Dados da Submissão

Título

CORRELAÇÃO DE FÁCIES, ANÁLISE DE POROSIDADE E PERMEABILIDADE DO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS E IMPLICAÇÕES NA QUALIDADE DE RESERVATÓRIOS

Texto do resumo

A Bacia de Santos é uma das principais províncias petrolíferas do país, contribuindo com cerca de 70% da produção nacional de hidrocarbonetos. As rochas reservatório da Bacia de Santos são representadas pelos carbonatos de idade aptiana da Formação Barra Velha, os quais são caracterizados por um arranjo complexo de fácies, com variações verticais e laterais de suas propriedades petrofísicas, causadas por processos hidrotermais e diagenéticos, tais como dissolução, cimentação carbonática, silicificação e dolomitização. A descrição de lâminas delgadas é um método que analisa as características microscópicas do reservatório, entre elas os minerais presentes, os tipos e distribuição dos poros, os processos e constituintes diagenéticos, incluindo compactação mecânica, dissolução e precipitação de fases minerais. Aliado às análises de permeabilidade e distribuição das fácies, tais procedimentos são fundamentais na definição dos planos de desenvolvimento de reservatórios para otimizar a produção de óleo e gás. O objetivo deste trabalho é elaborar um modelo de fácies e distribuição da porosidade e permeabilidade para os reservatórios carbonáticos do Campo de Tupi, na Bacia de Santos, de modo que se possa identificar padrões na evolução diagenética, bem como no comportamento petrofísico, a fim de se determinar o conjunto de fatores que influenciam na qualidade do reservatório. As descrições abrangem a mineralogia, texturas e feições diagenéticas utilizando o software ZEN, da Carl Zeiss Microscopy, de 44 lâminas delgadas em formato digital e análise dos relatórios de 2 obtidos do Banco de Dados de Exploração e Produção da ANP. A classificação de fácies segue os critérios elaborados por Gomes et al. (2020), os quais definem 9 fácies in situ e 3 fácies retrabalhadas com base nas proporções relativas entre shrubs, spherulites e mud. Adicionalmente, com o software JMicroVision, de Nicolas Roduit, foram usadas ferramentas de quantificação mineral e de porosidade, a qual é calculada automaticamente com base na tonalidade da cor dos pixels correspondente aos poros. Os resultados obtidos permitem realizar as seguintes proposições: (i) as fácies predominantes na sucessão estudada são spherulitic mudstone (38%) e spherulitic shrubstone with mud (27%), enquanto que as fácies em menor número são mudstone (12%), shrubby spherulitestone with mud (12%), intraclastic wackestone (4%), muddy spherulitestone (4%) e spherulitestone (4%); (ii) a maioria das lâminas analisadas mostram valores de porosidade muito baixos, de 0% a 2%, independentemente da fácies; (iii) houve um processo intenso de dolomitização e silicificação em todo o pacote rochoso, o que fez diminuir sua porosidade; (iv) quanto à porosidade nos spherulitic mudstones, observa-se que predominam aquelas geradas por dissolução e microfraturamento pós-deposicional (porosidade é secundária), com valores que variam de 2% a 3%; (v) geralmente, lâminas com maiores proporções de spherulites são relativamente mais permeáveis; (vi) a partir da profundidade de cerca de 5100 m, a porosidade e permeabilidade são quase nulas, devido à compactação. Com base na integração e interpretação dos dados petrográficos e petrofísicos produzidos espera-se entender como os hidrocarbonetos podem estar armazenados e as chances de recuperá-los, ou seja, pretende-se estabelecer a qualidade do reservatório.

Palavras Chave

pre-sal; Formação Barra Velha; porosidade; permeabilidade; reservatório carbonático