UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA JULIO DE MESQUITA FILHO. Trabalho de Formatura. Curso de Graduação em Geologia



UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA “JULIO DE MESQUITA FILHO” INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS E CIÊNCIAS EXATAS

 

Trabalho de Formatura Curso de Graduação em Geologia

GEOLOGIA DAS COQUINAS-RESERVATÓRIO DO CAMPO DE PAMPO, BACIA DE CAMPOS.

Nayara Valentin Pazzini

Prof.Dr. Joel Carneiro de Castro (orientador) Dr. Sérgio Cáceres Contreras

Rio Claro (SP) 2011

UNESP - UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA

Instituto de Geociências e Ciências Exatas

Campus de Rio Claro (SP)

Geologia das coquinas-reservatório do

campo de Pampo, Bacia de Campos

Nayara Valentin Pazzini

Orientador: Joel Carneiro de Castro

Co-orientador: Dr. Sérgio Cáceres Contreras

Relatório Final apresentado à Comissão do Trabalho

de Conclusão do Curso de Geologia do Instituto de

Geociências e Ciências Exatas – UNESP, campus de

Rio Claro, como parte das exigências para o

cumprimento da disciplina Trabalho de Conclusão de

Curso no ano letivo de 2012”

Rio Claro – SP

2012

Pazzini, Nayara Valentin

Geologia das coquinas-reservatório do Campo de Pampo, Bacia de Campos / Nayara Valentin Pazzini. - Rio Claro : [s.n.], 2012

44 f. : il., figs., gráfs., tabs., mapas

Trabalho de conclusão de curso (Geologia) - Universidade Estadual Paulista, Instituto de Geociências e Ciências Exatas

Orientador: Joel Carneiro de Castro Co-Orientador: Sérgio Cáceres Contreras

1. Petróleo – Geologia. 2. Campo de Pampo. 3. Grupo Lagoa Feia. 4. Reservatórios carbonáticos. 5. Interpretações sísmicas. 6. Perfis de poços. I. Título.

553.282 P348g

Ficha Catalográfica elaborada pela STATI - Biblioteca da UNESP Campus de Rio Claro/SP

NAYARA VALENTIN PAZZINI

GEOLOGIA DAS COQUINAS-RESERVATÓRIO DO

CAMPO DE PAMPO, BACIA DE CAMPOS

Trabalho de Formatura apresentado ao Instituto de Geociências e Ciências Exatas - Câmpus de Rio Claro, da Universidade Estadual Paulista Júlio de Mesquita Filho, para obtenção do grau de Geólogo.

Comissão Examinadora Joel Carneiro de Castro (orientador)

Maria Gabriela Vicentelli Castillo Rosemarie Rohn Davies

Rio Claro, 14 de novembro de 2012.

Dedicatória

Este trabalho é dedicado à minha família, meus pais e minhas irmãs, que nunca me deixaram sentir a distância entre nós; ao Henrique que desde o princípio acreditou em mim, mas com um carinho naturalmente maior ao Guilherme, razão única de eu continuar em frente, desde o primeiro momento em que eu ouvi seu coração bater.

Agradecimentos

Em primeiro lugar gostaria de agradecer a Deus por me dar tudo o que foi necessário para chegar até aqui. Sou grata pela saúde, pela inteligência e principalmente pela a família que me deu.

Gostaria de agradecer ao PFRH - Programa de Formação de Recursos Humanos 05 da Petrobrás, pela a concessão da bolsa de estudo durante a confecção do projeto, assim como toda a infraestrutura.

Agradeço aos meus pais, pois sem eles não haveria um começo, um ponto de partida. À minha mãe, Rosemeire, Meire ou Rose, uma mulher que é, acima de tudo, o meu exemplo de mulher: forte, independente, inteligentíssima, carismática e carinhosa (quando quer!); ficarei muito orgulhosa se eu conseguir me tornar metade da mulher você é. Ao meu pai, Rubão, um exemplo de pai. Dedicado, carinhoso, companheirão, quero um marido como você, pai. Um homem de verdade, que não se intimida diante de uma mulher grandiosa como a sua, que sempre dividiu as tarefas em casa, que encarou orgulhosamente todo o tipo de trabalho, que sobreviveu independente do que diziam. Que força a sua! Nunca se esqueça do porque Deus te manteve vivo, sem você nossa família ruiria. Você é o ponto de equilíbrio no meio de tantas mulheres. Obrigada por não desistir de nós.

Às minhas irmãs Tayane e Mayra, minhas primeiras, maiores e melhores amigas. Obrigada pelas confidências, pelas risadas, por segurarem minhas lágrimas, por me aguentarem e me perdoarem sempre. Obrigada por serem tias tão maravilhosas, pelas viagens, pelas danças... Tayane, você não sabe o como eu me orgulho da mulher que eu vejo, tão parecida com a mãe, você é, e vai ser sempre minha melhor amiga. Mayra, eu fiz você dormir e hoje morro de inveja (uma inveja boa) do mulherão que você se tornou, não ligue para as minhas brincadeiras, você é perfeita, inteligente sim, como todas nós.

