Análise sismoestratigráfica dos reservatórios turbidíticos dos campos Albacora e Albacora leste, Bacia de Campos

Abstract

A Bacia de Campos permanece como uma das principais produtoras offshore de óleo e gás do Brasil desde a década de 1970. Este trabalho aborda os campos de Albacora e Albacora Leste, em operação desde 1978 e 1998, respectivamente. Embora produzam em média 33 mil barris de petróleo por mês, esses campos carecem de estudos detalhados quanto à análise sismoestratigráfica e características dos reservatórios turbidíticos datados do Oligoceno-Mioceno. Tais campos apresentam grandes reservatórios formados por correntes de turbidez, economicamente significativos devido à sua permoporosidade, gerando grandes plays turbidíticos. O objetivo deste trabalho consiste em desenvolver um arcabouço sismoestratigráfico, baseado em análise de terminação de refletores, delimitação de unidades sismoestratigráficas (zoneamento do intervalo do reservatório) e na elaboração de um diagrama cronoestratigráfico, visando a caracterização e interpretação da estratigrafia de sequências no intervalo do reservatório produtor em ambos os campos. O estudo utilizou os dados sísmicos migrados em profundidade do levantamento sísmico 2D R0258_2D_SPEC_PSDM_BM_C, fornecido pela ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás- Natural e Biocombustíveis) para estudos acadêmicos. Após a seleção da linha sísmica, a delimitação de topo e base do intervalo foi estabelecida para a definição do intervalo de estudo. De tal modo, a interpretação completa dos refletores sísmicos no intervalo de estudo pôde ser realizada, traçando sua continuidade e suas terminações estratais. Como resultado da análise do intervalo de estudo, foram obtidas 10 unidades sismoestratigráficas (US1 até US10), que juntamente com a caracterização das sismofácies, realizada a partir dos atributos aplicados à sísmica, auxiliaram na elaboração do diagrama cronoestratigráfico. Foram encontradas três sismofácies na linha dip 0258-206, separadas devido suas características como amplitude e frequência do sinal sísmico, e continuidade dos refletores. As sismofácies foram denominadas A, B e C, sendo a C descrita como reservatório turbidítico. A construção do diagrama cronoestratigráfico da seção permitiu estabelecer delimitações de ciclos regressivos-transgressivos presentes no intervalo, utilizando critérios da estratigrafia de sequências. A seção apresenta duas sequências deposicionais compostas por tratos de sistema do tipo Transgressivo (TST) e de Nível Baixo (TSNB), não sendo identificados os tratos de nível alto e estágio de queda por se tratar de águas profundas e ultra profundas. Como resultado, a interpretação do diagrama cronoestratigráfico gerado permitiu concluir que, dentro do intervalo estudado, houve uma queda do nível do mar que estabeleceram diferentes deposições temporais e espaciais. Tal análise tem potencial para melhorar o conhecimento acerca de reservatórios turbidíticos e, consequentemente, proporcionar uma melhor eficiência dos campos produtores.

The Campos Basin has remained one of Brazil's main offshore oil and gas producers since the 1970s. This study focuses on the Albacora and Albacora Leste fields, which have been in operation since 1978 and 1998, respectively. Although these fields produce an average of 33,000 barrels of oil per month, they lack detailed studies on the seismic stratigraphy and characteristics of Oligocene-Miocene turbidite reservoirs. These fields host extensive reservoirs formed by turbidity currents, which are economically significant due to their favorable porosity and permeability, generating major turbidite plays.The objective of this work is to develop a seismic-stratigraphic framework based on reflector termination analysis, the delineation of seismic-stratigraphic units (zoning of the reservoir interval), and the creation of a chronostratigraphic chart. This approach aims to characterize and interpret the sequence stratigraphy within the producing reservoir interval in both fields.The study utilized depth-migrated seismic data from the 2D seismic survey R0258_2D_SPEC_PSDM_BM_C, provided by the Brazilian National Agency of Petroleum, Natural Gas, and Biofuels (ANP) for academic purposes. After selecting the seismic line, the top and base of the interval were delineated to define the study interval. Consequently, the complete interpretation of seismic reflectors within the study interval was performed, mapping their continuity and stratigraphic terminations.As a result of the analysis, ten seismic-stratigraphic units (US1 to US10) were identified. Combined with the characterization of seismic facies, which was conducted using attributes applied to the seismic data, these units facilitated the creation of a chronostratigraphic chart. Three seismic facies were identified along the dip line 0258-206, distinguished by attributes such as amplitude, frequency, and reflector continuity. These seismic facies were designated as A, B, and C, with C interpreted as a turbidite reservoir.The construction of the chronostratigraphic chart for the section enabled the identification of regressive-transgressive cycles within the interval, based on sequence stratigraphy criteria. The section reveals two depositional sequences composed of Transgressive Systems Tracts (TST) and Lowstand Systems Tracts (LST). Highstand and Falling Stage Systems Tracts were not identified due to the deep and ultra-deepwater setting. As a result, the interpretation of the generated chronostratigraphic chart allowed the conclusion that a sea-level fall within the studied interval led to distinct temporal and spatial depositions. This analysis has the potential to enhance the understanding of turbidite reservoirs and, consequently, improve the production efficiency of the producing fields