Orientador: Chang Hung Kiang

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias

Resumo: Fluidos como a água e o gás sulfidrico (HzS) são encontrados em campos de petróleo e podem prover importantes informações sobre os reservatórios. Os elevados teores de HzS estão comumente associados a seqüências carbonático-evaporiticas. Como as bacias da margem continental leste brasileira...

Resumo: Fluidos como a água e o gás sulfidrico (HzS) são encontrados em campos de petróleo e podem prover importantes informações sobre os reservatórios. Os elevados teores de HzS estão comumente associados a seqüências carbonático-evaporiticas. Como as bacias da margem continental leste brasileira são constituídas por tais seqüências, é possível encontrar acumulações deste gás. Esta associação litológica influencia a geração daquele gás, pois o sulfato a ser reduzido provém dos evaporitos e as rochas carbonáticas catalisam estas reações de redução. A determinação da origem do HzS é de fundamental importância para a exploração dos campos de petróleo, pois conhecendo-se o processo gerador pode-se minimizar os danos causados por este gás ácido, assim como evitar a formação de maiores quantidades. Três mecanismos geradores deste gás sao conhecidos: biogênico /r(BSR) , termoquímico (TSR) e craqueamento da matéria orgânica. Neste estudo determinou-se a gênese bacteriana do HzS (BSR) para o reservatório Ada Fm. Macaé (Bacia de Campos), e o (craqueamento da matéria orgânica e TSR para o reservatório B da Fm. Guarujá Inferior (Bacia de Santos). O reservatório A se caracteriza por apresentar baixa temperatura (65°C), pela presença de óleo biodegradado, influxo pretérito de água meteórica portadora de nutrientes H2S em baixos (2.000ppm, média) . de Teores o reservatório B apresenta duas populações com teores distintos. A de baixos teores (15ppm, em média) foi interpretada como resultante do craqueamento térmico da matéria orgânica, por apresentar isótopos de enxofre bastante negativos (534S de -21%õ CDT), por não apresentar cimento de sulfato na rocha reservatório, por conter baixos teores de águas e estar associado a óleo de aI to API. A sulfato nas segunda população, com teores máximos da ordem de 8.000ppm de H2S, foi interpretada como TSR devido à presença de minerais de barita na rocha, consideráveis presença volumes de metano gás é condensado em temperaturas superiores a 135°C. A das juntamente o produzidas águas amostragem com hidrocarboneto do reservatório A foi efetuada sistematicamente e com confiabilidade. Determinou-se os parâmetros físico-químicos e as concentrações de cada espécie, os quais foram introduzidos no programa de modelagem geoquímica SOLMINEQ.88. Modelagem esta que permitiu caracterizar genética e qualitativamente os fluidos do reservatório, bem como monitorar a movimentação do aqüífero de fundo e o sentido preferencial do fluxo. Reconheceu-se que o aqüífero do campo A, no qual localiza-se o reservatório A, resulta da mistura natural de dois tipos de águas. Na porção oeste as águas são de origem intersticial e dividem o espaço poroso com o óleo, apresentando H2S dissolvido e forte influência do aqui fero de fundo. Na região leste há uma falha profunda, resultante da movimentação halocinética, que atualmente serve de duto para fluidos de salinidade mais elevada. A presença de minerais carbonáticos (dolomita e calei ta), prevista na modelagem geoquímica como resultado de interações entre rocha e fluido, é corroborada pelas análises petrográficas. Os resultados deste estudo demonstram que a modelagem geoquímica é uma ferramenta eficaz para, com baixos custos, realizar o monitoramento do comportamento do aquífero

Abstract: Reservoir fluids from two basins - Campos and Santos - of East Brazil margin have been studied. Samples from over 16 wells have been utilized in the fluid characterization. Water and hydrogen sulphide (H_) are fluids with large distribution in petroleum fields and may provide important...

Abstract: Reservoir fluids from two basins - Campos and Santos - of East Brazil margin have been studied. Samples from over 16 wells have been utilized in the fluid characterization. Water and hydrogen sulphide (H_) are fluids with large distribution in petroleum fields and may provide important informations for reservoir studies. High H2S concentratios are normally associated with carbonates and evaporites, a typical association of the post-rift sediments of eastern Brazil continental margin. Three mechanisms - biogenic (BSR), thermochemical (TSR) and thermal decomposition of organic matler - have been identified in the Campos and Santos basins. Bacterial genesis of H2S (BSR) is responsible for its occurrence in reservoir A of Macaé Formation (Campos Basin). Thermal decomposition and TSR are responsible for H2S occurrence in reservoir B of Lower Guarujá Formation (Santos Basin). Reservoir A is characterized by having low temperature (65°C), presence of biodegraded oil and low H2S contents (average of 2000ppm). Reservoir B has two populations with distincts concentrations of H2S. The low H2S group (average of ISppm) shows very negative values of sulfur isotope (õ_ of -21 %o CDD, abscence of sulfate cements and waters with low sulfate, associated with high API oi!. The high H2S group, with maximum concentration around 8000ppm, is interpreted as being product of TSR. Barite, considerable quantity of methane and presence of- condensate gas in temperatures higher than 135°C are the main evidence of this processo In reservoir A (Campos Basin), heterogeneous distribution of formation water, with salinities ranging from 70000 ppm to 90000 ppm, results from natural mixing of deep saline waters with those of the oilfied aquifer. The spatial distribuition of chemical species indicates invasion of saline waters through major bounding faults