Sou muito agradecida por ter conhecido o meu grande amigo e ex-namorado Henrique, você é, independentemente das circunstâncias, meu grande acerto. Obrigada por acreditar em mim, por acompanhar essa longa jornada, mas principalmente, obrigada, muito obrigada, por dividir comigo o meu bem mais precioso. Obrigada por ter me dado o privilégio de ser mãe.

Isso me leva a você Guilherme, obrigada por existir, por me encher de orgulho com cada uma de suas conquistas, por me amar, por me beijar e me abraçar sem motivos, por me dar as melhores risadas, por me fazer sentir todos os sentimentos da maneira mais intensa. Eu te amo tanto, você se tornou a única razão de eu levantar da cama. Obrigada por me tornar uma pessoa melhor a cada dia!!!

Agradeço a toda à equipe do CCI, que cuidou tão bem do Guilherme, principalmente a professora Andréa (Déia) que o recebeu com muito carinho e paciência. A confiança nesta equipe foi fundamental para a conclusão deste trabalho, pois sem ela jamais teria a segurança de que meu filho estari sendo bem cuidado, mas mais do que isso, bem educado enquanto eu não estivesse ao seu lado.

Tenho também que agradecer a minha tia Elaine (Tê) que é como minha irmã mais velha (ta, na maioria do tempo parece ser a caçula!) obrigada por todo o apoio que você tem me dado, pelo carinho, pela compreensão, você é uma irmã para mim.

Não posso me esquecer de agradecer aos meus orientadores. Joel, obrigada por acreditar e confiar em mim, por me passar seu conhecimento. Obrigada pelas conversas sobre todos os assuntos, por me ensinar sempre, seja geologia ou vinho. Ao casal que foram meus orientadores neste trabalho e se tornaram bons amigos. Gabi e Sérgio, obrigada por tantos ensinamentos, obrigada por dividirem sua experiência, não só acerca do mundo do petróleo, mas do mundo de forma geral. Obrigada pela amizade!

Agradeço à toda a equipe de Unespetro, à Marcia, à Fabiana obrigada por torcerem por mim, obrigada por tornarem esses dias mais tranquilos e divertidos. Aos amigos de LISG, ao

Wagner, à Luana, ao Ricardo (Lady), mas principalmente à Stefanie (Crê) por dividir todo o desespero final, por me distrair de vez em quando e por me ajudar sempre. Também agradeço Lucian e ao Rodrigo por resolverem nossos problemas computacionais.

Sou grata à todos os amigos que ganhei durante esses anos. A todos os Geozelithos, em especial ao Adriano, por todos os bons momentos, por me entender e nunca me julgar; às amigas de República Marrye, Milena e, especialmente, a Bárbara, minha loira, amiga que me faz muita falta; às amigas Paula (Lesma), Milena (Califórnia), Leticia (Let) e Carolina (Carol). A todos os amigos da Geovárzea, em especial ao Danilo (Maizena) por aguentar a tensão de Campo I junto comigo; ao Rámon (Presunto, Delinquente, “Demenor”) obrigada por me fazer rir, muito.

Algumas amigas merecem um agradecimento especial. Natália (Naty), obrigada por ser tão boa amiga, por ser minha companheira em TODOS OS CAMPOS, por fazer parte da minha vida, por me acompanhar até o fim, te adoro!! Kátia (Katita, Black...) muito obrigada pela companhia, pelas risadas, que hoje me parecem terem sido tão poucas, sinto não ter conhecido antes a pessoa incrível que você é; quero poder rir ainda muito mais com você!!! Glaucia, que pessoa adorável, revolucionária, amiga, obrigada pela amizade! As Camilas! Camilinha, obrigada pelas risadas infinitas, pelas danças, pelos conselhos, enfim pela amizade! Camis, adorei poder te conhecer melhor, obrigada por acompanhar meu raciocínio... Cá, eu tenho tanto para te agradecer, acho que todos os formandos de geologia de 2012 da Unesp têm; obrigada por absolutamente tudo, obrigada por ser tão aplicada, por se dedicar tanto aos amigos, mas principalmente, por ser minha amiga, obrigada pela companhia, pelos conselhos, continue sendo sempre essa pessoa tão carinhosa que você é. Juliana (Sakura) que se mostrou uma verdadeira amiga, pelas visitas quando estava de “licença maternidade”, pela a ajuda em todos os momentos em que pode, por jogar bola e ser tão paciente com o Gui, muito obrigada sakurinha!!!!

Por fim gostaria de agradecer a todos aqueles que contribuíram de uma maneira ou de outra durante a minha caminhada. São tantas pessoas que não caberiam aqui.

“...Sou fera, sou bicho, sou anjo e sou mulher sou minha mãe, minha filha, minha irmã, minha menina. Mas sou minha, só minha e não de quem quiser...” Legião Urbana – Renato Russo

RESUMO

O Campo de Pampo situa-se a sudoeste do trend petrolífero Badejo-Linguado-Pampo, em uma acumulação-trapa única de natureza mista: estrutural-estratigráfica-diagenética, tendo como reservatório principal uma coquina (inferior) de bivalves do Grupo Lagoa Feia. Durante a fase rifte, as acumulações do trend Badejo-Linguado-Pampo evoluem segundo três ciclos tectono-estratigráficos. Os dois primeiros são formados por siliciclastos com tendências granodecrescente e por carbonatos de coquinas de bivalves. O ciclo mais novo, de idade Alagoas, tem o componente transgressivo representado pela presença de um pacote de rochas evaporíticas no topo (anidrita).

