Caracterização faciológica, estratigráfica e diagenética dos reservatórios carbonáticos da Formação Barra Velha, Bacia de Santos

• Ano de defesa: 2018
• Autor(a) principal: Sartorato, Ana Carolina Leonel
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade do Estado do Rio de Janeiro; Centro de Tecnologia e Ciências::Faculdade de Geologia; BR; UERJ; Programa de Pós-Graduação em Análise de Bacias e Faixas Móveis
• Palavras-chave em Português: Pre-Salt; Barra Velha Formation; Lacustrine Carbonates; Diagenesis; Numerical Modeling; Pré-Sal; Formação Barra Velha; Carbonatos Lacustres; Diagênese; Modelagem Numérica; CNPQ::CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::GEOCIENCIAS
• Link de acesso: http://www.bdtd.uerj.br/handle/1/7167

As bacias marginais brasileiras apresentam extensos depósitos carbonáticos lacustres, de idade aptiana, conhecidos como a seção Pré-Sal, onde foram descobertas grandes acumulações de óleo, a partir de 2006. Os maiores volumes ocorrem na Formação Barra Velha, Bacia de Santos. Estudos sedimentares, estratigráficos e diagenéticos de detalhe são muito importantes, pois fornecem subsídios para a prospecção de novas áreas, e viabilizam o desenvolvimento da produção nos campos já delimitados. Nesse sentido, o objetivo deste trabalho consistiu na caracterização faciológica, estratigráfica e diagenética de um reservatório carbonático da Formação Barra Velha, e a incorporação dos resultados em um modelo numérico tridimensional. Para tanto, foram descritos 265 metros de testemunho, 331 amostras laterais rotativas e 221 lâminas delgadas provenientes de quatro poços. Além disso, foram realizadas, em amostras selecionadas, análises por catodoluminescência, microscopia eletrônica de varredura, difratometria de raios-x e análises químicas em microssonda eletrônica. Através da análise de fácies, 15 fácies sedimentares foram identificadas. Analisando-se as características litológicas de cada uma delas, juntamente com seu padrão de transição, foi possível estabelecer um empilhamento de fácies ideal, que é principalmente controlado pelo balanço hídrico do lago (períodos secos e úmidos). Através desse padrão, e com a análise de seções sísmicas e perfis elétricos, foi feita a correlação estratigráfica entre os quatro poços estudados, a partir da qual foi selecionado um intervalo para a caracterização diagenética. Através do estudo diagenético, identificou-se que os principais minerais diagenéticos são, em ordem de abundância, a dolomita, minerais de sílica e a calcita. Esses minerais são predominantemente eodiagenéticos, e ocorrem em uma grande diversidade de formas, que representam fases diagenéticas diferentes. Os minerais carbonáticos apresentaram composições químicas também distintas entre si. A caracterização faciológica e a descrição sistemática quantitativa de minerais e processos diagenéticos, possibilitou construir modelos numéricos de distribuição de fácies sedimentares e dos produtos diagenéticos. Com a combinação desses modelos, obteve-se um modelo numérico de categorias de qualidade de reservatório, que nos poços mostrou-se coerente com as curvas de permeabilidade calculadas a partir do perfil de ressonância magnética. Assim, pode-se concluir que a análise diagenética foi eficaz na identificação de intervalos com melhor qualidade permoporosa.