Avaliação dos reservatórios carbonáticos do pré-sal no Campo de Búzios, Bacia de Santos

• Ano de defesa: 2019
• Autor(a) principal: Castro, Thais Mallet de
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Niterói
• Palavras-chave em Português: Campo de Búzios; Reservatórios carbonáticos; Propriedades permo-porosas; Pré-sal; Formações Itapema e Barra Velha; Estevensita; Geociências; Buzios Field; Itapema and Barra Velha Formations; Carbonate reservoirs; Permo-porous properties; Presalt; Stevensite
• Link de acesso: https://app.uff.br/riuff/handle/1/23731

Os carbonatos do pré-sal da Bacia de Santos ainda apresentam muitos desafios no que tange à caracterização de seus reservatórios. Isto está diretamente relacionado à complexidade de tais acumulações, que são consideradas únicas devido à escassez de depósitos similares a elas nos registros geológicos. Assim, a partir da análise de dados de rocha, perfis de poços e seções sísmicas, esta dissertação visa avaliar e caracterizar a qualidade permo-porosa dos reservatórios carbonáticos do pré-sal no Campo de Búzios, Bacia de Santos. Nesta bacia, os principais reservatórios se encontram nas coquinas da Formação (Fm.) Itapema e nos calcários, comumente denominados “microbiais”, da Fm. Barra Velha. Os resultados mostram que no Campo de Búzios a Fm. Itapema é menos influenciada pela presença de finos e apresenta permeabilidades melhores do que as da Fm. Barra Velha. Além disso, a ocorrência de grandes barreiras de permeabilidade, que atingem até 50 m de espessura na parte superior da Fm. Barra Velha em cinco de dezessete poços, causa um grande impacto negativo nos depósitos desta formação. Em dois poços tal comportamento parece ter relação com a dissolução/substituição da estevensita. Nos outros três poços, a região de não-reservatório seria resultado da presença de estevensita preservada. Por meio da interpretação sísmica, nestes três poços foi verificado que a discordância intra-Alagoas está correlacionada com o início da presença da estevensita. Deste modo foi possível dividir a Fm. Barra Velha nestes três poços em três zonas: Rifte Superior, Sag Inferior e Sag Superior. Além disto, a partir da correlação dos dados de rocha perfil-sísmica foi possível construir um modelo geológico simplificado que ilustra os principais comportamentos e heterogeneidades observados nas formações Barra Velha e Itapema no Campo de Búzios. Esse modelo considera coquinas fechadas na base da Fm. Itapema, seguidas por coquinas com boas propriedades permo-porosas em direção ao topo desta formação. Na Fm. Barra Velha são representados calcários esferulíticos e estromatolíticos que, em algumas regiões, estão associados com a presença da estevensita.