Este trabalho tem o objetivo de caracterizar as coquinas-reservatório da Formação Coqueiros através da análise de dados sísmicos 2D e 3D e de correlação de perfis de poço. O mapa estrutural do topo do reservatório de coquinas indica um contorno curvilíneo para a falha de Pampo descrita na literatura. Esta falha foi interpretada na sísmica como um alto do embasamento, sem influência nos horizontes acima do topo do Gr. Lagoa Feia. A falha é responsável por dividir o campo em dois blocos, um baixo (a oeste) e um alto (a leste). Esta divisão fica bem marcada no mapa de isópacas do reservatório, mostrando uma maior espessura deste no bloco baixo.

No Campo de Pampo, extremidade sudeste do trend Badejo-Linguado-Pampo, o espesso intervalo siliciclástico do ciclo inferior acunha-se, e o carbonato-coquina sobrepõe-se diretamente ao embasamento. Outra consequência da condição distal e mais alta do Campo de Pampo é que o terceiro ciclo está ausente, truncado pela discordância pré-Grupo Macaé (Albiano).

Palavras-chave:

ABSTRACT

The Pampo oil field is located in the southwest of the trend Badejo-Linguado-Pampo in an accumulation of single - mixed trap: structural-stratigraphic-diagenetic. Its main reservoir is a coquina shell of bivalves (the lowest) in the Lagoa Feia Group. During the rift phase, the Badejo-Linguado-Pampo trend´s accumulations evolve according to three tectono-stratigraphic cycles. The first two cycles are formed by siliciclastic rocks with fining up sequences and carbonates coquinas bivalves. The youngest cycle related to Alagoas age is a transgressive event represented by the presence of an evaporitic layer in the top (anhydrite).

This study aims to characterize the reservoir Coqueiros Formation based on the analysis of 2D and 3D seismic data and well data-correlation profiles. The structural map of the top of coquinas reservoir indicates a curvilinear contour of Pampo Fault as described on the literature. This fault was interpreted on seismic data as a basement´s high, and it doesn´t show influence on the horizons above the top of Lagoa Feia Group. The Pampo fault is responsible for the division of the field into two blocks: the hanginwall in the West and the footwall to the East. This division is well marked on the reservoir´s isopach map where a greater thickness of reservoir is observed on the lower block.

In the Southeast extreme of Badejo-Linguado-Pampo trend, on Pampo Field, the thick siliciclastic´s interval ends laterally to the basement, and its lower´s cycle forms a wedge, as consequence the carbonate-coquina overlaps directly the basement. Another implication of the higher and distal position of Pampo field is that the third cycle is absent, truncated by the unconformity pre-Macaé Group (Albian).

