Leonardo Morejano Halfen
Título
O IMPACTO DE PROCESSOS DIAGENÈTICOS SOBRE A QUALIDADE DE RESERVATÒRIOS CARBONÀTICOS DA FORMAÇÃO QUISSAMÃ (ALBIANO), EM UMA ÁREA DO SUL DA BACIA DE CAMPOS, BRASIL
Resumo
Há várias décadas, os reservatórios carbonáticos albianos da Formação Quissamã são um importante alvo para a exploração e produção de petróleo na Bacia de Campos, com grandes campos de petróleo como: Garoupa, Pampo, Espadarte e Linguado. Todavia, a variedade de fácies deposicionais e a influência da diagênese na redução da porosidade e permeabilidade cria grandes desafios para a exploração e produção destes reservatórios. O objetivo deste estudo foi identificar os principais fatores deposicionais e diagenéticos que controlam a porosidade e permeabilidade dos carbonatos albianos no poço 3-OGX-61-RJS, ,localizado na área de Tubarão Martelo, sul da Bacia de Campos, através de um estudo integrando petrografia, sedimentologia, petrofísica convencional, e análise de perfis petrofísicos. As rochas carbonáticas analisadas incluem calcarenitos oolíticos, oncolíticos, e peloidais, calcirruditos oncolíticos e peloidais e arenitos híbridos, depositados em uma rampa carbonática rasa.
Nove petrofácies de reservatórios foram definidas com base nos principais aspectos texturais e composicionais primários e diagenéticos de impacto sobre a porosidade. Os principais processos diagenéticos observados foram a cimentação por calcita, a substituição por dolomita blocosa e pirita, a precipitação de caulinita, a compactação mecânica e química, incluindo estilolitização, e a dissolução eodiagenética e mesodiagenética. A textura e composição primária tiveram relativamente pouco impacto na qualidade dos reservatórios. A cimentação precoce parcial por franjas de calcita e crescimentos sintaxiais ajudou a preservar a porosidade primária dos calcarenitos oolíticos e oncolíticos dos efeitos da compactação. Onde a cimentação eodiagenética foi muito intensa, a porosidade interpartícula foi completamente obliterada. Arenitos peloidais com pouca ou nenhuma cimentação precoce tiveram sua porosidade e permeabilidade extremamente reduzida pelos efeitos da compactação. Estes processos fundamentais atuaram diretamente no controle da porosidade e permeabilidade das rochas estudadas.
Abstract
Albian carbonate reservoirs of the Quissamã Formation have been an important target for oil exploration and production in the Campos Basin for several decades. Large oil fields include: Garoupa, Pampo, Espadarte and Linguado. The variety of depositional facies and the influence of diagenesis in reducing porosity and permeability create great challenges for the exploration and production of these reservoirs. The objective of this study is to identify the main depositional and diagenetic factors that control the porosity and permeability of Albian carbonates in well 3-OGX-61-RJS, located in the Tubarão Azul area, southern Campos Basin, through a study that integrates petrography, sedimentology, conventional petrophysics, and analysis of petrophysical profiles.
Observed lithofacies include oolitic, oncolitic and peloidal calcarenites, oncolithic and peloidal calcirudites, and hybrid arenites, deposited in a shallow carbonate ramp. Nine reservoir petrofacies were defined based on the main primary and diagenetic textural and compositional aspects of impact on porosity. The main observed diagenetic processes were cementation by calcite, replacement by blocky dolomite and pyrite, kaolinite precipitation, mechanical and chemical compaction, including stylolitization, and eodiagenetic and mesodiagenetic dissolution. Texture and primary composition had relatively little impact on reservoir quality. Early partial cementation by calcite rims and syntaxial growths helped preserve the primary porosity of oolitic and oncolitic calcarenites from the effects of compaction. Interparticle porosity was completely obliterated where eodiagenetic cementation was very intense. Peloid sandstones with little or no early cementation show porosity and permeability extremely reduced by the effects of compaction. These fundamental processes acted directly to control the porosity and permeability of the studied rocks.
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