Composição primária e diagenética dos depósitos da Formação Itapema e seus impactos na qualidade de reservatórios pré-sal na Bacia de Santos

Abstract

Os reservatórios pré-sal representam a maior parte da produção de óleo e gás no Brasil e sua descoberta se tornou um desafio geológico, pois não existem análogos contemporâneos para esse sistema petrolífero. No contexto da Bacia de Santos, o Campo de Búzios se destaca atualmente como segundo maior produtor no país com as rochas-reservatórios compostas pelas coquinas da Formação Itapema e depósitos in situ e retrabalhados da Formação Barra Velha. A abordagem científica sobre a Formação Itapema é fortemente baseada em comparações com a Formação Coqueiros (Bacia de Campos) e a Formação Morro do Chaves (Bacia Sergipe-Alagoas). Essa dependência enfatiza a necessidade de estudos detalhados e da caracterização dos depósitos da Formação Itapema para ampliar o conhecimento e entendimento dos reservatórios. Portanto, o objetivo deste trabalho é caracterizar os constituintes primários, processos e produtos diagenéticos, e os tipos de poros dos depósitos da Formação Itapema no poço 9-BUZ-1-RJS, Campo de Búzios, a fim de compreender os processos diagenéticos que modificaram esses depósitos e quais foram os seus impactos na qualidade de reservatórios. Além disso, identificar os tipos de microbiais que ocorrem intercalados com as coquinas e prover inferências sobre seus contextos paleoambientais. Para isso, 38 lâminas delgadas foram descritas e classificadas em: calcirruditos bioclásticos, calcirruditos oncolíticos, calcarenitos bioclásticos, calcarenitos oolíticos, siltitos laminados, estromatolitos trombolíticos, trombolitos e dendrolitos, que posteriormente foram divididos em nove petrofácies de reservatórios definidas pelos aspectos texturais, composicionais e diagenéticos. Os melhores reservatórios ocorrem nas petrofácies de calcirruditos bioclásticos e calcarenitos oolíticos porosos, já os calcirruditos e calcarenitos bioclásticos e oncolíticos cimentados e siltitos laminados foram considerados não- reservatórios devido à intensa cimentação e baixa porosidade. A partir dos resultados obtidos foi possível observar que a porosidade foi diretamente influenciada pelos processos diagenéticos, nos quais a cimentação precoce inibiu a compactação, a dissolução redistribuiu a porosidade, e a cimentação mesodiagenética reduziu a porosidade residual. As condições paleoambientais para formação das bioconstruções está relacionada a baixa energia e a precipitação de carbonato induzida por atividade microbial, e em menor proporção pelo trapeamento de partículas. Dessa maneira, o entendimento desses aspectos foi extremamente relevante para estabelecer as propriedades dos reservatórios em áreas de exploração

Pre-salt reservoirs represent a large part of oil and gas production in Brazil, and their discovery presented a geological challenge, as there are no contemporary analogues for this petroleum system. In the context of the Santos Basin, the Búzios Field currently stands out as the second biggest producer in the country, with reservoir rocks composed of coquinas from the Itapema Formation and in situ and resedimented deposits from the Barra Velha Formation. The scientific approach about the Itapema Formation is strongly based on comparisons with the Coqueiros Formation (Campos Basin) and the Morro do Chaves Formation (Sergipe-Alagoas Basin). This dependence emphasizes the necessity for detailed studies and characterization of the Itapema Formation deposits to expand knowledge and understanding of the reservoirs. Therefore, the objective of this work was to characterize the primary constituents, diagenetic processes and products, and pore types of the Itapema Formation deposits in well 9-BUZ-1-RJS, Búzios Field, to understand the diagenetic processes that modified these deposits and what their impacts were on reservoir quality. In addition, to identify the types of microbes that occur intercalated with coquinas and provide inferences about their paleoenvironmental contexts. For this purpose, 38 thin sections were described and classified as: 1) bioclastic calcirudites, 2) oncolitic calcirudites, 3) bioclastic calcarenites, 4) oolitic calcarenites, 5) laminated siltstones, 6) thrombolitic stromatolites, 7) thrombolites and 8) dendrolites, which were subsequently divided into nine reservoir petrofacies defined by textural, compositional and diagenetic aspects. The main diagenetic processes observed – such as micritization, recrystallization, cementation and dissolution – resulted in variability in reservoir quality. The best reservoirs occur in the petrofacies of bioclastic calcirudites and porous oolitic calcarenites, while the cemented bioclastic and oncolitic calcirudites and calcarenites and laminated siltstones were considered non-reservoirs due to intense cementation and low porosity. From the results obtained, it was possible to observe that the porosity was directly influenced by the diagenetic processes, in which early cementation inhibited compaction, dissolution redistributed the porosity, and mesodiagenetic cementation reduced the residual porosity. The paleoenvironmental conditions for the formation of bioconstruction are related to low energy and carbonate precipitation induced by microbial activity, and to a lesser extent by particle trapping. Thus, the understanding of these aspects is extremely relevant to determine the properties of the reservoirs in exploration areas.