Na Bacia Lusitânica está reconhecida a presença de hidrocarbonetos tanto em arenitos de distintos ambientes e idades, como em carbonatos porosos e fraturados, pertencentes a diferentes unidades de idade jurássica e cretácica (Garcia, 2007 in Reis, R. & Pimentel, N., 2010a). O registo geológico Mesozóico na Bacia Lusitânica apresenta abundantes depósitos siliciclásticos, relacionados com as fases de mais intenso tectonismo e consequente erosão e acumulação sedimentar. Muitos desses depósitos tiveram uma porosidade primária importante, mas em muitos casos a diagénese posterior obliterou uma parte significativa. Ainda assim, pode-se considerar que existem na Bacia Lusitânica rochas siliciclásticas suficientes para poderem ter acumulado o óleo que seguramente nela foi gerado (Reis, R. & Pimentel, N., 2010a).
Segundo Etta (2007) os arenitos da Fm. Lourinhã são moderadamente maturos, representando areias de primeira geração. Não há grande diferença na composição mineral das amostras de arenitos dominantemente fluviais, de crevasse e que sofreram a influência de marés. Os grãos de quartzo e feldspato constituem os principais componentes. No entanto, a variação ocorre no tamanho do grão, textura, porosidade e cimento das diferentes amostras. Estes arenitos geralmente mostram porosidade intergranular e porosidade intragranular rara. A análise petrográfica também mostra que os valores de porosidade das amostras colhidas na área de estudo são geralmente pobres e, não de qualidade do reservatório devido à alta cimentação de calcite e argila nos espaços intergranulares. No entanto, estes valores não são da escala do reservatório. Os valores de porosidade são muito contrastantes dentro de um intervalo muito curto. A porosidade é reduzida para cima na estratigrafia, devido à presença de calcite e, em alguns casos, também de argila nos espaços intergranulares. O maior valor de porosidade é de 24,9% é observado numa amostra que foi colhida na barra arenosa que se encontra abaixo do forte Paimogo. Acredita-se que a calcite presente nos espaços intergranulares seja pós-deposicional.
78 Nyrud (2007) considera que a composição mineral não varia dependendo da fácies ou do elemento arquitetural, apenas a quantidade de cada componente, além da porosidade e permeabilidade, varia. A quantidade de argila e cimento é particularmente importante no que diz respeito à preservação da porosidade primária e permeabilidade. A porosidade é grandemente afetada pelo cimento de calcite e geralmente é pobre, enquanto a permeabilidade é significativamente afetada pela presença de argila. A presença de cimento de calcite e argila diminui para cima na estratigrafia, dando assim melhores valores para porosidade e permeabilidade. A maior porosidade contada é de 22,5% e foi observada numa barra de acreção lateral em Vale dos Frades. Este valor de porosidade está dentro da faixa para ser considerado como reservatório.
A porosidade deve ser no mínimo de 10% em depósitos de arenito não fraturados para que este seja considerado com características de reservatório propenso a óleo (Bjørlykke, 2001). Espera-se que a porosidade atinja ~ 20% ou mais para estar dentro da faixa de um reservatório produtivo mesmo quando enterrado (Nyrud, 2007).
Tanto Etta (2007) como Nyrud (2007) consideram que a calcite presente nos espaços intergranulares é pós-deposicional e que afeta os valores porosidade original. Nestes dois trabalhos também mostraram que os maiores valores de porosidade são encontrados nas areias de canal tal como mostrado neste estudo petrográfico dos arenitos da Fm Lourinhã. No entanto, Etta (2007) falha ao afirmar que os valores de porosidade diminuem à medida que vamos subindo na estratigrafia.
Os arenitos da Formação Lourinhã apresentam características de reservatórios favoráveis, com imaturidade composicional e porosidade inter e intra-granular, na ordem dos 10 a 15 %; a cimentação carbonatada foi precoce e incompleta, dificultando a compactação e preservando parte da porosidade inicial (Armelenti, 2009 in Reis, R. & Pimentel, N., 2012).
Existe variação da composição mineralógica dos arenitos. Verifica-se o aumento do grau de imaturidade, do teor de argila e feldspato e; diminuição de quartzo e carbonatos da base para o topo da sucessão estratigráfica. A variação da composição mineralógica não é devido a granularidade, mas sim devido a variação de paleoambiente costeiro transicional a fluvial.
Os depósitos fluviais são muitas vezes composicionalmente e texturalmente imaturos e, portanto, não têm altos níveis de porosidade. Os valores de porosidade aumentam à medida que vamos subindo na sequência e em direção a Sul. A cimentação carbonatada tem o efeito de reduzir a porosidade em rochas clásticas. Imediatamente após a sua deposição, o sedimento é atravessado por soluções circulantes que precipitam substâncias que preenchem parcial ou totalmente os poros, litificando o sedimento e transformando-o em uma rocha compacta. A compactação mecânica nestes arenitos é de baixa intensidade. Na análise das lâminas observou-se entre os grãos pontes de esparite. O fato de a cimentação ser incompleta e compactação não ser efetiva permite que exista alguma porosidade. Na praia de Paimogo têm-se um sistema fluvial distal constituído por 90% de depósitos de planície de inundação e 10% de canais. A componente argilosa é um indicador da distância do canal relativamente à planície aluvial, sendo que quanto maior a componente em argila, maior essa distância. A razão de
net-to-gross é baixa e resulta da existência de muita carga suspensa e pouca carga sólida, situação
comum em sistemas de baixa energia. Os corpos de areia não têm altos níveis de porosidade porque sofreram influência das marés e esta situação favoreceu a precipitação de carbonatos. Seguindo em direção à praia da Areia Branca a razão de net-to-gross passa a ser elevada, têm-se muita areia em relação a argila, observa-se o aumento do volume de areia e corpos de areia empilhados. Os corpos arenosos friáveis e com teores de argila elevados são os que apresentam os valores de porosidade mais elevados. Essa frase pode parecer contraditória mais o fato aqui importante é que estas as argilas fazem
79 parte dos processos deposicionais iniciais e foram inibidoras da diagénese dos carbonatos pois nestas amostras a percentagem de carbonatos é nula ou muito baixa. As unidades litológicas jurássicas com potencial de bom reservatório são as areias de canal da praia de Vale dos Frades e Areia Branca porque é onde se onde se observa a maior conectividade do reservatório e porosidades mais elevadas.
O reservatório é constituído por uma sequência de arenitos que se encontra compreendida entre os 105 e 143 metros na coluna estratigráfica. Os reservatórios são geralmente localizados nas areias de canais com porosidades até 17%. Nestes reservatórios as unidades de arenito são lateralmente extensas, sem grandes descontinuidades ou mudanças na permeabilidade horizontal e, mostram apenas mudanças graduais nas características de espessura e propriedades da rocha. A conectividade do reservatório é tipicamente boa a excelente, por vezes as camadas de argila podem funcionar como barreiras.