Dados da Submissão

Título

Análise da Distribuição da Porosidade e Permeabilidade dos Carbonatos do Pré-Sal no Campo de Tupi, Bacia de Santos (Brasil)

Texto do resumo

Os reservatórios carbonáticos de hidrocarbonetos ao redor do mundo possuem elevada complexidade, atrelada a uma série de heterogeneidades inerentes a estas rochas (e.g. composição, cimentação, dissolução, volume poroso, permeabilidade, etc.). Tais características geram um elevado grau de incerteza na compreensão global dos sistemas petrolíferos carbonáticos. O Pré-Sal brasileiro, intervalo geológico detentor de volumosas reservas de óleo e gás, insere-se nesse contexto, com destaque para o Campo de Tupi. Localizado na Bacia de Santos, no litoral sudeste brasileiro, o campo é líder na produção nacional de petróleo nos últimos anos, com a marca de 839 mil barris por dia em 2022. Os reservatórios carbonáticos explorados correspondem estratigraficamente à Formação Barra Velha, composta por grainstones, packstones, wackestones, spherulitestones, shrubstones e mudstones, parcialmente modificados por processos diagenéticos. Dessa forma, o estudo das rochas dessa unidade altamente heterogênea, incluindo sua composição e distribuição do espaço poroso, é essencial para o avanço e incremento da exploração de seus prospectos. Este estudo tem como objetivo a descrição de lâminas digitalizadas oriundas de dois poços do Campo de Tupi, no intervalo entre 5.000 e 5.500 metros de profundidade, pertencentes à Formação Barra Velha, a fim de identificar fácies, processos diagenéticos e propriedades petrofísicas. Além disso, também busca estabelecer uma possível correlação entre esses aspectos. Os resultados obtidos permitiram (i) a constatação de 12 fácies; (ii) a identificação dos processos diagenéticos de cimentação, dissolução, silicificação e dolomitização; e (iii) a medição da porosidade total média de cada uma das fácies através do software JMicroVision, obtendo valores variáveis entre 0,5 e 8%. Buscou-se correlacionar esses dados com a literatura científica, de maneira a traçar uma relação entre quatro unidades de fluxo estabelecidas pelos trabalhos consultados, seus ambientes deposicionais correspondentes e a porosidade média mensurada. Assim, identificou-se que os intervalos reservatórios de menor qualidade estão associados a fácies ricas em lama, formadas em ambiente lacustre de águas profundas. Por outro lado, unidades de fluxo indicativas de reservatórios de melhor qualidade foram associadas a fácies com menor proporção de lama, originadas em ambiente lacustre de águas rasas. A porosidade mostrou-se diretamente conectada a esta tendência, de modo que fácies atreladas a unidades de fluxo de bons reservatórios apresentam maior porosidade em comparação a fácies ligadas a unidades de fluxo de reservatórios ruins.

Palavras Chave

pre-sal; Bacia de Santos; Reservatórios carbonáticos; Petrofísica; porosidade