Composição primária e padrões diagenéticos dos arenitos da seção Rifte no Campo de Caioba, sub-bacia de Sergipe.

Abstract

A caracterização de heterogeneidades internas às rochas-reservatórios é vital para o gerenciamento da produção de petróleo, sendo a disposição da porosidade e permeabilidade definidoras da anisotropia dentro dos corpos. A qualidade de reservatórios de petróleo é determinada pela porosidade e a permeabilidade, controladas por diversos fatores deposicionais, composicionais e diagenéticos. O presente trabalho tem como objetivo a identificação das composições primárias e padrões diagenéticos da seção rifte da Bacia Sergipe-Alagoas (Formação Feliz Deserto e Formação Barra de Itiúba), a fim de reconhecer heterogeneidades de reservatório em microescala. Para isso, foram adquiridos dados petrográficos em 40 lâminas de 2 poços do Campo de Caioba, sub-bacia de Sergipe. A quantificação dos constituintes primários, diagenéticos e porosidade e suas interrelações foram executadas de acordo com o método Gazzi-Dickinson pela contagem de 300 pontos nas lâminas estudadas. A composição detrítica original predominante nos arenitos analisados constituem subarcósios, sublitarenitos e litarenitos sensu Folk (1968). Os principais processos diagenéticos observados foram: (1) compactação de fragmentos de rocha metamórfica e intraclastos lamosos, formando pseudomatriz; (2) precipitação de crescimentos e projeções de quartzo e feldspatos (albita e feldspato potássico); cimentação e substituição por caulinita (3), dolomita e dolomita ferrosa/anquerita (4), pirita (5), óxidos/hidróxidos de ferro (6) e minerais de titânio diagenético (7), além de fases de dissolução eo-, meso- e telodiagenéticas. A macroporosidade dos dois poços estudados é predominantemente intergranular primária (méd.= 4%; máx.= 19%), porém há porosidade secundária por dissolução de constituintes primários e diagenéticos como também porosidade por fratura. Treze petrofácies de reservatório foram definidas e sumarizadas em quatro associações de petrofácies. Elas refletem a qualidade dos reservatórios estudados em microescala: BOA, MÉDIA, BAIXA e NÃO-RESERVATÓRIO. A Associação de petrofácies BOA é caracterizada por apresentar porosidade total média acima de 15%, enquanto que a MÉDIA apresenta porosidade total média acima de 7%. Nestas duas associações de petrofácies, a porosidade é dominantemente intergranular (porosidade intergranular/porosidade total > 0,80). As associações de petrofácies BAIXA e a NÃO-RESERVATÓRIO possuem porosidade total média sempre inferior a 1,5%. A perda de porosidade original se deu principalmente por compactação mecânica (geração de pseudomatriz) e cimentação de caulinita e dolomita. A manutenção da porosidade primária foi favorecida pela presença de crescimentos de quartzo. Portanto, a variação desses constituintes nos poços estudados definem as heterogeneidades de reservatório em microescala. De modo geral os reservatórios estudados consistem de BAIXA qualidade a NÃO-RESERVATÓRIO, intercalados com níveis de MÉDIA e BOA qualidade. A integração das associações de petrofácies com as fácies e associações de fácies poderá contribuir para o refinamento das zonas produtoras e otimização da produção no Campo de Caioba.

The characterization of internal heterogeneities in reservoir rocks is necessary to manage oil production, because the porosity and permeability define anisotropy within the bodies. Reservoir quality is determined by porosity and permeability, controlled by several depositional, compositional and diagenetic factors. The aim of this work is to identify primary compositions and diagenetic patterns in the rift section of the Sergipe-Alagoas Basin (Feliz Deserto and Barra de Itiuba Formations), recognizing reservoir heterogeneities in microscale. Petrographic data was acquired in 40 thin sections from 2 wells in the Caioba Field, Sergipe sub-basin. The quantification of primary and diagenetic constituents, porosity and their interrelations were carried out according to the Gazzi-Dickinson method by counting 300 points in each thin section. The original detrital compositions dominant in sandstones are arkoses, sublithic and lithic sandstones sensu Folk (1968). The main diagenetic processes observed were: (1) compaction of metamorphic rock fragments and mud intraclasts, generating pseudomatrix, (2) precipitation of quartz and feldspar (albite and potassic feldspar) overgrowths and outgrowths; cementation and grain replacement by kaolinite (3), dolomite and ferroan dolomite/ankerite (4), pyrite (5), iron oxides and hydroxides (6) and diagenetic titanium minerals (7), in addition to dissolution phases during eo-, meso- and telodiagenesis. The macroporosity in the two wells studied is dominantly primary intergranular (av.= 4%; max.= 19%). However there is secondary porosity due to dissolution of primary and diagenetic constituents, as well as fracture porosity. Thirteen reservoir petrofacies were defined and grouped in four petrofacies associations. They reflect the reservoir quality in microscale: GOOD, MEDIUM, LOW and NON-RESERVOIR. The GOOD petrofacies association is characterized by average total porosity greater than 15%, whereas MEDIUM shows average total porosity greater than 7%. In both petrofacies associations, porosity is dominantly intergranular (intergranular porosity/ total porosity > 0.80). The LOW and NON-RESERVOIR petrofacies associations show average total porosity consistently less than 1.5%. The loss of original porosity was mainly due to mechanical compaction (generating pseudomatrix), and cementation of kaolinite and dolomite. The maintenance of primary porosity was favored by the presence of quartz overgrowths. Therefore, the variation of these constituents in the wells defines reservoir heterogeneity in microscale. Overall, the studied reservoirs consist in LOW quality and NON-RESERVOIR rocks, intercalated with levels of MEDIUM and GOOD quality. Integration of petrofacies association with facies and facies associations could contribute to the refinement of production zones and optimization of production in the Caioba Field.