Dados da Submissão

Título

ORIGENS E HISTÓRIA TÉRMICA DOS FLUIDOS DA FORMAÇÃO BARRA VELHA (PRÉ-SAL, BACIA DE SANTOS) POR MEIO DA MICROTERMOMETRIA DE INCLUSÕES FLUIDAS EM DOLOMITA E CALCITA

Texto do resumo

A gênese das rochas do Pré-Sal das bacias brasileiras envolve um conjunto de processos deposicionais, diagenéticos e hidrotermais, que resultaram em relações complexas entre minerais carbonáticos, e destes com silicatos. O presente estudo utiliza petrografia e microtermometria de inclusões fluidas (FIs) com o objetivo de estudar a formação e alteração das fases de dolomita e calcita em depósitos do Pré-Sal na Bacia de Santos, visando definir a composição e temperatura dos fluidos, e a cronologia relativa dos eventos de sua migração. Para isso, foi executada a petrografia de 6 seções espessas bi-polidas e a microtermometria de 49 FIs, análise das sequências paragenéticas de constituintes e processos e as relações entre os minerais hospedeiros das FIs de um poço. A assembleia de inclusão fluidas (FIA) primária em calcita esferulítica é constituída por óleo leve com temperatura de homogeneização (Th) de 66 a 71°C, que coexiste com uma inclusão fluida aquosa com Th de 98°C (reequilibrada), cuja salinidade não pôde ser aferida. As 4 FIAs primárias em dolomita que substituiu esferulitos apresentaram estreita variação na Th, sendo uma FIA de fluido aquoso com Th de 70 a 76 °C e salinidade de 22 a 23 wt% (NaCl eq.), outra com Th de 82 a 86 °C e salinidade de 8 a 9 wt%, E duas FIAs de óleo leve com Th de 88 a 105 °C. As 10 FIAs primárias em dolomita blocosa mostram uma ampla variação na Th, evidenciando reequilíbrio pós-aprisionamento. Estas incluem uma FIA de fluidos aquosos com Th de 66 a 67 °C e salinidade de 1 a 2 wt%, outra FIA de condensado de gás com Th de 74 a 132 °C, que coexiste com FIs aquosas com Th de 74 a 130 °C e salinidade de 21 a 22 wt%. Duas FIAs de óleo leve com Th de 80 a 82 °C, coexistem com FIs aquosas com Th de 80 a 91 °C e salinidade de 20 a 22 wt%. Uma FIA de óleo médio com Th de 88 °C coexiste com inclusões aquosas com Th de 97 °C e salinidade de 18 wt%. Cinco FIAs de óleo leve a pesado mostram Th de 55 a 118 °C. Esses dados permitiram caracterizar um sistema com um complexo histórico de percolação de fluidos. Na calcita esferulítica e na dolomita blocosa eodiagenética, a presença de óleo leve sugere a atividade de um sistema petrolífero hidrotermal in situ ou nas cercanias. Nestas dolomitas, o fluido aquoso de baixa salinidade pode estar relacionado a fluidos juvenis. Já nas dolomitas substitutivas e blocosas mesodiagenéticas é possível inferir a ação de um sistema hidrotermal de geração, transportando fluidos que variam desde condensado de gás, óleo leve a pesado, por vezes associados a fluidos aquosos com salinidades intermediárias a elevadas. A variação na salinidade pode indicar a diluição dos fluidos conatos salinos por pulsos de fluidos juvenis salobros. Estes podem ter migrado pelo sistema de falhas adjacentes ao poço. O grau de evolução térmica dos hidrocarbonetos é incompatível com as temperaturas mínimas de aprisionamento das inclusões fluidas, sugerindo que o evento térmico gerador desses óleos ocorreu em outro local com maiores temperaturas. Com o posterior aquecimento devido ao soterramento da seção, temos evidências de reequilíbrio de algumas FIAs por processos de estiramento. Esses resultados trazem novas perspectivas sobre a evolução diagenética dos depósitos carbonáticos da Formação Barra Velha e seu sistema petrolífero na Bacia de Santos.

Palavras Chave

salinidade de fluidos; condensado de gás; óleo leve a pesado; petróleo hidrotermal