Análise estratigráfica integrada do Albiano ao Campaniano da Bacia Potiguar: da escala sísmica à de reservatórios

• Ano de defesa: 2021
• Autor(a) principal: Melo, Anderson Henrique de
• Orientador(a): Lima Filho, Francisco Pinheiro
• Tipo de documento: Tese
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Federal do Rio Grande do Norte
• Programa de Pós-Graduação: PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM GEODINÂMICA E GEOFÍSICA
• País: Brasil
• Palavras-chave em Português: Geodinâmica; Estratigrafia de sequências; Escala sísmica; Escala de reservatórios; Gerenciamento de reservatórios; Bacia Potiguar
• Link de acesso: https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/45437

O TSMA 3 ocorre em downlap sobre a SIM 3 na porção marinha e é composto por depósitos carbonáticos e seus correlatos siliciclásticos no continente. As sequências deposicionais 4 e 5 estão completamente inseridas no contexto das rochas carbonáticas da Formação Jandaíra, de idade Turoniana a Campaniana, onde apenas os tratos transgressivos e de mar alto foram interpretados. A Formação Açu, a principal produtora de hidrocarbonetos da Bacia Potiguar, está inserida nas sequências deposicionais 1, 2 e 3 e é fortemente afetada pelas variações laterais e verticais dos sistemas deposicionais, típica dos tratos de sistemas. O arcabouço estratigráfico definido em escala sísmica serviu de ponto de partida para o refinamento estratigráfico em escala de reservatórios de parte da porção continental do TST 2 – nos domínios fluviais da Formação Açu – e de parte da porção marinha do TSMA 1 – nos domínios carbonáticos da Formação Ponta do Mel. A análise integrada de dados de rocha, perfis de poços e de dados produção de um campo maduro de óleo pesado levou à subdivisão do TST 2 em 9 sequências deposicionais de 4ª ordem. Estas sequências são ciclos assimétricos onde apenas o trato transgressivo está preservado, sendo composto por uma sucessão de depósitos de canais e planícies fluviais, limitadas no topo por níveis de paleossolo. Os paleossolos são o único registro estratigráfico do evento regressivo de 4ª ordem e constituem as feições diagnósticas a partir das quais são interpretadas as discordâncias subaéreas que limitam as sequências. Constatou-se que os níveis de paleossolos e, consequentemente, as discordâncias subaéreas de alta frequência, são correlacionáveis ao longo de toda a área do campo produtor e que controlam o fluxo de fluidos de seus reservatórios, constituindo assim as principais heterogeneidades verticais. Com isso, as nove sequências deposicionais de alta frequência do TST 2, mais o TSMB 2, passaram a representar o zoneamento de reservatórios do intervalo estudado, em substituição às quatro zonas litoestratigráficas anteriores. O novo zoneamento permitiu uma caracterização mais detalhada dos reservatórios, o que resultou em uma melhor representação dos sistemas fluviais em modelos geológicos 3D e na correção de erros de mapeamento. O novo entendimento do fluxo de fluidos nos reservatórios levou ao fechamento de intervalos prejudiciais à produção bem como a identificação de intervalos com óleo remanescente ainda não produzido, responsáveis pelo aumento da vida útil de poços submetidos a injeção cíclica de vapor. Tais resultados não seriam possíveis sem a utilização do zoneamento cronoestratigráfico de alta frequência e reforçam a importância da estratigrafia de sequências de alta resolução como ferramenta na busca pelo incremento do fator de recuperação de campos maduros. A mesma metodologia foi utilizada no refinamento estratigráfico de parte dos depósitos carbonáticos do TSMA 1 e permitiu a subdivisão deste intervalo em quatro sequências genéticas de 4ª ordem. Estas sequências são compostas por tratos regressivos e transgressivos que representam diferentes configurações paleofisiográficas das plataformas carbonáticas com borda, cujo empilhamento compõe a porção marinha do TSMA 1. Embora este intervalo não seja portador de hidrocarbonetos, o refinamento estratigráfico proposto serve como analogia para o estudo e descrição de heterogeneidades estratigráficas em reservatórios carbonáticos marinhos. Por fim, a metodologia multi-escalar utilizada neste trabalho pode ser replicada em outras áreas e intervalos estratigráficos da Bacia Potiguar, bem como em qualquer outra bacia sedimentar, onde resultados similares podem contribuir com a indústria do petróleo tanto em escala exploratória quanto de reservatórios.