Diagênese e porosidade em rochas carbonáticas albianas do sul da bacia de Campos

Abstract

Carbonatos marinhos Albianos são produtores de hidrocarbonetos desde os anos 70 na Bacia de Campos. Descobertas recentes reacenderam o interesse na sua exploração. Análises petrográficas, de microscopia eletrônica de varredura, catodoluminescência, petrofísica e descrições de testemunhos de quatro poços foram integradas para compreender os controles deposicionais e diagenéticos sobre a porosidade e permeabilidade de carbonatos da seção basal do Albiano no sul da Bacia de Campos. Os calcários da Formação Quissamã são depósitos de alta a moderada energia, representados por calcarenitos oolíticos, oncolíticos e peloidais, calcirruditos oncolíticos e intraclásticos, e arenitos híbridos, que foram depositados em altos controlados pela topografia dos evaporitos subjacentes da Formação Retiro. Processos diagenéticos de diferentes ambientes e intensidades resultaram em grande heterogeneidade na qualidade dos reservatórios. A cimentação eodiagenética parcial por calcita em franjas e crescimentos sintaxiais em equinóides preservou a porosidade interpartícula primária da compactação. Entretanto, a cimentação pervasiva por calcita em mosaico obliterou a porosidade. A escassez de cimentação resultou em intensa redução da porosidade pela compactação mecânica e química. Arenitos híbridos intercalados foram intensamente cimentados e/ou compactados, com destruição da porosidade. A porção basal, denominada Membro Búzios, é constituída por depósitos carbonáticos e híbridos que foram intensamente dolomitizados pelo processo de infiltração por refluxo de salmouras ricas em magnésio. Sua permeabilidade e conexão dos poros móldicos foram muito reduzidos pela cimentação da porosidade intercristalina por crescimentos de dolomita. Os processos diagenéticos foram mais importantes do que os deposicionais no controle da qualidade de reservatório dos carbonatos do Albiano no sul da Bacia de Campos. Essa compreensão é importante para a exploração por novas acumulações e para a otimização da recuperação de óleo dos campos em produção.

Albian marine carbonates are hydrocarbon producers since the 70’s in the Campos Basin, offshore eastern Brazil. Recent discoveries reawakened the interest s on their exploration. Petrographic analyses, scanning electron microscopy, cathodoluminescence, petrophysics and core descriptions of four wells were integrated with the aim to understand the depositional and diagenetic controls on the porosity and permeability of the basal Albian carbonates in southern Campos Basin. The Quissamã Formation limestones are high to moderate energy deposits represented by oolitic, oncolitic and peloidal calcarenites, oncolitic and intraclastic calcirudites and hybrid arenites, which were deposited in highs controlled by the topography of the underlying Retiro Formation evaporites. Diagenetic processes of different environments and intensities resulted in large heterogeneity in reservoir quality. Partial eogenetic cementation by calcite rims and syntaxial overgrowths on echinoids preserved the primary interparticle porosity from compaction. However, pervasive mosaic calcite cementation obliterated the porosity. Scarce cementation resulted in intense porosity reduction by mechanical and chemical compaction. Intercalated hybrid arenites were intensely cemented and/or compacted, with porosity destruction. The basal section named Búzios Member, is constituted by carbonate and hybrid deposits that were intensely dolomitized by the seepage reflux of magnesium-rich brines. Their permeability and the connection of the moldic pores were strongly reduced by the cementation of the intercrystalline porosity by dolomite overgrowths. The diagenetic processes were more important than the depositional texture and composition on the control of the reservoir quality of southern Campos Basin Albian carbonates. This understanding is important for the exploration for new accumulations, and for optimizing oil recovery from producing fields.