Keywords

I

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ... 1

-1.1. Localização da área de estudo ... 2

-1.2. Objetivo ... 3

-2. MÉTODO E ETAPAS DE TRABALHO ... 3

-2.1. Banco de dados ... 3

-2.2. Método ... 4

-2.2.1. Correlação de poços ... 4

-2.2.2. Interpretação sísmica ... 8

-2.2.3. Geração de mapas ... 10

-3. GEOLOGIA DA BACIA DE CAMPOS ... 11

-3.1. Formação Cabiúnas ... 11

-3.2. Grupo Lagoa Feia ... 13

-3.3. Grupo Macaé ... 14

-3.4. Grupo Campos ... 15

-3.5. Arcabouço estrutural da Bacia de Campos... 16

-4. O TREND PETROLÍFERO DE BADEJOLINGUADOPAMPO ... 17

-5. CAMPO DE PAMPO ... 19

-6. RESULTADOS ... 23

-6.1. Estratigrafia da Bacia em Pampo ... 23

-6.2. Análise tectonoestratigráfica ... 25

-6.3. Interpretação Sísmica ... 36

-7. CONCLUSÕES E DISCUSSÕES ... 41

-II

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Produção nacional de Petróleo e Gás por bacia (ANP, 2012)... 2 -Figura 2. Mapa de Localização da Bacia de Campos e seus campos produtores, com destaque para o Campo de Pampo em vermelho (ANP). ... 2 Figura 3 Mapa de localização de poços e dados sísmicos. ... 4 -Figura 4 Forma gráfica dos dados de perfil do poço 1RJS-0181B-RJ. Em azul a curva GR, em verde de ILD, em vermelho RHOB, e em preto DT. ... 5 Figura 5 Seção estrutural do Grupo Lagoa Feia EE'. ... 6 -Figura 6 Análise dos dados de RG, ILD e RHO do poço 3PM-0003-RJS para determinar zonas de coquinas com melhor porosidade. As curvas pintadas de vermelho representam coquinas com porosidade superior a 7%. ... 7 -Figura 7 Dados do poço7PM-0005-RJS. As curvas marcadas em vermelho mostram os valores dos carbonatos com porosidades maiores de que 7%, em azul as com porosidades inferiores ... 8 -Figura 8 Sismograma sintético do poço 4RJS-0235-RJ gerado com a ferramenta SynView, do SeisVision. ... 9 -Figura 9 crossline 1358 mostrando os horizontes mapeados calibrados com o poço PM0012RJS. ... 10 Figura 10 Carta Estratigráfica da Bacia de Campos (Winter et al., 2007). ... 12 Figura 11 Seção Esquemática NWSE da Bacia de Campos (Milai et al., 2001). ... 16 -Figura 12 Mapa estrutural do topo da zona IV-A no Trend Petrolífero Badejo-Linguado Pampo (modificado de Baungartem et al., 1988). ... 17 -Figura 13 Seção estratigráfica A-A’ (localização na figura 12) apresentando a cronoestratigrafia nos campos de Pampo, Linguado e Badejo (Baumgarten, 1988). ... 18 -Figura 14 Seção geológica do Trend de Badejo-Linguado-Pampo (modificada de Baungartem et al., 1988). ... 19 Figura 15 Mapa do topo poroso da Subzona IVB (Horschutz & Scuta, 1992). ... 20 -Figura 16 Seção geológica B-B’ que evidencia o espessamento das zonas reservatório no bloco baixo da falha (Horschutz & Scuta, 1992)... 20 Figura 17 fáces perfis mapeadas por Horschutx & Scuta (1992)1992 ... 21 -Figura 18 Mapa de isópacas e seção estratigráfica da fácies-perfil FP-2 na sub-zona VI-A, campo de Pampo, Horchutz & Scuta (1992). ... 22 Figura 19 Mapa de localização das seções elaboradas. ... 23

-III

Figura 20 Seção estrutural AA' ... 24

-Figura 21 Esquema da correlação entre os dados do poço 7PM-0005-RJS e os dados petrofísicos publicados po Horschuts & Scuta, 1992. ... 25

-Figura 22 em a: mapa de contorno estrutural do topo do reservatório; em b: mapa de isópacas do reservatório ... 26

Figura 23 Seção estrutural BB'. ... 28

Figura 24 Seção estratigráfica BB'. ... 29

Figura 25 Seção estrutural CC' ... 31

Figura 26 Seção estratigráfica CC' ... 32

Figura 27 Seção estrutural DD' ... 34

Figura 28 Seção estratigráfica DD' ... 35

-Figura 29 Crossline 1378. Em laranja está o horizonte correspondente ao embasamento, em azul o topo do Gr. Lagoa Feia. ... 36

-Figura 30 Crossline 1448, evidenciando o alto do embasamento associado à falha de Pampo (em vermelho)... 37

-Figura 31 Inline 1274 evidenciandoevidenciando o acentuado espessamento do Gr. Lagoa Feia a leste da área ... 37

Figura 32 Mapa de Contorno estrutural em tempo do topo do Gr. Lagoa Feia... 38

-Figura 33. Mapa de Structural Azimuth do topo do Gr. Lagoa Feia; em vermelho a localização da falha de Pampo... 39

Figura 34 Mapa de Relative Impedance Acustic do topo do Gr. Lagoa Feia... 40

-Figura 35Comparação entre o mapa de isópacas do reservatório obtido neste trabalho (a) com o de isópacas da subzona IVB (b) de Horschutz & scuta(1992) . ... 42

-Figura 36 Comparação entre os mapas estruturais obtidos com os dadode poço (em a) e com dados sísmicos (em b). ... 42

-IV

ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 1 Tabela de dados dos poços utilizados ... 3 Tabela 2 Tabela com os dados de topos de formaçãos carregada no Geographix. ... 9 Tabela 3 Tabela de dados estruturais e estratigráficos de cada poço. ... 26

-- 1 --

1. INTRODUÇÃO

Com as recentes descobertas de petróleo nos campos do pré-sal, em rochas carbonáticas, surge o desafio de melhor compreender as características deste tipo de reservatório. Devido a grande variação de texturas, componentes fóssil e evolução diagenética destas rochas, a caracterização petrofísica destes reservatórios tornou-se um grande desafio na indústria do petróleo. Entretanto, estas rochas representam importantes armazenadoras hidrocarbonetos nas bacias petrolíferas do hemisfério norte, incluindo os campos gigantes e supergigantes Jurássico e Cretácico do Oriente Médio. Na América do Sul, as Bacias de Campos (Brasil) e Maracaibo (Venezuela) possuem exemplos de reservatórios carbonáticos do Cretáceo e a Bacia Madre de Dios (Peru) de reservatórios do Paleozóico Superior (Jordan Jr, C. F & Wilson, J. L., 1973).

Portanto é cada vez maior a necessidade de uma melhor caracterização das rochas carbonáticas brasileiras para entender a distribuição das propriedades que as tornam eficientes armazenadoras de hidrocarbonetos. Neste sentido, o objeto de estudo deste trabalho são os reservatórios carbonáticos Cretácicos do Campo de Pampo, na Bacia de Campos.

Esta Bacia está localizada no litoral norte do estado do Rio de Janeiro, faz limites com a Bacia de Santos, a sul, pelo arco de Cabo Frio, e com a Bacia do Espírito Santo, a norte, pelo arco de Vitória; possui uma área de cerca de 100.000km2 (Winter et al., 2007). O primeiro levantamento sísmico foi obtido em 1958, seguido pelo reconhecimento gravimétrico em 1960. Hoje a Bacia de Campos possui mais de 1600 poços perfurados e uma grande quantidade de dados sísmicos 2D e 3D (Winter op. cit.).

