Facies analysis, chrono-stratigraphic evolution, and rock-typing of the Barra Velha Formation, Santos Basin, Brazil
Taynah Buratto Rebelo
TESE
Inglês
T/UNICAMP R241f
[Análise de fácies, evolução crono-estratigráfica e tipagem de rocha da Formação Barra Velha, Bacia de Santos, Brasil]
Campinas, SP : [s.n.], 2023.
1 recurso online (196 p.) : il., digital, arquivo PDF.
Orientadores: Alessandro Batezelli, Nathalia Helena Secol Mattos
Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências
Resumo: A Formação Barra Velha, localizada no intervalo pré-sal da Bacia de Santos, abrange os reservatórios de petróleo mais prolíficos do Brasil. Esta unidade é composta por rochas carbonáticas atípicas que têm como componentes principais esferulitos e shrubs. Estes elementos ocorrem associados...
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Resumo: A Formação Barra Velha, localizada no intervalo pré-sal da Bacia de Santos, abrange os reservatórios de petróleo mais prolíficos do Brasil. Esta unidade é composta por rochas carbonáticas atípicas que têm como componentes principais esferulitos e shrubs. Estes elementos ocorrem associados com argilas magnesianas, além de calcita, dolomita e quartzo microcristalinos. Apesar de ter sido estudada nos últimos anos, ainda restam dúvidas sobre os processos deposicionais e sobre a evolução crono-estratigráfica desta unidade e sobre a relação entre fácies e as características petrofísicas dos reservatórios. Sendo assim, este trabalho teve como objetivo realizar análise de fácies para a Formação Barra Velha nos campos de Tupi e Sapinhoá, leste da Bacia de Santos, e propor um modelo deposicional para esta formação. Buscou-se também avaliar a evolução crono-estratigráfica da unidade e comparar aspectos petrofísicos com unidades geológicas para discutir a relação entre os processos deposicionais e a qualidade dos reservatórios. Para este propósito, empregou-se uma extensa base de dados que contou com 44 poços. Os dados utilizados consistiram em sísmica 3D, perfis geofísicos, dados de petrofísica básica, difração de raios-x, fotomicrografias, fotos de testemunhos, lâminas delgadas e amostras de plugue. Os resultados apontaram para a ocorrência de 14 fácies na Formação Barra Velha, que foram agrupadas em quatro categorias: fácies in situ, retrabalhadas, microbiais e alteradas. As características identificadas em cada grupo apontam que as fácies in situ se formaram na região interior do lago, onde ocorria precipitação de argilas magnesianas e formação de esferulitos e shrubs em associação com a lama. As fácies microbiais, ocorrem em associação vertical e lateral com esferulitos e shrubs, e foram interpretados como sendo formadas em um ambiente similar, no interior do lago. As fácies retrabalhadas se formaram na zona costeira e mais energética do lago, enquanto as fácies alteradas foram formadas na região palustre e sofreram forte influência das variações do nível do lago. A análise de unidades de fluxo permitiu segmentar o intervalo da Formação Barra Velha em quatro unidades de fluxo denominadas FU1, FU2, FU3 e FU4, em que a qualidade do reservatório aumenta da unidade um para a quatro. A comparação das unidades de fluxo com as unidades geológicas permitiu identificar algumas tendências em relação as fácies. Na unidade FU4, que compreende os melhores reservatórios, as fácies mais comuns foram shrubstones e grainstones. Em contrapartida, na FU1, as fácies lamíticas foram as que ocorreram com maior frequência. Nas unidades intermediárias (FU2 e FU3) houve uma grande variabilidade de fácies, com uma tendência suave de fácies mais lamíticas na FU2. No entanto, este comportamento indicou que para as unidades intermediárias a correlação entre fácies e petrofísica é mais complexa e possivelmente mais atrelada a processos diagenéticos. A análise crono-estratigráfica permitiu a identificação de três sequências para a Formação na região estruturalmente mais alta da área de estudo. Estas sequências representas um período de águas rasas na região (S1), um ciclo de subida e descida do nível de base (S2), e um período de arrasamento que antecedeu a deposição da camada de sal (S3)
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Abstract: The Barra Velha Formation, located in the pre-salt interval of the Santos Basin, comprises the most prolific oil reservoirs in Brazil. This unit is composed of atypical carbonate rocks that have spherulites and shrubs as main components. These elements are associated with magnesian clays,...
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Abstract: The Barra Velha Formation, located in the pre-salt interval of the Santos Basin, comprises the most prolific oil reservoirs in Brazil. This unit is composed of atypical carbonate rocks that have spherulites and shrubs as main components. These elements are associated with magnesian clays, microcrystalline calcite, dolomite, and quartz. Despite being studied in recent years, there are still doubts about the depositional processes and chrono-stratigraphic evolution of this unit and the relationship between facies and the petrophysical characteristics of the reservoirs. Thus, this work aimed to perform a facies analysis for the Barra Velha Formation in the Tupi and Sapinhoá fields, in Santos Basin, and to propose a depositional model for this formation. The work also intended to evaluate the chronostratigraphic evolution of the unit and compare petrophysical aspects with geological units to discuss the relationship between depositional processes and the quality of the reservoirs. For this purpose, an extensive database with 44 wells was employed. The data consisted of 3D seismic, well logs, routine core analysis data, x-ray diffraction, photomicrographs, core photos, thin sections, and plug samples. The results pointed to 14 facies in the Barra Velha Formation, which were grouped into four categories: in situ, reworked, microbial and altered facies. The characteristics identified in each group indicate that the in-situ facies were formed in the inner region of the lake, where precipitation of magnesian clays occured. The formation of spherulites and shrubs occurred in association with the mud. The microbial facies are vertical and laterally associated with spherulites and shrubs and were interpreted as being formed in a similar environment, inside the lake. The reworked facies were formed in the coastal and more energetic zone of the lake, while the altered facies were formed in the marsh region and were strongly influenced by changes in the level of the lake. The analysis of flow units allowed segmenting of the Barra Velha Formation interval into four flow units FU1, FU2, FU3 and FU4, in which the quality of the reservoir increases from unit one to four. The comparison of the flow units with the geological units allowed identifying some trends in relation to the facies. In unit FU4, which comprises the best reservoirs, the most common facies were shrubstones and grainstones. On the other hand, in FU1, the mud-rich facies were the ones that occurred more frequently. In the intermediate units (FU2 and FU3) there was a great variability of facies, with a slight trend of more muddy facies in FU2. However, this behavior indicated that for intermediate units the correlation between facies and petrophysics is more complex and possibly more linked to diagenetic processes. The chrono-stratigraphic analysis allowed the identification of three sequences for the Formation in the structurally highest region of the study area. These sequences represent a period of shallow water in the region (S1), a cycle of rise and fall of the base level (S2), and a shallowing period that preceded the deposition of the salt layer (S3
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Requisitos do sistema: Software para leitura de arquivo em PDF
Aberto
Batezelli, Alessandro, 1972-
Orientador
Mattos, Nathália Helena Secol, 1988-
Coorientador
Hartmann, Gelvam André, 1978-
Avaliador
Almeida, Narelle Maia de
Avaliador
Gomes, João Paulo Borges
Avaliador
Facies analysis, chrono-stratigraphic evolution, and rock-typing of the Barra Velha Formation, Santos Basin, Brazil
Taynah Buratto Rebelo
Facies analysis, chrono-stratigraphic evolution, and rock-typing of the Barra Velha Formation, Santos Basin, Brazil
Taynah Buratto Rebelo