Dados da Submissão

Título

APLICAÇÃO DE TÉCNICAS DE ANÁLISE DE IMAGEM EM LÂMINAS DELGADAS PARA CARACTERIZAÇÃO DE ROCHAS CARBONÁTICAS DO PRÉ-SAL

Texto do resumo

O Pré-Sal brasileiro consiste em uma das descobertas de maior relevância geológica do país, com significativo potencial de produção petrolífera. Inserida nesse contexto está a área de interesse desta pesquisa, que corresponde à Formação Barra Velha (Bacia de Santos), caracterizada pela presença de folhelhos que se intercalam com calcários (MOREIRA, 2007) associados a processos abióticos (WRIGHT, 2015), estando atrelada à Supersequência Pós-Rifte da Bacia de Santos. O presente trabalho tem como objetivo a análise de rochas carbonáticas, com ênfase na caracterização da tortuosidade, que consiste no grau de sinuosidade da conexão dos poros. Além disso, caracterizou-se a porosidade e foi realizada a caracterização faciológica, a partir de técnicas de análise de imagens de lâminas e petrografia convencional. A porosidade foi obtida por segmentação de poros e grãos de imagens de lâminas delgadas, enquanto a definição dos valores de tortuosidade foi realizada através de um plugin aplicado no software ImageJ, com a utilização de algoritmo GR (Geodesic Reconstruction) para duas direções (X± e Y±) (ROQUE, 2020). A base de dados para porosidade e tortuosidade foi gerada a partir de 99 imagens de lâmina delgada, realizando posteriormente a classificação faciológica, conforme Gomes et al 2020, resultando na identificação de 7 fácies litológicas, sendo elas: Coquina, Coquina Fina, Dolostone, Intraclasto, Intraclasto Fino, Shrubstone e Spherulitestone. Nas duas direções analisadas (X± e Y±) a tortuosidade apresentou correlação positiva com a porosidade, sobretudo em fácies Shrubstone e Spherulitestone, que continham os maiores valores, com a fácies Intraclasto Fino também com correlação positiva, porém com os menores valores. As fácies Coquina e Coquina Fina apresentam, em sua maioria, valores dentro de um intervalo bem definido para porosidade, mantendo-se majoritariamente entre 10% e 20%, com maior amplitude em seus valores de tortuosidade, variando entre 1,01 e 1,2. A fácies Dolostone ocorre em intervalo de porosidade que varia entre 8% e 17%, com valores intermediários de tortuosidade, entre 1,04 e 1,11. Na direção Y± foram observados valores anômalos em uma amostra na fácies Coquina e uma da fácies Intraclasto, possuindo altos valores de tortuosidade, possivelmente associados à presença de fraturas ou alta conexão de poros.

Palavras Chave

pre-sal; Bacia de Santos; Formação Barra Velha; porosidade; Tortuosidade