Reservatórios Carbonáticos

Reservatórios Carbonáticos

Definição;

  • Definição;

  • Importância;

  • Tipos de carbonatos (químicos e biogênicos);

  • Fácies e Ambientes de sedimentação;

  • Sistemas deposicionais carbonaticos;

  • Reservatórios/Geradoras;

  • Exemplos brasileiros.

Definição:

  • Definição:

  • Rocha com porosidade e permeabilidade suficiente para armazenar e transmitir o Petróleo;

  • Tipos:

  • Siliciclásticos

  • Carbonáticos

  • “ Carbonates sediments are born, not made”

  • Os sedimentos carbonáticos desenvolvem-se no ambiente deposicional, ou próximo dele.

Rochas autócnes:

  • Rochas autócnes:

  • Carbonáticas clásticas;

  • Carbonáticas não-clásticas (biogênicas e químicas)

Oólitos (psólitos);

  • Oólitos (psólitos);

  • Oncólitos;

  • Bioclástos;

  • Intraclástos;

  • pelotas.

Micritas (lamas calcárias - resultante da abrasão mecânica ou atividade biológica);

  • Micritas (lamas calcárias - resultante da abrasão mecânica ou atividade biológica);

  • Calcita Espática (Esparito - Cimento pós-deposicional).

Temperatura o C;

  • Temperatura o C;

  • Salinidade;

  • Intensidade de luz;

  • Oxigenação.

Tectônicos;

  • Tectônicos;

  • Nível do mar;

  • Clima;

  • Energia do meio;

  • Natureza do substrato;

  • fluxo de terrígenos;

  • regime de ondas e correntes;

  • fluxo de nutrientes.

Pettijohn (1957);

  • Pettijohn (1957);

  • Folk (1959);

  • Dunham (1962);

  • Embry and Klovan (1971). (adaptação de Dunham, 1962);

  • Petrobrás.

Continentais:

  • Continentais:

  • Bacias de água doce (lagos, fontes, eólicos);

  • Bacias evaporíticas;

  • Marinhos:

  • Águas rasas (planície de maré, praias e plataformas carbonáticas e taludes);

  • Águas profundas (sopé e planície abissal).

  • Recursos Minerais Energéticos: Petróleo

  • Edison José Milani & Laury Medeiros de Araújo

  • In: Bizzi, L. A.; Schobbenhaus, C.; Vidotti, R. M. e Gonçalves, J. H. Geologia, Tectônica e Recursos Minerais do Brasil. CPRM, Brasília, 2003, p. 541-576.

Área: 100.000 km2; (500 km2 são em área emersa);

  • Área: 100.000 km2; (500 km2 são em área emersa);

  • Limite norte: Alto de Vitória;

  • O pacote rifte: Formação Lagoa Feia (Neocomiano Superior - Barremiano), recobrindo e localmente interdigitando-se com os basaltos e rochas vulcanoclásticas da Formação Cabiúnas;

  • A porção inferior da Formação Lagoa Feia inclui conglomerados (leques), arenitos, folhelhos ricos em matéria orgânica e coquinas, definindo um contexto de sedimentação lacustre.

  • Coquinas alcançam até 400 m de espessura, constituindo-se em depósitos de carapaças de pelecípodes (Membro Coqueiros) associados a altos estruturais e representando uma fácies particular de rochas porosas nesta bacia.

  • Durante o Albiano-Cenomaniano, as condições marinhas prevaleceram na bacia. A Formação Macaé consiste em carbonatos clásticos e oolíticos (Membro Quissamã) que, localmente, aparecem completamente dolomitizados. A sucessão vertical inclui calcilutitos, margas e folhelhos (Membro Outeiro) e arenitos turbidíticos (Membro Namorado). Nas porções mais proximais, a Formação Macaé é constituída por conglomerados e arenitos pobremente selecionados (Membro Goitacás).

Sistemas petrolíferos e modelos de acumulação de hidrocarbonetos

  • Sistemas petrolíferos e modelos de acumulação de hidrocarbonetos

  • na Bacia de Santos

  • Hung Kiang Chang1

  • Mario Luis Assine1

  • Fernando Santos Corrêa1

  • Julio Setsuo Tinen1

  • Alexandre Campane Vidal2

  • Luzia Koike2

  • Revista Brasileira de Geociências Hung Kiang Chang et al. 38(2 - suplemento): 29-46, junho de 2008.

