Reconhece-se, por estudos prévios, as complexas heterogeneidades de fácies nos depósitos sedimentares siliciclásticos fluviais, presentes na exploração de hidrocarbonetos. Devido à amostragem, custosa e insuficiente, na indústria, os modelos geológicos construídos possuem alta incerteza associada. Visando auxiliar tanto a exploração quanto a recuperação, foram executados estudos de análogos de reservatório na Formação São Sebastião, na Bacia do Tucano Central. Para isso, com base na dinâmica de processos fluviais, integraram-se análises de micro (petrografia e diagênese) e mesoheterogeneidades (fácies e elementos arquiteturais) tridimensionalmente, junto à permoporosidade, culminando em modelos geológicos de elementos arquiteturais, fácies e permeabilidade. As características permoporosas da Formação São Sebastião estão sujeitas tanto a controles deposicionais (elementos arquiteturais) como a controles diagenéticos (petrofácies), os quais se correlacionam. Os elementos arquiteturais, portadores de características mais efetivas como reservatório são as barras unitárias, seguidas pelas compostas. Em mesoescala, ambas são representadas majoritariamente por cruzadas tabulares e acanaladas de diferentes dimensões. A mediana para permeabilidade das barras unitárias e compostas é de 6000 mD e 4500 mD, enquanto para porosidade é de 21,0 % e 16,9 %, respectivamente. Em contrapartida, as barreiras de permeabilidademais importantes são representadas pelos topos de barra contínuos que majoritariamente apresentam estruturas de marca ondulada e estruturas plano paralelas, em mesoescala, e petrofácies com alta concentração de micas. A mediana de permeabilidade dos topos de barra é 200 mD, já a de porosidade é 13,5%. Como barreiras de permeabilidades subordinadas, encontram-se os canais abandondados (pouco freqüentes nos afloramentos), em mesoescala, representados por estruturas de marcas onduladas e convolutas; e, em microescala, relacionadas a altas concentrações de micas e pseudomatriz. A mediana da permeabilidade nos canais abandonados é 50 mD e a da porosidade é 16,1 %. Os modelos geológicos gerados com os dados de permeabilidade e fácies apontaram para anisotropias de baixa permeabilidade nos topos de barra e canais abandonados. Os topos de barra possuem continuidade lateral maior que 200 m em alguns locais, resultando em grande impacto no fluxo dentro do reservatório. As anisotropias de alta permeabilidade podem ser observadas principalmente na base dos depósitos de barras. Essas anomalias estão relacionadas com arenitos médios a grossos, portadores de cruzadas tabulares. Deste modo, nos depósitos analisados, a permeabilidade é controlada principalmente pela granulometria e concentração de pseudomatriz e micas, com influência subordinada das estruturas sedimentares. Já a porosidade, também controlada pela concentração de pseudomatriz e micas, possui forte influência das estruturas sedimentares e seleção granulométrica, mas não tem correlação com a granulometria.

The complex facies heterogeneities in fluvial deposits are present in the oil and gas industry. Due to expensive and insufficient sampling, in this industry, geological models which are created to assist the hydrocarbon exploration contain many uncertainties. Aiming to assist in this situation, studies on outcrops reservoirs analogues were performed in Sao Sebastião Formation, in Central Tucano Basin. Based on fluvial sedimentology, micro (petrography and diagenesis) and mesoheterogeneities (facies and architectural elements) analyses were conducted. Porosity and permeability were likewise analyzed. The data obtained were used to create architectural, facies and permeability models. Porosity and permeability are mainly controlled by two correlated variables: depositional controls (architectural elements) and diagenetic controls (petrofacies). The architectural elements with the most effective characteristics as reservoir are the unit bars, followed by the compound bars. Both architectural elements are represented by small to large (0.2 m up to 1.5 m) planar and through cross strata. The median permeability of unit bars is 6000mD, and the median of compound bars is 5000mD. The median porosity of unit bars is 21.0%, and the median of compound bar is 16.9%. On the other hand, the most important permeability barriers are the continuous bar tops, they are represented in mesoscale by climbing ripples structures and horizontal bedding. Bartops have shown a high mica assembly in microscale analyses. The median permeability of this element is 200mD, and the median porosity is 13.5%. The abandoned channels are subordinated permeability barriers in São Sebastiao Formation. In mesoscale they are mainly represented by climbing ripples structures and convolute bedding. In microscale they are related to high mica and pseudomatrix content. The permeability median of abandoned channels is 50 mD, and the median porosity is 16.1%. The geological models created also pointed out to bar tops and abandoned channels as permeability barriers. The bar tops can reach 200 m or more of lateral continuity, representing the highest flux barrier inside the reservoir. The positives anisotropies of permeability are linked to medium to coarse sandstones with planar cross strata. Therefore, in Sao Sebastiao Formation the permeability is controlled primarily by grain size, pseudomatrix and mica content. Sedimentary structures also impact the permeability subordinately. The porosity is handed likewise by the pseudomatrix and mica content, but also by the sedimentary structures and grain sorting. Nevertheless, porosity is not correlated with grain size.