assinatura do sistema deposicional, ao analisar a sua estrutura foi possível identificar as condições ambientais e energéticas que levaram a sua formação. A base para essa análise consiste na observação de algumas características: I tafonômicas, como articulação, seleção, fragmentação, abrasão, arredondamento e orientação das conchas; II - sedimentológicas, através de estruturas sedimentares, empacotamento de grãos, abundância de conchas e tipo de matriz; III estratigráficas, sendo elas extensão lateral das camadas, tamanho das camadas, sua geometria e contato físico entre camadas. A segunda etapa do trabalho consistiu na análise de perfil de raios gama. Utilizando um gamaespectrômetro portátil foi possível levantar um perfil vertical do comportamento das rochas aflorantes, identificando ciclos deposicionais que relacionam coquinas e folhelhos, onde é possível identificar ciclos de shallowing-upward indicando transições de wackestones para rudstones. O perfil levantado foi comparado com dois poços do Campo de Furado localizados próximos a pedreira, onde foi identificada a distribuição lateral das camadas e com isso gerar um modelo 3D com a distribuição dessas rochas. O espaço poroso foi caracterizado utilizando imagens de tomografia computadorizada de raios-x, determinando a heterogeneidade, anisotropia e volume elementar representativo das amostras. Para a utilização dos dados de tomografia, é proposto um novo método de segmentação de imagens tridimensionais baseado na rede neural de Self-Organizing Maps. A partir dos resultados, foram determinados o valor da porosidade absoluta e conectividade do espaço poroso, validando o método como uma ferramenta consistente para a análise quantitativa e qualitativa do espaço poroso em rochas heterogêneas.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Integrante / Osvair Vidal Trevisan - Coordenador.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    13. 2009-2012. Modelagem de parâmetros dinâmicos na caracterização de reservatórios
      Descrição: Este projeto foi a minha primeira experiência como coordenador de um projeto de pesquisa. O objetivo principal deste projeto foi caracterizar o comportamento das variáveis dinâmicas em rocha reservatório. A pesquisa teve um escopo amplo, com início na definição de fácies e geração do modelo geológico, para, posteriormente, serem aplicados métodos específicos na avaliação da resposta sísmica às mudanças da saturação de fluidos. Com isso, as etapas do trabalho foram subdivididas em três linhas: 1. Integração de dados estáticos e dinâmicos por meio da utilização de métodos de estatística multivariada, tais como o Principal Component Analysis (PCA), Independent Component Analysis (ICA), Maximum Autocorrelation Factors (MAF) e Análise Fuzzy; 2. Aplicação de métodos geoestatísticos para modelar a distribuição das variáveis originais, como também as geradas na utilização da estatística multivariada; 3. Aplicação de métodos de inversão sísmica e análise de atributos para a obtenção de variáveis relacionadas a saturação de fluidos. As técnicas estudadas no projeto foram aplicadas de forma integrada para a modelagem do reservatório do Campo de Namorado, localizado na costa offshore do Brasil. Assim a integração dos diferentes métodos possibilitou validar os benefícios de um estudo integrado para a execução da análise de incertezas. O estudo de incerteza geológica buscou identificar e quantificar os parâmetros de entrada de maior impacto no modelo de reservatório. Para classificar as incertezas do reservatório, uma série de modelos estáticos foi construída e um método para quantificar a incerteza associada aos parâmetros geológicos foi testado. O fluxo de trabalho proposto compreendeu as seguintes etapas: construção do modelo estrutural; construção do modelo geológico; preenchimento do modelo geológico com parâmetros petrofísicos; por fim a análise de incertezas. Para construir o modelo estático de reservatório, foram definidos e utilizados os casos de baixo, base e alta incerteza de cada parâmetro, e todas as combinações entre esses parâmetros foram testadas. O impacto das incertezas relacionadas à escolha de cada parâmetro, como as variações no ajuste dos variogramas de cada mapa, gerados por geoestatística, foram incluídas no fluxo de trabalho. A principal conclusão do trabalho foi que os maiores contribuintes para a incerteza para a definição do volume de óleo in situ foram: as variações dos mapas dos contatos óleoágua; o alcance do variograma utilizado para calcular a porosidade nas fácies de possível reservatório; e as variações nas diferentes saturações de água. As incertezas relacionadas aos principais parâmetros que afetam o cálculo volumétrico foram incorporadas no fluxo de trabalho proposto. O volume probabilístico de hidrocarbonetos estabelecido para o Campo Namorado varia entre 92 10#8310; a 134 10#8310; m.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador / Fresia Ricardi Branco - Integrante / emilson pereira leite - Integrante. Financiador(es): PETROBRAS - Outra.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    14. 2006-2008. Desenvolvimento de Metodologia para Determinação e Utilização de Saturação Residual de Óleo em Campos Maduros.
      Descrição: Desenvolvimento de Metodologia para Determinação e Utilização de Saturação Residual de Óleo em Campos Maduros. Coord. Prof. Denis Schiozer.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Alunos envolvidos: Graduação: (0) / Especialização: (0) / Mestrado acadêmico: (0) / Mestrado profissional: (0) / Doutorado: (0) . Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Integrante / D. J. SCHIOZER - Coordenador. Financiador(es): Petróleo Brasileiro - Rio de Janeiro - Matriz - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    15. 2005-2006. Análise de difração de raios-X dos sedimentos aflorantes da Formação Tietê
      Descrição: Análise de difração de raios-X dos sedimentos aflorantes da Formação Tietê. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Alunos envolvidos: Graduação: (0) / Especialização: (0) / Mestrado acadêmico: (0) / Mestrado profissional: (0) / Doutorado: (0) . Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Universidade Estadual de Campinas - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    16. 2004-2006. Técnicas avançadas de simulação numérica de reservatórios
      Descrição: Técnicas avançadas de simulação numérica de reservatórios - Fase II - Coord. Prof. Denis Schiozer.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Alunos envolvidos: Graduação: (0) / Especialização: (0) / Mestrado acadêmico: (0) / Mestrado profissional: (0) / Doutorado: (0) . Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Integrante / D. J. SCHIOZER - Coordenador. Financiador(es): Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - Auxílio financeiro / Petróleo Brasileiro - Rio de Janeiro - Matriz - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    17. 2004-2005. Análise Petrográfica dos Arenitos das Unidades Inferior e Superior do Subgrupo Itararé
      Descrição: Análise petrográfica dos arenitos das unidades Inferior e Superior do Subgrupo Itararé. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Alunos envolvidos: Graduação: (0) / Especialização: (0) / Mestrado acadêmico: (0) / Mestrado profissional: (0) / Doutorado: (0) . Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Coordenador. Financiador(es): Universidade Estadual de Campinas - Auxílio financeiro.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    18. 2002-2003. Interpretação e Mapeamento dos Sistemas Petrolíferos da Bacia de Santos
      Descrição: O trabalho desenvolvido foi caracterizar os sistemas petrolíferos da Bacia de Santos, com foco para a formação de hidrocarbonetos nas rochas geradoras. A análise detalhada identificou dois principais sistemas da bacia com potencial exploratório. O primeiro é referente entre as formações Guaratiba-Guarujá, em reservatórios carbonáticos de plataforma rasas. O play Itajaí-Açu-Ilhabela é associado a arenitos turbidíticos do período Neoturoniano. A análise de favorabilidade combinou métodos estatísticos e georreferenciados para identificar áreas de maior potencial de ocorrência, considerando atributos como espessura porosa, profundidade e maturação térmica. Com isso, foi possível prever o comportamento das acumulações em diferentes cenários geológicos, permitindo maior precisão na definição de alvos exploratórios#8203;.. Situação: Concluído; Natureza: Pesquisa. Alunos envolvidos: Graduação: (0) / Especialização: (0) / Mestrado acadêmico: (0) / Mestrado profissional: (0) / Doutorado: (0) . Integrantes: Alexandre Campane Vidal - Integrante / Chang Hung Kiang - Coordenador. Financiador(es): Agencia Nacional do Petroleo - Cooperação.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.