A Bacia de Santos foi formada a partir de processos de rifteamento durante a separação afro-americana, no Mesozóico. A acumulação de sedimentos ocorreu inicialmente em condições flúvio-lacustres, passando posteriormente por estágio de bacia evaporítica e evoluindo para uma bacia de margem passiva. A análise do potencial do sistema petrolífero da bacia possibilitou identificar dois sistemas petrolíferos: Guaratiba-Guarujá e Itajaí-Açu-Ilhabela. A Formação Guaratiba, principal geradora, ainda é pouco conhecida na bacia devido à existência de poucos poços. Por analogia à congênere e vizinha Bacia de Campos, os óleos de origem salina foram gerados a partir de rochas depositadas em ambiente lacustre salino durante o Aptiano. Tal analogia foi confirmada pelas análises de amostras de óleo de alguns poços. Nestas análises também foi identificada a contribuição de óleo de origem marinha, indicando que a rocha geradora Itajaí-Açu (Cenomaniano-Turoniano) está na janela de geração, especialmente nos baixos estruturais gerados pela halocinese. Os modelos de acumulação consideram Formação Guaratiba como o principal gerador de hidrocarbonetos para reservatórios calcareníticos plataformais da Formação Guarujá e turbiditos (desde Albiano Superior até o Mioceno), bem como siliciclásticos e carbonáticos da fase rifte. A migração ocorre através de falhas, janelas de sal e carrier-beds. O selo é formado por folhelhos e calcilutitos intraformacionais, além da espessa camada de evaporitos que pode contribuir como selo para a seção rifte, especialmente em águas profundas. A grande espessura das seções do Cretáceo Médio e Superior é responsável pela sobrecarga, contribuindo significativamente para a geração e expulsão de hidrocarbonetos neste período. As trapas são do tipo estruturais (rollovers e casca-de-tartaruga), estratigráticas (pinch-outs de corpos arenosos) e mistas (pinch-outs de turbiditos contra a parede de domos salinos).

  • A Bacia de Santos foi formada a partir de processos de rifteamento durante a separação afro-americana, no Mesozóico. A acumulação de sedimentos ocorreu inicialmente em condições flúvio-lacustres, passando posteriormente por estágio de bacia evaporítica e evoluindo para uma bacia de margem passiva. A análise do potencial do sistema petrolífero da bacia possibilitou identificar dois sistemas petrolíferos: Guaratiba-Guarujá e Itajaí-Açu-Ilhabela. A Formação Guaratiba, principal geradora, ainda é pouco conhecida na bacia devido à existência de poucos poços. Por analogia à congênere e vizinha Bacia de Campos, os óleos de origem salina foram gerados a partir de rochas depositadas em ambiente lacustre salino durante o Aptiano. Tal analogia foi confirmada pelas análises de amostras de óleo de alguns poços. Nestas análises também foi identificada a contribuição de óleo de origem marinha, indicando que a rocha geradora Itajaí-Açu (Cenomaniano-Turoniano) está na janela de geração, especialmente nos baixos estruturais gerados pela halocinese. Os modelos de acumulação consideram Formação Guaratiba como o principal gerador de hidrocarbonetos para reservatórios calcareníticos plataformais da Formação Guarujá e turbiditos (desde Albiano Superior até o Mioceno), bem como siliciclásticos e carbonáticos da fase rifte. A migração ocorre através de falhas, janelas de sal e carrier-beds. O selo é formado por folhelhos e calcilutitos intraformacionais, além da espessa camada de evaporitos que pode contribuir como selo para a seção rifte, especialmente em águas profundas. A grande espessura das seções do Cretáceo Médio e Superior é responsável pela sobrecarga, contribuindo significativamente para a geração e expulsão de hidrocarbonetos neste período. As trapas são do tipo estruturais (rollovers e casca-de-tartaruga), estratigráticas (pinch-outs de corpos arenosos) e mistas (pinch-outs de turbiditos contra a parede de domos salinos).

Cainelli, C. & Mohriak, W. U. Some remarks on the evolution of sedimentary basins along the eastern Brazilian continental margin. Episodes, vol. 22, no. 3, p. 206-216. 1999.

  • Cainelli, C. & Mohriak, W. U. Some remarks on the evolution of sedimentary basins along the eastern Brazilian continental margin. Episodes, vol. 22, no. 3, p. 206-216. 1999.

  • Dias-Brito, D. A Bacia de Campos no Meso-Cretáceo: Uma Contribuição à Paleoceanografia do Atlêntico Sul Primitivo. Rev. Bras. De Geoc., vol. 17, no. 2, p. 162-167. 1987.

  • Ehrenberg, S. N. & Nadeau, P. H. Sandstone vs. Carbonate petroleum reservoirs: A global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships. AAPG Bulletin, v. 89, no. 4, p. 435–445. 2005.

  • Magoon, L. B. & Dow, W. G. The Petroleum System – From Source to Trap. AAPG Memoir 60. 655pp. 1994.

  • Mohriak, W. U. Bacias Sedimentares da Margem Continental Brasileira In: Bizzi, L. A.; Schobbenhaus, C.; Vidotti, R. M. e Gonçalves, J. H. Geologia, Tectônica e Recursos Minerais do Brasil. CPRM, Brasília, p. 87-165, 2003.

  • Milani, E. J. & Araújo, L. M. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo In: Bizzi, L. A.; Schobbenhaus, C.; Vidotti, R. M. e Gonçalves, J. H. Geologia, Tectônica e Recursos Minerais do Brasil. CPRM, Brasília, 2003, p. 541-576.

  • Scholle, P. A.; Bebout, D. G.; Moore, C. H. Carbonate Depositional Environments. AAPG Memoir 33, 708pp. 1983.

  • Suguio, K. Geologia Sedimentar. Editora Edgar Blücher Ltda., São Paulo, 400 p. 2006.

  • Teixeira, W. et al. (2000) Decifrando a Terra. Oficina de Textos, São Paulo, 588pp.

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