Dados da Submissão

Título

ANÁLISE FACIOLÓGICA E DE ATRIBUTOS PERMO-POROSOS DE PERFIS GEOFÍSICOS DA FORMAÇÃO BARRA VELHA, BACIA DE SANTOS

Texto do resumo

As rochas carbonáticas e híbridas da Formação Barra Velha, Bacia de Santos, foram analisadas com o objetivo de compreender as relações entre as fácies sedimentares e a qualidade do reservatório. Os dados e informações utilizados são referentes a um poço (P01) localizado no campo de Tupi, posicionado em um baixo estrutural relativo, cuja espessura da sucessão sedimentar da Formação Barra Velha é de aproximadamente 210 metros. A classificação das fácies sedimentares foi realizada através de amostras laterais e fotomicrografias utilizando uma classificação adaptada de Grabau (1904), Folk (1974, 1980) e Zuffa (1980). As fácies foram agrupadas em associações de fácies e localizadas nas três subdivisões da Formação Barra Velha (Sequências I, II e III), conforme suas características composicionais, texturais e genéticas. As características permo-porosas das Sequências foram avaliadas a partir de perfis de porosidade e permeabilidade resultantes da ferramenta de ressonância magnética (porosidade total – TCMR; porosidade fluido livre – CMFF; e permeabilidade – KSDR). A Sequência I foi subdividida em três zonas distintas. A zona A é formada por Calcirruditos e Calcarenitos; a zona B é constituída por Arenitos híbridos e a zona C por fácies carbonáticas in situ e arenitos híbridos. A Sequência II corresponde a zona D e é composta por fácies carbonáticas in situ que se diferenciam pela preservação de argila magnesiana. A Sequência III foi subdividida em três zonas. A zona E é constituída de fácies carbonáticas in situ e calcarenitos e a zona F é composta por fácies carbonáticas in situ e raras intercalações de Calcirruditos. A média aritmética da porosidade total (TCMR) é de 9% para a Sequência I; 8% para a Sequência II e 8,5% para a Sequência III. A média aritmética da porosidade fluido livre (CMFF) é de 6% para a Sequência I; 0,3% para a Sequência II e 5,5% para a Sequência III. A média geométrica da permeabilidade (KSDR) é 3,34 mD para a Sequência I; 0,001 mD para a Sequência II e 2,51 mD para a Sequência III. A Sequência I, composta predominantemente por associações de fácies granulares (zonas A, B e C), e a Sequência III, constituída predominantemente por fácies carbonáticas in situ e apresentam características permo-porosas semelhantes de melhor qualidade. Neste poço a Sequência II é caracterizada pela preservação de argila magnesiana nas rochas, impactando diretamente nos cálculos de reservatório, com valores de porosidade total semelhantes (microporosidade) e porosidade fluido livre e permeabilidades próximas de zero. As rochas da Sequência I são cimentadas preferencialmente por calcita, responsável pela manutenção da porosidade e permeabilidade e não há a presença de grãos finos preenchendo espaço poroso. As rochas que compõem a Sequência III apresentam dissolução parcial ou total do protólito argiloso, promovendo a ampliação da porosidade. Constatou-se que os valores médios das Sequências I e III são semelhantes, no entanto com controle deposicionais e/ou diagenéticos distintos. O caráter heterogêneo das fácies carbonáticas da Formação Barra Velha e as diferentes características permo-porosas identificadas sugerem que distintos mecanismos controlam a porosidade e a permeabilidade destas rochas. A metodologia de trabalho será aplicada a outros poços localizados em distintos contextos estruturais e/ou deposicionais de forma a compreender os controles que impactam a distribuição da porosidade e permeabilidade na formação em escala de campo.

Palavras Chave

Rochas carbonáticas; Permo-porosidade; Petrofísica; pre-sal