Detalhes bibliográficos
| Ano de defesa: |
2019 |
| Autor(a) principal: |
Ferreira, Kamila Cardias Rodrigues |
| Orientador(a): |
De Ros, Luiz Fernando |
| Banca de defesa: |
Não Informado pela instituição |
| Tipo de documento: |
Dissertação
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| Tipo de acesso: |
Acesso aberto |
| Idioma: |
por |
| Instituição de defesa: |
Não Informado pela instituição
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| Programa de Pós-Graduação: |
Não Informado pela instituição
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| Departamento: |
Não Informado pela instituição
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| País: |
Não Informado pela instituição
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| Palavras-chave em Português: |
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| Palavras-chave em Inglês: |
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| Link de acesso: |
http://hdl.handle.net/10183/195809
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Resumo: |
Os reservatórios carbonáticos da Formação Quissamã do Grupo Macaé (Albiano inferior) contém importantes acumulações de petróleo no centro da Bacia de Campos, margem leste brasileira. Entretanto, essa seção apresenta qualidade heterogênea e frequentemente limitada no Sul da bacia. Um estudo integrando caracterização petrográfica quantitativa de lâminas delgadas, descrição detalhada de testemunhos, fotomicrografias digitais, imagens de elétrons retroespalhados e de microtomografia de raios-X procurou ampliar a compreensão dos fatores controladores da distribuição e da geometria da porosidade dessas rochas. As rochas analisadas correspondem a diversas fácies deposicionais de rampa marinha rasa de alta e baixa energia, incluindo grainstones oolíticos-oncolíticos, rudstones bioclásticos e packstones oncolíticos-intraclásticos-peloidais, bem como arenitos híbridos siliciclásticoscarbonáticos e doloespatitos. Foram identificadas nove petrofácies de reservatório, de acordo com os atributos de maior impacto na porosidade e permeabilidade, incluindo estrutura e textura deposicional (particularmente a distribuição de matriz peloidal), composição primária, e principais processos diagenéticos, agrupadas em associações de petrofácies de média e má qualidade de reservatório, e não-reservatórios. Sua evolução eodiagenética envolveu intensa micritização e incipiente cimentação sob condições freáticas marinhas estagnantes, limitada dolomitização pela mistura com águas meteóricas, dissolução dos oncolitos e bioclastos, neomorfismo e cimentação drusiforme por calcita não-magnesiana sob condições meteóricas freáticas. Durante o soterramento, ocorreram compactação química interpartícula e estilolítica limitada, e cimentação por calcita blocosa, subordinadamente por barita, anidrita, quartzo e pirita. Essas alterações diagenéticas geraram complexos sistemas porosos, combinando dominantemente poros intrapartícula e móldicos formados pela dissolução parcial ou total dos bioclastos, oolitos e oncolitos, pois a porosidade interpartícula foi significativamente reduzida pela cimentação e compactação. Fraturas e poros de canal e vugulares gerados por dissolução são volumetricamente pouco expressivos, ainda que localmente importantes para a conectividade dos sistemas porosos e para a permeabilidade. Poros intercristalinos só são importantes onde a dolomitização foi mais expressiva. Poros seletivos quanto à fábrica (sensu Choquette & Pray) dominam os sistemas porosos dos grainstones e rudstones. A importância da porosidade gerada pela dissolução dos aloquímicos reflete-se na predominância de sistemas porosos do tipo vugular não-conectado (sensu Lucia), ou do tipo móldico (sensu Lønøy), relativamente aos do tipo interpartícula. Microporosidade gerada pela dissolução parcial de oolitos e oncolitos constituem a maior parte da porosidade de algumas amostras com expressiva cimentação interpartícula. Este estudo mostrou que os carbonatos albianos do Sul da Bacia de Campos possuem sistemas de poros complexos, com padrões de porosidade e permeabilidade heterogêneos. A textura e a composição primárias, bem como os processos diagenéticos, tiveram grande influência na evolução da qualidade destes depósitos. |
