Dados da Submissão

Título

INTEGRAÇÃO DE DADOS DIRETOS E INDIRETOS NO RECONHECIMENTO DE FÁCIES POROSAS EM SUBSUPERFÍCIE: O EXEMPLO DO POÇO EXPLORATÓRIO SUBMARINO 47 (7-UB-47-RNS), FORMAÇÃO UBARANA, BACIA POTIGUAR

Texto do resumo

As bacias marginais brasileiras contêm os principais reservatórios de petróleo no país. As primeiras descobertas de hidrocarbonetos de grande porte foram feitas a partir da década de 1970, dominantemente em sucessões turbidíticas offshore. Nesse contexto se insere o campo de Ubarana, Bacia Potiguar, Nordeste do Brasil, tendo produzido pouco mais de 100 bilhões de barris de óleo até hoje. O campo de Ubarana é um dos principais campos produtores da bacia, contando com densa malha sísmica e de dados de poços. Porém, assim como nas demais bacias petrolíferas do mundo, a quantidade de dados de testemunho é escassa devido ao seu elevado custo de aquisição. O poço exploratório 7-UB-47-RNS, conta com cerca de centenas de metros perfurados na Formação Ubarana (Cretáceo Superior-Quaternário), contendo perfis geofísicos, incluindo gamma ray, densidade, nêutron e resistividade. Além disso, 54 m contínuos de testemunho estão preservados no Laboratório de Sedimentologia, Departamento de Geologia, UFOP. A análise combinada dos perfis geofísicos com a descrição detalhada de fácies representa, nesse sentido, oportunidade de melhor compreender os reservatórios turbidíticos da Formação Ubarana em porções onde testemunhos não estão presentes. Para tal, foi realizada a descrição das fácies sedimentares e confeccionada seção colunar em escala de detalhe (1:10) ao longo dos 54 m testemunhados. Onze fácies sedimentares foram descritas, incluindo: folhelho, argilito com acamamento heterolítico linsen, arenito com acamamentos heterolíticos wavy e flaser, arenito maciço, arenito com laminações horizontal e cruzada assimétrica, arenito com estratificação cruzada planar e acanalada, paraconglomerado e ortoconglomerado. Associados a estas fácies encontram-se em abundância intervalos com bioturbações e deformações sin-sedimentares. As fácies sedimentares encontram-se organizadas em padrões de empilhamento vertical granodecrescente ascendente. Em primeira fase de análise comparada entre os dados faciológicos e geofísicos é possível notar que o perfil de gamma ray é coincidente com os padrões granodecrescentes observados. Pequenas diferenças existentes podem estar relacionadas à presença de bioturbações e deformações sin-sedimentares. Neste intuito, a próxima fase de análise incluirá a descrição petrográfica dos intervalos porosos da sucessão testemunhada. Feições características de porosidade serão relacionadas com as curvas de resistividade, nêutron e densidade para calibração das curvas e posterior reconhecimento de intervalos porosos que podem conter potencialmente hidrocarbonetos ou água ao longo da Formação Ubarana. Esta abordagem integrada será fundamental na predição e aprimoramento do modelo geológico do poço, com potencial para extrapolação para o campo de Ubarana e outras sucessões análogas em distintas bacias sedimentares.

Palavras Chave

Fácies sedimentares; perfis geofísicos; Turbiditos; reservatórios petrolíferos