Nos dias atuais é, economicamente, a bacia mais petrolífera do país, com uma produção de óleo de 1.661.601bbl/d e 25.945 Mm3/d de gás para o ano de 2011, o que representa 84,5% da produção nacional de petróleo e 40,7% de gás (ANP, 2012; figura 1).

O Grupo Lagoa Feia corresponde à fase rifte da bacia e foi depositado durante o Eocretáceo em ambiente continental lacustre/lagunar. Desenvolve-se sobre o substrato magmático, e consiste em três ciclos. O primeiro é formado por siliciclastos com tendência a grano decrescência para cima e é seguido por dois subciclos de calcários de coquinas. O ciclo superior culmina com os evaporitos da Formação Retiro marcando a entrada de águas marinhas na Bacia. A coquina do subciclo inferior produz hidrocarbonetos em um trend de quatro campos Badejo, Trilha, Linguado e Pampo.

- 2 - Ql?

Figura 1. Produção nacional de Petróleo e Gás por bacia (ANP, 2012).

1.1.

Localização da área de estudo

A área em estudo abrange o campo de Pampo, que é hoje o 18º campo em produção no país, produzindo 17Mbbl/d (BDEP-ANP, 2011). Este campo foi descoberto em 1977 e entrou em produção em 1983, estando situado a sudeste da Bacia de Campos (figura 2).

Figura 2. Mapa de Localização da Bacia de Campos e seus campos produtores, com destaque para o Campo de Pampo em vermelho (ANP).

- 3 -

1.2.

Objetivo

Caracterizar geologicamente o reservatório carbonático das “Coquinas” (Fm. Coqueiros, Gr. Lagoa Feia), com o intuito de explicar a distribuição das acumulações de hidrocarbonetos em termos da integração da distribuição de suas fácies permo-porosas e diagênese. Confeccionar seções estruturais através da correlação dos perfis de poço;

• Interpretação sísmica 2D e 3D para a identificação de falhas e horizontes estratigráficos dentro dos quais destaca a Fm. Coqueiro;

• Interpretação petrofísica e correlação de poços objetivando o mapeamento da distribuição vertical-lateral da permoporosidade da coquina-reservatório no Campo; • Integração dos dados sísmicos e de perfis de poços.

2. MÉTODO E ETAPAS DE TRABALHO

2.1.

Banco de dados

Para a realização deste trabalho foi feito um pedido junto ao BDEP - Banco de Dados de Exploração e Produção da ANP, a Agência Nacional do Petróleo, de seis poços (1RJS_0181_RJ, 3PM_0004_RJS, 3PM_0023_RJS, 3RJS_0159, 3RJS_0170_RJ e 7PM_0005_RJS) que foram somados aos poços utilizados em trabalhos anteriores (3PM_0002_RJ, 3PM_0003A_RJ, 3PM_0012_RJ, 4RJS_0055_RJ, 4RJS_0062A_RJ e 4RJS_0235_RJ), perfazendo um total de 12 poços (Figura 3). Os dados destes poços podem ser vistos na tabela 1, e nota-se a ausência dos arquivos .las para o poço 7PM-0005-RJS.

Além dos poços, foram utilizadas vinte linhas sísmicas 2D e um cubo 3D (0265_Pampo_Linguado_01a) com o principal objetivo de determinar falhas no horizonte de coquinas. Todos os dados foram adquiridos através da política de gratuidade para pesquisa em universidades públicas da ANP.

- 4 -

Figura 3 Mapa de localização de poços e dados sísmicos.

2.2.

Método

2.2.1. Correlação de poços

A primeira etapa da correlação dos poços consistiu na organização dos arquivos .las. Cada poço vem com mais de um arquivo, nos quais os dados encontram-se dispostos em diversas colunas. Estes foram organizados em um arquivo para cada poço contendo os valores dos perfis de raio gama (GR), sônico (DT), elétrico (ILD) e de densidade (RHOB). Apartir destes arquivos foram geradas as formas gráficas (figura 4). No caso do poço 7PM-0005-RJS, em que não foi enviado o arquivo .las, os dados do perfil composto foram utilizados nas

- 5 - correlações. Este tipo de dados limita a edição dos mesmos e alteração de escala, entretanto tem a vantagem de trazer os dados do perfil caliper, e densidade neutrônica, pois os poços do BDEP são limitados a quatro curvas.

Figura 4 Forma gráfica dos dados de perfil do poço 1RJS-0181B-RJ. Em azul a curva GR, em verde de ILD, em vermelho RHOB, e em preto DT.

Assim começou uma análise mais regional, com o objetivo de identificar a estratigrafia da Bacia de Campos na região do Campo de Pampo. Foram identificados os marcos estratigráficos regionais da bacia, como o marco chalk, delimitando os Grupos Campos, Macaé e Lagoa Feia em seções estruturais em escala 1:10.000. Em seguida foi realizado uma análise de detalhe no Grupo Lagoa Feia, gerando seções estruturais em escala 1:2.000 para determinar o topo do reservatório e sua compartimentação tectônica (figura 5). Para melhor

- 6 - caracterizar as zonas reservatórios seções estratigráficas em escala 1:1.500 foram elaboradas, e com a combinação da análise dos perfis de raio gama, elétrico e densidade determinou-se as zonas de melhor porosidade (figura 6). É importante mencionar que rochas calcárias quando possuem baixos valores de permoporosidade, apresentam um alto valor no perfil elétrico, o que pode ser confundido com presença de óleo. O perfil de densidade ajuda delimitar as zonas com maior porosidade permitindo diferenciar reservatórios preenchidos com óleo dentro das coquinas fechadas.

