Análise faciológica e petrográfica dos arenitos cretácicos da Bacia de Campos

• Ano de defesa: 2013
• Autor(a) principal: Fracalossi, Franciele Girolometto
• Orientador(a): Goldberg, Karin
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Palavras-chave em Português: Petrografia; Arenito; Campos, Bacia de (RJ)
• Link de acesso: http://hdl.handle.net/10183/85177

A Bacia de Campos localiza-se na margem sudeste da costa brasileira, entre os paralelos 20.5⁰ e 23S⁰, com aproximadamente 100.000 km² de área. A bacia possui significativos volumes de hidrocarbonetos na seção pós-sal, sendo a grande maioria destas reservas em depósitos turbidíticos. Este trabalho teve como foco os arenitos depositados durante o Cretáceo, que ocupam a porção basal da Formação Carapebus da Bacia de Campos, visando à caracterização faciológica e petrográfica, interpretação do ambiente deposicional, distribuição espacial, e da qualidade dos reservatórios na região estudada. Para tal caracterização, foi feita a descrição e análise faciológica de testemunhos de sondagem de cinco poços, correlação entre os perfis geofísicos e os dados de rocha, elaboração de mapas de espessura, análise petrográfica de quarenta e nove lâminas delgadas e integração dos resultados, gerando um modelo geológico. A análise faciológica dos testemunhos definiu quinze fácies, interpretadas e agrupadas em três associações fácies (Canal Turbidítico, Lobo Turbidítico Proximal e Lobo Turbidítico Distal ou Overbank), de acordo com as características litológicas e padrões de empilhamento. A distribuição das fácies nos testemunhos está diretamente relacionada com a localização espacial do mesmo em relação ao canal turbidítico. Mapas de espessura foram gerados com base nos testemunhos e perfis geofísicos, e mostraram uma calha principal de deposição das areias com orientação aproximada NW-SE. Através da análise petrográfica foram definidas dezessete petrofácies de reservatório, que foram classificadas em quatro associações de petrofácies definidas com base no impacto na qualidade de reservatório (Porosas, Parcialmente Cimentadas, Cimentadas_Compactadas e Lutitos). Os principais fatores que controlam a qualidade de reservatório são a quantidade de intraclastos e pseudomatriz lamosa e de cimento carbonático. De forma geral, os crescimentos secundários atuaram de forma positiva na porosidade, sustentando o arcabouço e reduzindo a compactação mecânica. As associações de fácies de Canal Turbidítico e Lobo Turbidítico Proximal possuem as melhores qualidades de reservatório, apresentando a maior ocorrência da associação de petrofácies Porosa. Com base na correlação entre os dados de rocha (testemunhos e lâminas delgadas) e os perfis geofísicos, foram definidas assinaturas especificas para as melhores e piores qualidades de reservatório. Foi ainda possível observar que os poços A e D possuem as melhores qualidades de reservatório, estando localizados na parte central da calha principal de deposição do sistema turbidítico em questão. A integração das ferramentas utilizadas neste estudo contribuiu para a caracterização dos arenitos santonianos estudados, especialmente no sentido de compreender as heterogeneidades dos reservatórios, identificando as barreiras de fluxo que compartimentam os mesmos.