Controles petrográficos sobre a porosidade e permeabilidade de litologias do pré-sal da Bacia de Santos

Abstract

A gênese da Bacia de Santos, localizada na margem leste brasileira está relacionada à ruptura do paleocontinente de Gondwana, e à abertura do Atlântico Sul. As rochas da Formação Barra Velha, Aptiano da bacia, constituem os principais reservatórios da seção Pré-sal, com gigantescos volumes de óleo descobertos recentemente. Os reservatórios do Pré-sal atualmente respondem por mais 70% do total de hidrocarbonetos produzidos no Brasil. Esses reservatórios ainda exibem um potencial exploratório gigantesco, de grande importância para o desenvolvimento econômico do país. A compreensão dos controles exercidos pelas características petrográficas sobre a qualidade dos reservatórios do Pré-sal são muito importantes, não apenas para sua exploração, como também para a otimização de sua produção. Este trabalho buscou reconhecer e caracterizar os principais processos, produtos e padrões petrográficos de reservatórios e litologias associadas da Formação Barra Velha em uma área da Bacia de Santos, e suas relações com as características petrofísicas de porosidade e permeabilidade, bem como avaliar o uso da microtomografia computadorizada de raios-x como ferramenta auxiliar. Aspectos da estrutura, textura, fábrica e composição primárias, processos e produtos diagenéticos e tipos de poros foram avaliados em relação à permeabilidade e porosidade petrofísica. A calcita é o principal constituinte dessas litologias, ocorrendo principalmente como agregados fasciculares e esferulíticos. Os depósitos in situ apresentam diferentes texturas e estruturas, mais comumente laminações irregulares de argilas magnesianas com esferulitos, crostas formadas pelo crescimento preferencial de shrubs, e laminações plano-paralela em amostras com predominância de lama. Os depósitos ressedimentados de intraclastos de esferulitos e shrubs apresentam estruturas predominantemente maciças. Poros inter-agregado predominam nas rochas in situ, seguidos de tipos intra-agregado, fratura e vugular. Nas rochas redepositadas, a porosidade mais significativa é a interpartícula, seguida de poros intrapartícula da dissolução dos grãos. A dissolução da matriz, dos agregados e dos intraclastos contribuem para o aumento da porosidade e permeabilidade, enquanto que a dolomita e a sílica são os principais constituintes que reduzem a porosidade, em alguns casos, obstruindo a conectividade entre os poros. Através da integração das técnicas empregadas, foi possível definir três classes de rochas: in situ sem lama, in situ lamosas e redepositadas. Cálculos de porosidade através do processamento de imagens do microtomógrafo corroboraram a definição petrográfica das rochas redepositadas como os melhores reservatórios, seguidas pelas rochas in situ sem lama, principalmente shrubstones e spherulstones. Rochas com lama apresentam baixa porosidade e permeabilidade. O estudo mostrou que a heterogeineidade das rochas do Pré-sal, muitas vezes em escala de lâmina, dificulta a avaliação das suas características. O uso da microtomografia atrelado à caracterização petrográfica permitiu melhor compreensão das feições de interesse. Os resultados desse trabalho visam contribuir para o entendimento dos aspectos primários, secundários e da porosidade característica das litologias da fase sag do Pré-sal da Bacia de Santos.

The genesis of the Santos Basin, located along the Brazilian eastern margin, is related to the opening of the Gondwana paleocontinent, and the formation of the South Atlantic. The rocks of the Barra Velha Formation, Aptian of the basin, constitute the main reservoirs of the Pre-salt section, with gigantic volumes of oil discovered. Pre- salt reservoirs currently account for over 70% of the total hydrocarbons produced in Brazil. These reservoirs still exhibit a gigantic exploratory potential, of great importance for the economic development of the country. Understanding the controls exerted by the petrographic characteristics on the quality of the pre-salt reservoirs is very important, not only for their exploration, but also for the optimization of their production. This work sought to recognize and characterize the main processes, petrographic patterns of reservoir products and lithologies associated with the Barra Velha Formation in an area of the Santos Basin, and their relationships with the petrophysical characteristics of porosity and permeability, as well as evaluating the use of computerized microtomography of x-rays as an auxiliary tool. Aspects of structure, texture, primary fabric and composition, diagenetic processes and products and types of pores were evaluated in relation to the permeability and petrophysical porosity. Calcite is the main constituent of these lithologies, occurring mainly as fascicular and spherulitic aggregates. The in situ deposits show different textures and structures, most commonly irregular laminations of magnesian clays with spherulites, crusts formed by the preferential growth of fascicular shrubs and plane-parallel laminations in samples with a predominance of mud. Resedimented deposits of spherulite and shrub intraclasts show predominantly massive structures. Inter-aggregate pores predominate in the in situ rocks, followed by intra-aggregate, fracture and vugular. In reworked rocks, the most significant porosity is interparticle, followed by intraparticle dissolution porosity. Dissolution of matrix, aggregates and intraclasts contribute to the increase of porosity and permeability, while dolomite and silica are the main porosity reducing constituents that can, in some cases, obstruct the pores connectivity. Through the techniques integration, it was possible to define three classes of rocks: in situ without mud, muddy in situ,and redeposited. Porosity calculation processed from microtomographic images corroborate the petrographic identification of the redeposited rocks as the best reservoirs, followed by the in situ shrubstones and spherulstones without mud. Muddy rocks show low porosity and permeability. Furthermore, the study revealed that the heterogeneity of the pre-salt rocks, many times at a thin section scale, makes it difficult to evaluate their characteristics. The use of microtomography, linked to the petrographic characterization, allowed better understanding to the features of interest. The results of this work aim to contribute to the understanding of the primary and secondary aspects and of the characteristic porosity of lithologies of the sag phase of the Santos Basin Pre-salt