Análise sismoestratigráfica do pé-sal aptiano-barremiano (Grupo Guaratiba) do campo de Búzios, Bacia de Santos

Abstract

Atualmente, a Bacia de Santos representa a maior bacia sedimentar offshore brasileira e é responsável por mais de 70% da produção nacional de óleo e gás. A área de estudo se localiza na porção central do Campo de Búzios, o qual é o segundo maior produtor. O Grupo Guaratiba, alvo deste trabalho, localiza as principais seções do pré-sal e é composta pelas Formações Piçarras, Itapema e Barra Velha. A evolução do Grupo Guaratiba teve sua origem a partir do processo de rifteamento e abertura do oceano atlântico sul durante o Cretáceo Inferior. A realização deste trabalho foi conduzida com base na aplicação da metodologia sismoestratigráfica, com a utilização de uma linha sísmica (R0258-1747) e dois poços para amarração (2-ANP-1-RJS e 3-BRSA-1064-RJS), tais dados fornecidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Foi realizado o mapeamento de topo e base do intervalo, assim como a análise dos refletores e suas terminações. A partir da interpretação e mapeamento das seções sísmicas, foram identificadas três unidades sismoestratigráficas, US1, US2 e US3, que representam respectivamente as Formações Piçarras, Itapema e Barra Velha. Com base em parâmetros sísmicos como amplitude do sinal e continuidade dos refletores, foi possível definir duas texturas sísmicas (TS-A e TS-B), as quais foram individualizadas dentro de cada unidade. As texturas sísmicas cruzadas com dados de poços permitiram a caracterização das sismofácies dentro de cada unidade sismoestratigráfica. Desse modo, foi gerado diagramas cronoestratigráficos permitindo visualizar padrões deposicionais das sismofácies ao longo das unidades, assim como a especulação das principais fácies com possíveis zonas de rochas geradoras e reservatórios para o intervalo produtor do pré-sal Aptiano/Barremiano da Bacia de Santos. Desta forma, foi possível uma melhor compreensão do Grupo Guaratiba no contexto do Campo de Búzios, fornecendo subsídios para otimizar a produção do campo e modelos para exploração de campos relacionados. O presente trabalho foi realizado com apoio financeiro do Programa de Recursos Humanos da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – PRH-ANP, suportado com recursos provenientes do investimento de empresas petrolíferas qualificadas na Cláusula de P, D&I da Resolução ANP nº 50/2015.

The Santos Basin is currently Brazil's largest offshore sedimentary basin and is responsible for more than 70% of the country's oil and gas production. The study area is located in the central portion of the Búzios Field, which is the second largest producer. The Guaratiba Group, the target of this study, is the location of the main pre-salt unit and comprises the Piçarras, Itapema and Barra Velha Formations. The evolution of the Guaratiba Group originated from the process of rifting and opening of the South Atlantic Ocean during the Lower Cretaceous. This work was based on the application of seismostratigraphic methodology, using a seismic line (R0258-1747) and two exploratory wells (2-ANP-1-RJS and 3-BRSA-1064-RJS), with data supplied by the National Petroleum, Natural Gas and Biofuels Agency (ANP). Mapping of the top and bottom of the interval was carried out, as well as analysis of the reflectors and their terminations. Based on the interpretation and mapping of the seismic sections, three seismostratigraphic units were identified, US1, US2 and US3, which represent the Piçarras, Itapema and Barra Velha Formations respectively. Based on seismic parameters such as signal amplitude and reflector continuity, it was possible to define two seismic texture (TS-A and TS-B), which were individualized within each unit Seismic textures crossed with well data allowed the characterization of seismic facies within each seismic stratigraphic unit. In this way, a chronostratigraphic diagram were generated, making it possible to visualize depositional patterns of the seismic facies along the units, as well as speculating the main facies with possible source rock zones and reservoirs for the Aptian/Barremian pre-salt producing interval of the Santos Basin. In this way, it was possible to gain a better understanding of the Guaratiba Group in the context of the Búzios Field, providing subsidies for optimizing the field's production and models for exploring related fields. This study was financed by the Human Resource Program of The Brazilian National Agency for Petroleum, Natural Gas, and Biofuels – PRH-ANP, supported with resources from oil companies considering the contract clause nº 50/2015 of R, D&I of the ANP.