Prêmios e títulos

  • Total de prêmios e títulos (11)
    1. Orientador do primeiro lugar no Prêmio CEPETRO 2024 - Categoria Doutorado - Aluna: Luiza de Carvalho Mendes., Centro de Estudos de Petróleo, UNICAMP... 2025.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    2. Orientador do Top 3 Best Posters no 8th InterPore Conference Brazil - Aluno: Luis Augusto Antoniossi Mansini., UFSC.. 2025.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    3. Menção Honrosa - Trabalho de iniciação científica do aluno Bernardo Luiz Reina de Carvalho Viana, XXXII Congresso de Iniciação Científica da Unicamp.. 2024.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    4. Paraninfo dos alunos do 2º semestre de 2022 do curso de Geologia do IG-UNICAMP, Instituto de Geociências UNICAMP.. 2023.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    5. Prêmio de Reconhecimento Acadêmico "Zeferino Vaz", Universidade Estadual de Campinas.. 2022.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    6. Menção Honrosa - trabalho de iniciação científica da aluna Nathália Rocha Amorim, XXIX Congresso de Iniciação Científica da Unicamp.. 2022.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    7. Menção Honrosa - trabalho de iniciação científica do aluno Leonardo F. Godoi, XXIX Congresso de Iniciação Científica da Unicamp.. 2021.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    8. Orientador do primeiro lugar no Prêmio CEPETRO 2017 - Categoria Mestrado - Aluno: Mateus Basso., Centro de Estudos de Petróleo, UNICAMP... 2018.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    9. Mérito de Destaque ao trabalho dos autores Ancilla M. A de Carvalho e Alexandre C. Vidal, XI Simpósio de Geologia do Sudeste - SBG.. 2009.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    10. Paraninfo dos formandos de 2007 do Instituto de Geociências UNICAMP, IG-UNICAMP.. 2007.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.
    11. Professor homenageado dos formandos de 2006 do Instituto de Geociências UNICAMP, IG-UNICAMP.. 2006.
      Membro: Alexandre Campane Vidal.

