Análise de potencial gerador e acumulações dos sistemas petrolíferos da porção sudoeste da Bacia de Campos

• Ano de defesa: 2019
• Autor(a) principal: Habermann, Leonardo [UNESP]
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Estadual Paulista (Unesp)
• Palavras-chave em Português: Bacia de Campos; Interpretação sísmica; Pod de geração; Sistemas petrolíferos; Volume de hidrocarbonetos; Campos basin; Petroleum systems; Pod of source rock; Seismic interpretation; Volume of hydrocarbon
• Link de acesso: http://hdl.handle.net/11449/181585

A maioria dos estudos que abordam os sistemas petrolíferos da Bacia de Campos se restringe a análises de âmbito regional, enfocando a delimitação de áreas propícias à geração de hidrocarbonetos. Neste contexto, o presente trabalho visa apresentar uma avaliação qualitativo-quantitativa, em escala local, dos sistemas petrolíferos identificados na porção sudoeste da Bacia de Campos, representada por oito campos petrolíferos. Inclui a caracterização petrofísica e dos mecanismos responsáveis pela formação dos principais plays locais, bem como a delimitação dos pod’s de geração e estimativa do volume de hidrocarbonetos gerados. O banco de dados utilizado consiste nos perfis geofísicos e pastas de 45 poços, bem como 50 linhas 2D, totalizando 876 km lineares de dados sísmicos. Para o desenvolvimento deste trabalho, foi elaborado o Modelo Estratigráfico-Estrutural da região, que inclui: interpretação e correlação dos níveis estratigráficos e elaboração de seis seções estruturais; correlação rocha – perfil para delimitação dos possíveis intervalos geradores; análise petrofísica e avaliação da rocha geradora; e interpretação do arcabouço sismoestratigráfico. Em seguida, utilizou-se um modelo de velocidades para conversão tempo - profundidade das feições delimitadas nos dados 2D, possibilitando a confecção dos mapas de contorno estrutural e isópacas, em profundidade, para os níveis estratigráficos de interesse. A segunda etapa, denominada Análise de Sistemas Petrolíferos, envolve a delimitação dos pod’s de geração locais, com base em dados de isópacas, contorno estrutural, COT e gradiente geotérmico, comparados a estudos tradicionais acerca do tema. Estes dados são então utilizados para o cálculo do volume de hidrocarbonetos gerados. O Modelo Estratigráfico-Estrutural permitiu identificar três sistemas petrolíferos: Lagoa Feia/Coqueiros – Lagoa Feia/Coqueiros (!), Lagoa Feia/Coqueiros – Quissamã (!) e Lagoa Feia/Coqueiros – Carapebus (!), este último subdividido em três idades (Cretáceo Superior, Eoceno Médio e Oligoceno Inferior). O intervalo gerador (Coquina Superior) apresenta valores de COT entre 0.52 e 2.1%, espessuras entre 30 e 120 m, além de valores de R0 entre 0.33 e 0.63. Com base na integração dos dados obtidos e trabalhos selecionados, foram estabelecidos dois cenários de geração: o primeiro (P50) inclui o intervalo da Coquina Superior abaixo de 3500 m, representando todo o extremo leste da região estudada, enquanto o segundo (P90) considera geradoras apenas as rochas situadas abaixo de 4000 m, equivalentes a áreas ao extremo ENE dos campos. O volume de hidrocarbonetos calculado para o P50 foi de 9.5 x 108 boe, ao passo que o P90 resultou em 8.05 x 106 boe. Estes montantes representam, respectivamente, apenas 12.7% e 0.11% do volume in place estimado para os campos estudados, evidenciando o baixo potencial gerador local. Em relação aos reservatórios, destacam-se os carbonatos da Formação Quissamã, com Ф entre 21 e 29% concentradas em altos estruturais, indicando predomínio de mecanismos estruturais na formação deste tipo de oportunidade exploratória. Em contrapartida, uma associação entre fatores estratigráficos (variação faciológica, presença de superfície erosiva) e estruturais (horsts e feições dômicas locais) controlam a distribuição dos principais plays associados aos turbiditos eocênicos e oligocênicos, cuja Фe varia entre 16 e 24%, e as médias de Net to gross situam-se entre 65 e 98%.