- 7 -

Figura 6 Análise dos dados de RG, ILD e RHO do poço 3PM-0003-RJS para determinar zonas de coquinas com melhor porosidade. As curvas pintadas de vermelho representam coquinas com

porosidade superior a 7%.

Para a confecção das seções estruturais o datum adotado foi o nível do mar, subtraindo-se o valor da mesa rotativa (KB) dos valores de profundidade dos perfis. Já para as seções estratigráficas o datum estabelecido foi o folhelho na base da coquina superior da Fm. Coqueiros do Gr. Lagoa Feia.

Considerando uma densidade média para as rochas calcárias de 2,72 g/cm3, foi estabelecido um corte de 2,62 g/cm3 o que corresponde a 7% de porosidade. Com a análise integrada dos dados de densidade (RHOB) e resistividade (ILD) determinou-se quais corpos de calcários estavam “fechados” e quais contêm óleo, permitindo determinar o contato óleo-água. O poço 7PM-0005-RJS, por ter sido correlacionado com as curvas do perfil composto, permitiu uma melhor calibração destes (Figura 7) valores por possuir o perfil Caliper, possibilitando determinar se os altos valores de porosidade eram ou não consequência de desabamentos na parede do poço.

- 8 -

Figura 7 Dados do poço7PM-0005-RJS. As curvas marcadas em vermelho mostram os valores dos carbonatos com porosidades maiores de que 7%, em azul as com porosidades inferiores

2.2.2. Interpretação sísmica

Após a análise da correlação estrutural dos poços pode-se obter uma melhor compreensão da geologia na área. Os dados sísmicos 2D e 3D foram carregados nos módulos seis vision 2D

e 3D, respectivamente, do software Geographix da Landmark Co.

Para a calibração dos dados sísmicos, os dados de poços foram carregados no módulo Prizm do Geographix junto com os dados de topos das formações e as velocidades correspondentes. A partir daí, o perfil de raio gama foi carregado na sísmica 3D, permitindo a associação dos horizontes sísmicos com os eventos reconhecidos nos dados de poço (tabela 2). Além disso, o sismograma sintético foi gerado no módulo Synview do Geographix (Figura 8) a partir dos perfis sônico e de densidade, possibilitando a calibração da sísmica com o poço.

- 9 -

Tabela 2 Tabela com os dados de topos de formaçãos carregada no Geographix.

Figura 8 Sismograma sintético do poço 4RJS-0235-RJ gerado com a ferramenta SynView, do SeisVision.

Tendo a sísmica calibrada foram mapeados os horizontes sísmicos associados ao topo do e a base do Gr. Lagoa Feia assim como as principais falhas dentro deste horizonte (Figura 9).

- 10 -

Figura 9 crossline 1358 mostrando os horizontes mapeados calibrados com o poço PM-0012-RJS.

2.2.3. Geração de mapas

Os horizontes sísmicos mapeados no cubo 3D foram exportados no formato ASCII para gerar os mapas de contorno estrutural e de atributos sísmicos no software Petrel da Schulumberger. Foram gerados os mapas em tempo de contorno estrutural do topo do Grupo Lagoa Feia e seus atributos sísmicos de superfície, entre eles o mapa de atributos estruturais de azimut. Com relação aos atributos volumétricos estratigráficos, foram gerados cubos de Impedância Acústica Relativa, entre outros; e da integração dos atributos volumétricos e mapas de superfície foi possível caracterizar lateralmente a distribuição da permoporosidade no nível reservatório de interesse (Fm. Coqueiros – Gr. Lagoa Feia). Por último, a partir dos mapas de atributos estruturais foram determinadas as orientações mais marcantes das descontinuidades geológicas (fraturas e falhas).

- 11 -

3. GEOLOGIA DA BACIA DE CAMPOS

A origem desta bacia está relacionada com a ruptura do Supercontinente Gondwana. Evoluiu de uma típica bacia tipo rifte para uma bacia de margem continental passiva (Spadini et al., 1988). Seu embasamento são as rochas gnáissicas Proterozóicas da Faixa Ribeira, entretanto os basaltos da Formação Cabiúnas são considerados como o seu embasamento econômico (Winter et al.,2007) e marcam o início da Abertura do Oceano Atlântico, estas rochas foram datadas pelo método K/Ar, por Tomaz-Filho (1981, 1984) em 122± 5 e 134 Ma (Almeida et.al, 1996), correlacionando-se com os basaltos da Formação Serra Geral na Bacia do Paraná.

Winter (op. cit.) publicaram a mais recente carta estratigráfica da Bacia de Campos (figura 10). Diferentemente das publicações anteriores, as antigas formações Lagoa Feia, Macaé e Campos passaram à categoria de grupo. No presente trabalho é adotado o arcabouço estratigráfico sugerido pelos autores por se tratar da última atualização dos dados adquiridos bacia.

