Análise sismoestratigráfica da seção albiana-cenomaniana no setor central da Bacia de Campos

Abstract

A Bacia de Campos é a segunda maior bacia petrolífera do país e compreender sua evolução tectono-estratigráfica é fundamental para a descoberta e desenvolvimento de reservatórios de hidrocarbonetos e para a evolução do conhecimento científico. Este projeto temático visou realizar uma análise sismoestratigráfica da seção Albiana-Cenomaniana da Bacia de Campos, afim de obter um arcabouço estratigráfico compreendendo as unidades e as superfícies limítrofes da bacia. Para o mapeamento e interpretação do intervalo da bacia, foi utilizada a linha sísmica R0258-3105 e os poços 1RJS-0131 e 1RJS-0095. A metodologia adotada neste trabalho incluiu a identificação e definição dos refletores, unidades sísmicas e sismofácies e a elaboração de diagramas cronoestratigráficos. À vista disso, primeiramente foi realizado um mapeamento de topo e base do intervalo de estudo, onde foram interpretadas terminações de refletores sísmicos que consequentemente definiram quatro superfícies limítrofes gerando cinco unidades sismoestratigráficas. Foram identificadas três sismofácies distintas, sendo a SFA caracterizada, de acordo com os poços presentes, por calcarenitos, enquanto a SFB e a SFC foram inferidas como correspondentes a calcilutitos e margas, respectivamente. O modelo evolutivo desenvolvido para o intervalo de estudo indica uma deposição contínua da US1 até a US5, pois não há evidências de discordâncias internas. O padrão de deposição é de onlap transgressivo associados à movimentação do sal. A halocinese gera diápiros e incursões verticais do sal, isolando os blocos do Grupo Macaé que anteriormente estavam todos conectados. Com relação às unidades litoestratigráficas, não foram identificadas as Formações Goitacás e Namorado e nem o Membro Búzios. A Formação Quissamã foi identificada como a SFA, composta por calcarenitos e calcirruditos de água rasa, a Formação Outeiro foi associada à SFB, composta por calcilutitos finos e a Formação Imbetiba foi associada como a SFC, composta por margas em zonas mais distais. O principal reservatório do Grupo Macaé da Bacia de Campo é a Formação Quissamã, que possui características porosas adequadas para o armazenamento de petróleo, sendo assim este trabalho vem contribuir com critérios de reconhecimento desta formação.

Campos Basin is the second largest petroleum basin in the country and understanding its tectonostratigraphic evolution is critical for the discovery and development of hydrocarbon reservoirs and for the evolution of scientific knowledge. This project aims to perform a seismostratigraphic analysis of the Albian-Cenomanian section of the Campos Basin in order to obtain a stratigraphic framework comprising the units and its stratigraphic surfaces. For the mapping and interpretation of this interval the seismic line R0258-3105 and wells 1RJS- 0131 and 1RJS-0095 were used. The methodology adopted in this work included the interpretation of reflectors terminations, seismic units, seismic facies and the elaboration of chronostratigraphic diagrams. Initially, an mapping of the top and bottom of the study interval was carried out, where seismic reflector terminations were interpreted that consequently defined four bounding surfaces and five seismostratigraphic units. Three distinct seismofacies were identified, the SFA being characterized by calcarenites according to the used wells, the SFB was inferred to be calcilutites and the SFC was inferred to be marls. The evolutionary model developed for the study interval indicates a continuous deposition from US1 to US5 as there is no evidence of internal unconformities. The pattern of deposition is a transgressive onlap associated with salt movement. The halokinesis generates diapirs and vertical salt incursions, isolating the blocks of Macaé Group that were previously all connected. Regarding the lithostratigraphic units, the Goitacás and Namorado Formations and the Búzios Member were not identified. The Quissamã Formation was identified as the SFA, composed of shallow-water calcarenites and calcirrudites, the Outeiro Formation was associated with the SFB, composed of thin calcilutites, and the Imbetiba Formation was identified as the SFC, composed of marls in more distal zones. The main reservoir of the Macaé Group in the Campo Basin is the Quissamã Formation, which has porous characteristics suitable for oil storage. Thus, this work contributes with criteria for recognition of this formation.