Análise petrofísica dos reservatórios carbonáticos da Formação Barra Velha (Pré-sal da Bacia de Santos) e comparação com calcários microbiais análogos

• Ano de defesa: 2019
• Autor(a) principal: Brelaz, Luciana Castro
• Tipo de documento: Tese
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade do Estado do Rio de Janeiro; Centro de Tecnologia e Ciências::Faculdade de Geologia; Brasil; UERJ; Programa de Pós-Graduação em Geociências
• Palavras-chave em Português: Pre-salt; Petrophysics; Carbonate Reservoirs; Microbial limestones; Analogues; Pré-sal; Petrofísica; Reservatórios carbonáticos; Calcários microbiais; Análogos; CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::GEOCIENCIAS::GEOFISICA
• Link de acesso: http://www.bdtd.uerj.br/handle/1/18677

Esta tese apresenta a análise das propriedades petrofísicas dos reservatórios carbonáticos microbiais do Pré-sal da Bacia de Santos e de calcários microbiais obtidos em diversos afloramentos, tendo como objetivo principal identificar possíveis análogos com condições permo-porosas semelhantes às rochas da Formação Barra Velha. Para este estudo foram selecionados os poços 1-BRSA-369A-RJS e 3-BRSA-496-RJS, ambos situados no campo de Lula, por apresentarem uma suíte completa de dados de poços e dispor de perfilagem contínua em espessuras superiores a 200 m dentro da Formação Barra Velha. Dentre as amostras de afloramento foram estudados cinco calcários lacustres formados in situ: estromatólito de Lagoa Salgada (Rio de Janeiro), estromatólito da Formação Yacoraite (Bacia de Salta, Argentina), calcário laminado do Membro Crato (Bacia do Araripe), travertinos italianos da região de Tívoli e tufas da região de Bonito (Mato Grosso do Sul). Os resultados indicam que os travertinos, caracterizados por arcabouço cristalino e poros vugulares, mostram condições permo-porosas semelhantes às encontradas nas rochas-reservatório de óleo da Formação Barra Velha, caracterizada por calcários estromatolíticos vugulares com porosidade moderada a boa, permeabilidades moderadas e eventualmente elevadas, rede de poros formados por macroporos e raros microporos. O estromatólito de Yacoraite e o calcário laminado do membro Crato apresentam características permo-porosas que se assemelham às zonas não-reservatório, formadas por calcários estromatolítico-esferulíticos laminados com raros poros vugulares, boa porosidade, baixas permeabilidades, rede de poros formados por mesoporos e microporos e baixo percentual de macroporos. O estromatólito de Lagoa Salgada e as tufas quaternárias da região de Bonito (Mato Grosso do Sul) mostraram altíssimas porosidades e sistema poroso formado por abundantes microporos e macroporos que resultaram em permeabilidades extremamente heterogêneas que não se assemelham às condições permo-porosas encontradas nos calcários da Formação Barra Velha no campo de Lula. As conclusões deste trabalho sugerem que os travertinos italianos de Tívoli, o estromatólito da Bacia de Salta e os calcários laminados do Membro Crato possam ser possíveis análogos aos calcários não-retrabalhados da Formação Barra Velha a partir da perspectiva da petrofísica de reservatórios. A aplicação destes análogos pode ser extremamente útil em casos onde não há disponibilidade de amostras e no entendimento das variações laterais de fácies e suas propriedades petrofísicas ao longo do reservatório, sobretudo em condições heterogêneas e complexas como as encontradas no Pré-sal.