Participação em eventos

  • Total de participação em eventos (3)
    1. VIII Simpósio de Quantificação em Geociências.Aplicação da geoestatística no mapeamento da salinidade. 2000. (Simpósio).
    2. . XL Congresso Brasileiro de Geologia. 1998. (Congresso).
    3. .VII Simpósio de Quantificação em Geociências. 1997. (Simpósio).

Organização de eventos

  • Total de organização de eventos (0)

    Lista de colaborações

    • Colaborações endôgenas (3)
      • Alexandre Campane Vidal ⇔ Emilson Pereira Leite (9.0)
        1. Sanchetta, A. C. ; LEITE, E. P. ; Honório, B. Z. ; VIDAL, A. C.. AUTOMATIC CLASSIFICATION OF LITHOFACIES USING FAST INDEPENDENT COMPONENT ANALYSIS. REVISTA BRASILEIRA DE GEOFÍSICA (IMPRESSO). v. 33, p. 119-126, issn: 0102-261X, 2015.[doi]
        2. HONÓRIO, BRUNO CÉSAR ZANARDO ; SANCHETTA, ALEXANDRE CRUZ ; LEITE, EMILSON PEREIRA ; Vidal, Alexandre Campane. Independent component spectral analysis. Interpretation. v. 2, p. SA21-SA29, issn: 2324-8866, 2014.[doi]
        3. BUENO, JULIANA FINOTO ; HONÓRIO, BRUNO CÉSAR ZANARDO ; Kuroda, Michelle Chaves ; Vidal, Alexandre Campane ; PEREIRA, EMILSON. Structural and stratigraphic feature delineation and facies distribution using seismic attributes and well log analysis applied to a Brazilian carbonate field. Interpretation. v. 2, p. SA83-SA92, issn: 2324-8866, 2014.[doi]
        4. Kuroda, M. C. ; VIDAL, A. C. ; Bueno, J. F. ; Honório, B. Z. ; LEITE, E. P. ; DUARTE, R. D. C.. Integração de dados para a classificação de eletrofácies por mapas auto-organizáveis. Boletim de Geociências da Petrobras (Online). v. 20, p. 327-348, issn: 1806-2881, 2012.
        5. Honório, Bruno C. Z. ; Drummond, Rodrigo D. ; Vidal, Alexandre C. ; Sanchetta, Alexandre C. ; Leite, Emilson P. ; Leite, E. P.. Well log denoising and geological enhancement based on discrete wavelet transform and hybrid thresholding. Energy Exploration & Exploitation. v. 30, p. 417-434, issn: 0144-5987, 2012.[doi]
        6. HONÓRIO, BRUNO CÉSAR ZANARDO ; SANCHETTA, ALEXANDRE CRUZ ; LEITE, E. P. ; VIDAL, A. C.. Interpreting Seismic Frequency Sections Based on ICA. Em: 75th EAGE Conference and Exhibition, 2013, Londres. 75th EAGE Conference and Exhibition, 2013. [doi]
        7. Honório, B. Z. ; Sanchetta, A. C. ; Vidal, Alexandre Campane ; LEITE, E. P.. Well Log Denoising by Wavelet Transform and Classification Algorithm. Em: 73rd EAGE Conference & Exhibition, 2011, Vienna. 73rd EAGE Conference & Exhibition, 2011.
        8. Sanchetta, A. C. ; Honório, B. Z. ; Vidal, Alexandre Campane ; LEITE, E. P.. A Comparison of Multivariate Analysis Methods for Automatic Classification and Recognition of Lithofacies. Em: 73rd EAGE Conference & Exhibition, 2011, Vienna. 73rd EAGE Conference & Exhibition, 2011.
        9. SANCHETTA, ALEXANDRE CRUZ ; HONÓRIO, BRUNO CÉSAR ZANARDO ; VIDAL, A. C. ; LEITE, E. P.. Application of Discrete Cosine Transform in Noise Reduction and Improvement in the Classification of Lithofacies. Em: 73rd EAGE Conference & Exhibition, 2011, Viena. 73rd EAGE Conference & Exhibition, 2011.

