Dados da Submissão

Título

ORIGEM E MORFOLOGIA DOS POROS NAS ROCHAS DA SEÇÃO PRÉ-SAL APTIANA DA BACIA DE SANTOS

Texto do resumo

As reservas do pré-sal compreendem a maior parte do óleo e gás produzidos no Brasil. Os principais reservatórios ocorrem na Formação Barra Velha, fase sag do Aptiano. Este estudo tem como objetivo reconhecer as relações entre os valores de porosidade, permeabilidade e tipos de poros, dentro do contexto da evolução e geometria dos sistemas porosos que controlam a qualidade desses reservatórios da Bacia de Santos. Para isso, foi realizado o escaneamento por microtomografia de raios X (µ-CT) de 226 amostras de 3 poços para obter a distribuição da porosidade em 3D, o tamanho e os principais tipos de poros em amostras detalhada de 585 lâminas para controle petrográfico. A combinação das duas técnicas buscou compreender a relação espacial das diferentes fases diagenéticas, dos sistemas porosos e das propriedades petrofísicas. Para isso, 13 petrofacies representativas do conjunto das amostras estudadas foram definidas e a rede tridimensional de poros foi reconstruída para amostras características de cada uma destas petrofácies, comparando a permeabilidade e a porosidade absoluta petrofísica e a porosidade petrográfica. Essa segmentação permitiu a visualização das diferentes fases minerais, das geometria dos poros. Esta segmentação por petrofacies também foi aplicada na quantificação dos tamanhos dos poros e gargantas, bem como na visualização das conexões entre eles, baseado no raio dos poros. As petrofácies com baixa qualidade ou consideradas não-reservatório correspondem às rochas onde a matriz de argilas magnesianas foi parcialmente substituída por dolomita, ou onde dolomita ou sílica preencheram poros interpartícula ou gerados pela dissolução da matriz, com raros poros vugulares, e correspondem as petrofacies IntracDol, MudShrDol, MudSpheDol, MudSpheMtx, Mudstone, ShrSil e IntracSil. Por outro lado, rochas com alta qualidade de reservatório têm a geração de porosidade principalmente relacionada com a dissolução generalizada da matriz e ampliada pela dissolução dos esferulitos e shrubs de calcita, além das rochas retrabalhadas com alta porosidade primária, bem como rochas cristalinas, que foram totalmente substituidas por dolomita e posteriormente sofreram dissolução, causando geração de porosidade intercristalina. As petrofacies que corrrespondem aos bons e muito bons reservatórios são IntracPor, MudShrPor, MudSphePor, ShrPor e DolostonePor e MudShrDolPor. A dissolução não apenas desempenha um papel significativo no aumento da porosidade, mas também na conectividade dos poros, como é possível se perceber através de ferramentas de segmentação da rede de poros. Este estudo integrando petrofacies com petrofísica básica e microtomografia evidencia significativa correlação entre essas propriedades. Os próximos passos incluem o reconhecimento de associações de petrofácies para aprofundar o entendimento dos controles na geração e distribuição de porosidade, além da discussão sobre a geometria, origem e evolução durante a diagênese dos principais tipos de poros.

Palavras Chave

pre-sal; Petrofácies; microtomografia; Porosidade.