As rochas sedimentares da Bacia de Campos são divididas em três Supersequências. A primeira, chamada de Supersequência Rifte, refere-se às rochas formadas durante a fase rifte da bacia, em um contexto tectonicamente ativo, caracterizadas por sedimentos continentais lacustres/lagunares da porção basal do Grupo Lagoa Feia, sobrepostos aos basaltos da Formação Cabiúnas. A segunda, chamada de Supersequência Pós-Rifte, refere-se às rochas depositadas depois da discordância do pré-Alagoas, compostas pelos sedimentos da parte superior do Grupo Lagoa Feia. A terceira e última, a Supersequência Drifte, abrange as rochas depositadas em uma fase de expansão da bacia, com a entrada das águas do Oceano Atlântico, em um regime de subsidência térmica; a mesma é caracterizada pelas rochas siliciclásticas do Grupo Campos sobreposta por rochas predominantemente carbonáticas do Grupo Macaé.

3.1.

Formação Cabiúnas

Como dito anteriormente, estas rochas representam o embasamento econômico da Bacia de Campos e marcam o início da fase rifte. De acordo com Winter (op. cit.), estão sobrepostas discordantemente às rochas do embasamento. Litologicamente predominam rochas vulcânicas subalcalinas como basaltos e diabásios, localmente intercalados com conglomerados, arenitos e siltitos.

12 -Fig ura 10 Ca rt a Es tra tig rá fi ca da Ba cia de Cam pos (Winter et al ., 2007 ).

- 13 -

3.2.

Grupo Lagoa Feia

De acordo com Dias (1988), as rochas do Grupo Lagoa Feia ocorrem discordantemente aos basaltos da Formação Cabiúnas, depositadas em ambiente lacustre/lagunar (Winter et al., 2007). Sua deposição tem início no Aratu tardio em baixos confinados que formavam lagos isolado, nas regiões proximais depositara-se fácies de fandeltas, restritos aos altos estruturais; esta sedimentação lacustre se estende até o Jiquiá, cobrindo alguns dos altos estruturais de dentro da bacia. Dias op. cit., sugerem condições salinas e alcalinas para estes lagos, com salinidade variando entre 3.500 até 35.000 ppm e pH entre 8 e 9 com altos teores de Mg e Si, evidenciadas pela presença de gipso, anidrita e dolomita como minerais diagenéticos. Já durante o Alagoas tardio se depositou uma fina camada de rochas evaporíticas sugerindo um contato com águas marinhas, em um ambiente lagunar.

Winter (op. cit.) propõe a divisão deste grupo em seis formações, são estas: Itabapoana, Atafona, Coqueiros, Gargaú, Macabu e Retiro.

As rochas mais proximais do grupo compõem a Formação Itabapoana, com conglomerados, e arenitos de fandeltas proximais, que gradam distalmente para as rochas pelíticas da Formação Atafona, ou carbonáticas da Formação Coqueiros. Esta formação pode ser correlacionada com a sequência Basal Clástica de Dias (op.cit.).

Nas porções intermediárias a distais da porção basal do Grupo Lagoa Feia estão as rochas da Formação Atafona, representadas por arenitos, siltitos, e folhelhos lacustres. Esta formação se correlaciona com a sequência talco-stevensítica de Dias (op. cit.), Sobrepostas de forma regional e discordantemente aos basaltos da Formação Cabiúnas. A deposição de minerais magnesianos está associada a processos químicos em lagos vulcânicos alcalinos com atividade hidrotermal (Winter op. cit.).

A Formação Coqueiro é composta predominantemente de carbonatos lacustres, formados por conchas de moluscos bivalves retrabalhadas, com intercalações de folhelhos, representando um dos principais reservatórios da bacia. Estas camadas carbonáticas podem formar espessas barras porosas de coquinas (até 100m), que foram depositadas em ambientes de alta energia.

Após a deposição das coquinas, formou-se uma superfície erosiva regional chamada de inconformidade pré-Alagoas marcando o fim da Supersequência Rifte (Dias op. cit.; Winter op. cit.).

Nas porções intermediárias da base da Supersequência Pós-Rifte ocorrem as rochas pelíticas intercaladas com arenitos e calcilutitos da Formação Gargaú; distalmente, estas

- 14 - litologias gradam para os carbonatos da Formação Macabu. Esta é representada por lamitos microbiais e estromatolitos. Estas duas formações correspondem à seção basal da sequência clástica-evaporítica de Dias et al., 1988 e caracterizam um estágio de transição entre o sistema deposicional continental da fase rifte e o sistema sedimentar marinho pós-rifte.

A Formação Retiro é constituída de uma fina camada de evaporitos depositados em um ambiente lagunar quente, de clima árido a semiárido (Dias op. cit.; Winter et al., 2007) e marca o fim da Supersequência Pós-Rifte.

3.3.

Grupo Macaé

As rochas sedimentares do Grupo Macaé marcam o início da Supersequência Drifte, com a entrada de águas oceânicas na bacia, depositando sedimentos de origem marinha, sob um regime de subsidência térmica (Winter op. cit., Spadini et al., 1988). De acordo com Spadini et al. (1987) este pacote sedimentar caracteriza o máximo da transgressão carbonática que tem início logo após a deposição da Formação Retiro do Grupo Lagoa Feia.

