Evolução diagenética e heterogeneidade dos reservatórios do carbonífero na área de Juruá, Bacia dos Solimões

Abstract

A Formação Juruá do Carbonífero representa os melhores reservatórios da vasta Bacia do Solimões, região oeste da Amazônia, norte do Brasil. Um estudo integrado petrológico-sedimentológico dos depósitos Juruá na área do Campo de Juruá permitiu a identificação dos principais processos diagenéticos e seu impacto na qualidade e heterogeneidade dos reservatórios. O intervalo foi depositado em ambiente costeiro sob clima árido e em um trato de sistema transgressivo. Quatro associações de fácies foram identificadas: dunas eólicas e lençóis de areia; canais fluviais e depósitos de overbank; frente deltaica e prodelta; e lagunar, incluindo depósitos do tipo sabkha. Os corpos arenosos que constituem os reservatórios variam em espessura e continuidade lateral. A porosidade primária foi controlada pelas fácies, sendo os depósitos de dunas e lençóis de areia eólicos, frente deltaica e de canais fluviais os mais porosos. A diagênese exerceu controle sobre a qualidade dos reservatórios através da preservação ou redução da porosidade por compactação e cimentação. A composição primária dos arenitos corresponde principalmente a arcósios e arcósios líticos. Quartzo é o cimento mesodiagenético mais volumoso, principalmente na forma de crescimentos descontínuos, limitados por franjas e cutículas de clorita. A transformação e neoformação de argilominerais foram extensas nos arenitos do Juruá e resultaram em ilita, clorita e camadas mistas I/S e C/S. O cobrimento de grãos por ilita-esmectita é a fase mais comum, sendo mais espesso nos arenitos deltaicos. Ilita fibrosa intergranular causou redução da permeabilidade em alguns arenitos eólicos e fluviais. Clorita em feixes preencheu poros nos arenitos deltaicos, enquanto franjas e cutículas de clorita preservaram a porosidade da maioria dos arenitos eólicos, que constituem os melhores reservatórios da área. Essas observações podem ajudar a compreender e prever a distribuição da qualidade e heterogeneidades dos reservatórios Juruá e de sucessões costeiras-eólicas similares, de modo a reduzir os riscos exploratórios e melhorar a recuperação de campos produtores.

The Carboniferous Juruá Formation represents the best reservoirs of the vast Solimões Basin, western Amazon region, northern Brazil. The study of these deposits in the Juruá Field area allowed the identification of the main diagenetic processes and their role in the reservoirs' quality and heterogeneity. The interval was deposited at a coastal setting, under an arid climate and within a transgressive system tract. Four facies associations were identified: eolian dunes and sand sheets; fluvial channel and overbank deposits; delta front and prodelta; and lagoonal, including sabkha deposits. The thickness and lateral continuity of the sand bodies that constitute the reservoirs varies among these environments. Depositional facies controlled primary porosity, with eolian dunes and sand sheets, delta front and fluvial channel deposits representing the most porous facies. Diagenesis controlled reservoir quality through the preservation or reduction of porosity by compaction and cementation. The primary composition of the sandstones corresponds mostly to arkoses and lithic arkoses. Quartz was the main mesodiagenetic cement, mainly as discontinuous overgrowths limited by chlorite coatings. Clay transformation and neoformation were extensive in the Juruá sandstones and resulted in illite, chlorite, illite-smectite and chlorite-smectite mixed-layers. Illite-smectite coatings are common and thick in the deltaic sandstones. Pore-filling chlorite occurs mostly in the deltaic sandstones, while chlorite coatings preserved the porosity of most eolian sandstones, which constitute the best reservoirs in the area. Intergranular fibrous illite reduced the permeability of some eolian and fluvial sandstones. These observations may help to understand and predict the distribution of quality and heterogeneities of the Juruá reservoirs and similar coastal-eolian successions, reduce exploration risks and improve the hydrocarbon recovery from producing fields.