      • Alexandre Campane Vidal ⇔ Fresia Soledad Ricardi Torres Branco (5.0)
        1. RICARDI-BRANCO, FRESIA ; CALLEFO, FLAVIA ; CATALDO, RAFAEL A. ; NOFFKE, NORA ; PESSENDA, LUIZ CARLOS R. ; VIDAL, ALEXANDRE C. ; BRANCO, FABIO CARDINALE. Microbial Biofacies and the Influence of Metazoans in Holocene Deposits of the Lagoa Salgada, Rio De Janeiro State, Brazil. JOURNAL OF SEDIMENTARY RESEARCH. v. 88, p. 1300-1317, issn: 1527-1404, 2018.[doi]
        2. ZINCONE, S. A. ; BRANCO, Fresia Ricardi ; VIDAL, A. C. ; PESSENDA, L. C.. Caracterização de depósitos transgressivos quaternários na bacia do rio Itanhaém, litoral sul do Estado de São Paulo.. In:. Em: I. S. Carvalho & R.C. T. Cassab. (eds.). (Org.). Paleontologia: Cenários da Vida. Rio de Janeiro. : Editora Interciência. 2007.v. 2, p. 295-307.
        3. BRANCO, Fresia Ricardi ; CALLEFO, F. ; CATALDO, R. A. ; VIDAL, A. C.. Analysis of microbialite reefs from the Salgada Lagoon, Rio de Janeiro, Brazil. Em: 34th International Geological Congress, 2012, Brisbane. 34th International Geological Congress, v. 1, p. 1-1, 2012.
        4. BRANCO, Fresia Ricardi ; CALLEFO, F. ; CATALDO, R. A. ; VIDAL, A. C.. Análise dos recifes de microbialitos da Lagoa Salgada, Rio de Janeiro, Brasil. Em: 46º Congresso Brasileiro de Geologia, 2012, Santos. 46º Congresso Brasileiro de Geologia, v. 1, p. 1-1, 2012.
        5. SOUZA, M. T. ; BRANCO, Fresia Ricardi ; VIDAL, A. C. ; FANTON, J. M. ; DINIZ, H. N.. Análise paleontologica do testemunho TAU-2007, Formação Tremembé (Paleogeno) da bacia de Taubaté, SP. Em: 44º Congresso Brasileiro de Geologia, 2008, Curitiba. 44º Congresso Brasileiro de Geologia, v. 1, p. 1-1, 2008.

      • Alexandre Campane Vidal ⇔ Giorgio Basilici (5.0)
        1. VÁSCONEZ GARCIA, RICHARD GUILLERMO ; MOHAMMADIZADEH, SEYEDMEHDI ; AVANSI, MICHELLE CHAVES KURODA ; Basilici, Giorgio ; BOMFIM, LETICIA DA SILVA ; CUNHA, OTON RUBIO ; SOARES, MARCUS VINÍCIUS THEODORO ; MESQUITA, ÁQUILA FERREIRA ; MAHJOUR, SEYED KOUROSH ; VIDAL, Alexandre Campane. Geological Insights from Porosity Analysis for Sustainable Development of Santos Basin?s Presalt Carbonate Reservoir. Sustainability. v. 16, p. 5730, issn: 2071-1050, 2024.[doi]
        2. VIDAL, Alexandre Campane ; DILLY, BRUNO LUÍS GONÇALVES ; Basilici, Giorgio. Programa computacional para análise de imagens de sistema poroso de rochas sedimentares. REVISTA TERRAE DIDATICA. v. 15, p. e019011, issn: 1980-4407, 2019.[doi]
        3. CHINELLATO, GUILHERME FURLAN ; VIDAL, Alexandre Campane ; KURODA, MICHELLE CHAVES ; Basilici, Giorgio. A taphofacies model for coquina sedimentation in lakes (Lower Cretaceous, Morro do Chaves Formation, NE Brazil). CRETACEOUS RESEARCH. v. 1, p. 1-18, issn: 0195-6671, 2018.[doi]
        4. BASILICI, GIORGIO ; Vidal, Alexandre Campane. Alternating coarse- and fine-grained sedimentation in Precambrian deep-water ramp (Apiúna Formation, SE of Brazil): Tectonic and climate control or sea level variations?. PRECAMBRIAN RESEARCH. v. 311, p. 211-227, issn: 0301-9268, 2018.[doi]
        5. AUGUSTO, Rafael A ; VIDAL, Alexandre Campane ; BASILICI, Giorgio. Análise de proveniência dos arenitos da Formação Tietê. Em: IX Simpósio de Geologia do Sudeste, 2005, Niterói. Anais do IX Simpósio de Geologia do Sudeste, p. 1-1, 2005.




    Data de processamento: 01/01/2026 00:01:37