Padrões de porosidade nas rochas subvulcânicas do Complexo Trindade, Ilha da Trindade, Brasil

Abstract

A Ilha da Trindade localiza-se a aproximadamente 1.140 km da costa do estado do Espírito Santo e representa a última manifestação vulcânica do Brasil ( 3.9 – 0,25 Ma ), com predomínio de rochas subsaturadas em SiO2. A ilha divide as bacias sedimentares de Campos e Espírito Santo, duas importantes produtoras de petróleo, e é composta por 5 unidades geológicas, da base para o topo: Complexo Trindade, Sequência Desejado, Formação Morro Vermelho, Formação Valado e Vulcão do Paredão. O Complexo Trindade apresenta rochas vulcanoclásticas a hipabissais, tais como diques, necks e plugs de composição predominantemente fonolítica , ocorrendo também nefelinitos e lamprófiros. O aumento do interesse no entendimento de rochas vulcânicas em sistemas petrolíferos promove a investigação acerca da porosidade dessas rochas, que podem se comportar como rochas selantes, reservatório ou influenciar na maturação térmica de rochas geradoras imaturas. O objetivo deste trabalho é qualificar a porosidade das rochas subvulcânicas estudadas para o Complexo Trindade, com foco nos padrões de porosidade, e avaliar os corpos hipabissais quanto à possibilidade de pertencer a sistemas petrolíferos não convencionais. Para isso, foi realizado campo no local, coleta, seleção e laminação de amostras, descrição em microscópio petrográfico e análise em microtomografia computadorizada de raios X. A petrografia definiu 3 classes modais (fonólitos, lamprófiros e feldspatoiditos) e 6 diferentes litofácies coerentes: fonólitos maciços (Pm), fonólitos vesiculados (Pv), lamprófiros amigdaloides (La), lamprófiros maciços (Lm), feldspatoiditos fraturados (F) e nefelinitos vesiculados (Fv). A porosidade primária nessas rochas é exclusivamente vesicular e variam em volume de acordo com a composição e tipo de emplacement. Na litofácies Pv, as vesículas são pequenas (< 2mm), estiradas e irregulares quanto à forma, abrigando porosidade em torno de 2 - 4%. A litofácies La apresenta amígdalas de dimensões esféricas a achatadas, completamente preenchidas por minerais secundários. A litofácies Ff possui porosidade por fraturas que podem condicionar a permeabilidade. As litofácies Lm, Pm e La não apresentam porosidade aparente. O microtomógrafo permitiu a visualização 3D das rochas em 5 litofácies. A análise identificou zonas esféricas de baixa densidade nas fácies Pm e Ff , litofácies descritas petrograficamente como maciças . As vesículas/amígdalas são espaça das e não mostram conexão aparente. A quantificação 2D em lâminas delgadas associada à qualificação 3D em microtomógrafo permitiu inferir os padrões de porosidade nas rochas subvulcânicas do Complexo Trindade , divididos com base na porosidade atual em 2 grupos: porosos e não porosos . Rochas sem porosidade primária original (Pm, Lm e Ff) possuem estrutura maciça a fraturada e estão condicionados pela colocação em necks e plugs (Pm) ou diques finos (<1m) de baixa viscosidade (Lm e Ff ). Rochas originalmente porosas (La, Fv e Pv) também intrudem na forma de diques pouco espessos. Portanto, as litofácies Pm, Pv, La e Lm possuem atributos para rochas selantes em sistemas petrolíferos análogos , enquanto que Fv e Ff poderiam abrigar uma rocha reservatório.

Trindade Island is located approximately 1,140 km off the coast of Espírito Santo state and is the last volcanic episode in Brazil (3.9 – 0.25 Ma), with a predominance of rocks undersaturated in SiO 2 . The island divides the sedimentary basins of Campos and Espírito Santo, two important oil producers, and is composed of 5 geological units, from the base to the top: Trindade Complex, D esejado Sequence, Morro Vermelho Formation, Valado Formation and Paredão Volcano. The Trindade Complex has volcaniclastic to hypabyssal rocks, such as dykes, necks and plugs of predominantly phonolitic composition, also occurring nephelinites and lamprophy res. The increased interest in the understanding of volcanic rocks in petroleum systems promotes research into the porosity of these rocks, which can behave as cap rocks, reservoirs or influence the thermal maturation of immature source rocks. The objectiv e of this work is to qualify the porosity of the subvolcanic rocks studied for the Trindade Complex, focusing on porosity patterns, and to evaluate the hypabyssal rocks for the possibility of belonging to unconventional petroleum systems. For this, a field trip was carried out, collection, selection and lamination of samples, description in a petrographic microscope and analysis in X - ray computed microtomography. The petrography defined 3 modal classes (phonolites, lamprophyres and foidites) and 6 different coherent lithofacies: massive phonolites (Pm), vesiculated phonolites (Pv ), amygdaloid lamprophyres (La), massive lamprophyr e s (Lm), fractured foidites (Ff ) and nephelinites. vesiculated (Fv). The primary porosity in these rocks is exclusively vesicular and varies in volume according to the composition and type of emplacement. In the Pv lithofacies, the vesicles are small (< 2mm), stretched and irregular in shape, harboring porosity around 2 - 4%. The lithofacies La has spherical to flat amygdal es , completel y filled with secondary minerals. The lithofacies Ff has porosity due to fractures that can affect permeability. Lm, Pm and La lithofacies have no apparent porosity. The microtomograph allowed the 3D visualization of the rocks in 5 lithofacies. The analysis identified low density spherical zones in the Pm and Ff facies, lithofacies petrographically described as massive. The vesicles/amygda les are spaced apart and show no apparent connection. The 2D quantification in thin sections associated with the 3D qualification in microtomography allowed to infer the porosity patterns in the subvolcanic rocks of the Trindade Complex, divided based on the current porosity into 2 groups: porous and non- porous. Rocks without original primary porosity (Pm, Lm and Ff) have a massive to fractured structure and are conditioned by em placement in necks and plugs (Pm) or thin dikes (<1m) of low viscosity (Lm and Ff). Originally porous rocks (La, Fv and Pv) also intrude in the form of thin dykes. Therefore, the lithofacies Pm, Pv, La and Lm have attributes for cap rocks in analogous petroleum systems, while Fv and Ff could harbor a reservoir rock.