Origem e evolução diagenética de argilas magnesianas e fases associadas nos depósitos de pré-sal do campo de Tupi, Bacia de Santos, Brasil

Abstract

Os reservatórios do Pré-sal da Bacia de Santos, situada na região offshore do sudeste do Brasil, contém acumulações de petróleo gigantes. Os depósitos aptianos da Formação Barra Velha são essencialmente compostos por carbonatos e silicatos magnesianos, acumulados em um contexto lacustre alcalino-salino. Um estudo de 4 poços no Campo de Tupi foi realizado para determinar a formação, distribuição e preservação dos silicatos magnesianos e fases associadas, para subsidiar a caracterização e modelagem dos reservatórios. Foram selecionados 2 poços situados em baixos deposicionais (L1 e L2) e 2 poços em altos deposicionais (H1 e H2), para avaliar a ocorrência dos silicatos magnesianos nos principais contextos deposicionais. Spherulstones e shrubstones diagenéticos com matriz de argilominerais magnesianos predominam nos baixos deposicionais, enquanto nos altos deposicionais os principais depósitos correspondem a spherulstones e shrubstones dolomitizados, e arenitos com oóides de silicatos magnesianos. Intensa eodiagênese promoveu substituição da matriz, principalmente por esferulitos e shrubs calcíticos, mas também por dolomita e sílica. Os litotipos dos baixos deposicionais que apresentam matriz preservada ou intensamente dolomitizada/silicificada comumente apresentam baixa qualidade de reservatório. Os litotipos dos altos que possuem uma intensa dissolução dos silicatos magnesianos e baixa a moderada dolomitização/silicificação possuem boa qualidade. Subordinados processos mesodiagenéticos e/ou hidrotermais são registrados por dolomita em sela, quartzo, calcita e barita macrocristalinos, e betume. Nos baixos deposicionais, os Mg-silicatos correspondem a estevensita, interestratificados kerolita-estevensita e kerolita. Nos altos deposicionais, a dissolução dos silicatos magnesianos resultou em uma fração argilosa constituída por micas, pontualmente por interestratificados ilita-esmectita e caulinita. O maior conteúdo de siliciclásticos no Intervalo Intermediário podem estar relacionados a condições de menor salinidade e entrada de plumas hipopicnais diluídas. O predomínio de kerolita no Intervalo Superior dos poços L1 e L2 pode refletir condições de menor salinidade e/ou mudanças na estratificação do lago, pH ou razão de Mg/Si.

The Pre-salt reservoirs of Santos Basin, offshore eastern Brazil, contain giant petroleum accumulations. The Aptian Barra Velha deposits are essentially composed by carbonates and Mg-silicates, accumulated in an alkaline-saline lacustrine setting. A study of 4 wells from the Tupi Field was performed to determine the formation, distribution and preservation of Mg-silicates and associated phases, in order to subsidize the reservoirs characterization and modeling. The selection of wells L1 and L2, situated at depositional lows and wells H1 and H2, located at depositional highs, aimed to discuss the occurrence of Mg-silicates at the main depositional settings. Spherulstones with laminated Mg-silicate matrix, diagenetic shrubstones, and hybrid arenites predominate at the depositional lows, while at the depositional highs the main deposits are dolomitized spherulstones and shrubstones, and Mg-silicate ooidal arenites. The deposits were strongly affected by eodiagenesis, presenting variable replacement of the original Mg-silicate matrix, mainly by calcite spherulites and shrubs, but also by dolomite and silica. Lithotypes of the depositional lows with preserved matrix, or strongly dolomitized or silicified, generally have low reservoir quality. Lithotypes of the depositional highs with strong dissolution of the Mg-silicates and mild dolomitization/silicification show good quality. Mesodiagenetic and/or hydrothermal processes are subordinate, recorded by the occurrence of saddle dolomite, macrocrystalline quartz, calcite, barite, and bitumen. At the depositional lows, Mgsilicates usually correspond to stevensite, kerolite-stevensite mixed layers and kerolite. At the depositional highs, the dissolution of Mg-silicates left a clay fraction constituted mainly by micas, locally with some illite-smectite mixed layers and kaolinite. The predominance of stevensite and the isotopic analyses of associated calcite at the Basal Interval of well L1 indicate conditions of higher salinity, probably at the bottom of a stratified lake. Kerolite-stevensite mixed layers and the larger amounts of siliciclastic silt in the Middle Interval at the depositional lows may be related to less saline conditions and to the inflow of dilute hypopycnal plumes. The predominance of kerolite in the Upper Interval of wells L1 and L2 may reflect less saline conditions and/or changes in lake stratification, pH or Mg/Si ratios.