O grupo é subdividido em cinco formações, a Formação Goitacás, a Formação Quissamã, a Formação Outeiro, a Formação Imbetiba e a Formação Namorado (Winter et

al., 2007). Destas, a mais proximal é a Formação Goitacás, cuja deposição ocorreu

durante o intervalo do Grupo Macaé; corresponde a arenitos e conglomerados de fácies de fan-deltas, intercalados com bancos carbonáticos de oóides, pelecípodes e, raramente, algas vermelhas (Spadini et al., 1988), estas fácies gradam para os carbonatos das formações Quissamã, Outeiro e Imbetiba.

A formação Quissamã representa a rampa carbonática que se desenvolve com a progressiva abertura da bacia. Na sua base encontram-se depositados sedimentos carbonáticos de planície de maré, supramaré, intermaré e lagunar (Spadini et al., 1988; Winter et al., 2007); nas porções intermediárias do topo desta formação são formadas por sedimentos carbonáticos de alta energia em bancos de calcarenitos oolíticos, oncolíticos e microoncolíticos (Winter et al., 2007). Distalmente o conteúdo de argila aumenta, caracterizando a seção condensada conhecida como folhelho Albiano Alfa. Esta formação é equivalente à unidade Macaé Inferior proposta por Spadini et al. (1988), representando um mar epicontinental como o atual Golfo Pérsico, em um sistema hipersalino de águas quentes e clima quente e seco.

- 15 - A Formação Outeiro é caracterizada por calcilutitos com uma rica biota planctônica. Conhecida como Seção Bota, a base da formação é um marco estratigráfico facilmente reconhecível nos perfis de raio gama e resistividade, o topo da formação é caracterizado pelo ritmito depositado durante a progressiva elevação relativa do fundo do mar durante o Eo-mesoalbiano (Spadini et al., 1987). Este ritmito é representado pelo aspecto serrilhado no perfil sônico, sendo uma feição que apresenta uma ampla distribuição na Bacia de Campos, caracterizando-se como um bom marco estratigráfico. Esta formação se equivale com os intervalos basais e intermediários da unidade Macaé Superior proposta por Spadini et al. (1988). De acordo com estes autores, a maior diversidade biótica ocorre como resposta à dessalinização da água devido ao progressivo aumento do nível do mar, apesar do clima quente e seco, como o que predominava durante a sedimentação da Formação Quissamã.

A Formação Imbetiba corresponde ao intervalo superior da unidade Macaé Superior, proposta por Spadini et al. (1988), é composta por margas bioturbadas. O seu conteúdo biótico é totalmente diferente dos outros carbonatos albianos, com radiolários e foraminíferos bentônicos e planctônicos. Estas rochas foram depositadas em ambiente batial superior com eventuais episódios de anoxia e marcam o fim da deposição carbonática do Cretáceo na bacia (Winter et al., 2007).

Intercalados nas porções distais das Formações Outeiro e Imbetiba ocorrem os arenitos da Formação Namorado, que representam importantes reservatórios da Bacia de Campos. Foram originados por fluxos turbidíticos que se encaixam em baixos controlados pela tectônica adiastrófica (Winter et al., 2007).

3.4.

Grupo Campos

Winter et al. (2007) subdividiu o Grupo Campos em três formações. A mais proximal, caracterizada por arenitos e carbonatos (calcarenitos e calcirruditos) plataformais, é a Formação Emborê; os arenitos compõem a litologia do Membro São Tomé (também conhecido como fácies clástica) foram depositados em ambiente nerítico raso, em sistemas do tipo fandelta; os carbonatos do Membro Grussaí são constituídos de bioclastos (predominantemente de algas vermelhas) retrabalhados e possuem matriz micrítica.

A Formação Ubatuba corresponde aos sedimentos mais proximais da bacia, enquanto que os mais distais correspondem à Formação Carapebus. Ambas as formações são

- 16 - constituídas de folhelhos com alguns corpos de arenitos formados a partir de fluxos turbidíticos.

A base deste grupo é marcada pelos folhelhos do Marco Verde e representa o início da megassequência marinha transgressiva que se estende até o Eoceno Inferior, a partir de então se inicia uma sequência progradante que se estende até os dias atuais.

3.5.

Arcabouço estrutural da Bacia de Campos

A Bacia de Campos está situada na margem leste da costa brasileira, assim como as outras bacias desta área, ela possui uma evolução tectôno-estratigráfica característica. De acordo com Milani et al. (2001), estas bacias possuem um caráter distensivo, condicionado por um arcabouço estrutural pré-existente de idade pré-cambriana, paleozóica e triássica, que acomodou o rifteamento do Gondwana duranteo Mesozóico.

As condições distensivas da bacia controlam a sedimentação na sua porção inferior. O Grupo Lagoa Feia é limitado por uma zona de falha sintética de orientação NE-SW (Milani

op.cit.), controladas pelo arcabouço estrutural pré-existente. A discordância pré-Alagoas na

parte superior deste grupo indica condições ativas da tectônica distensiva que provocou um soerguimento da bacia, expondo o pacote sedimentar (Dias et al., 1988).

De acordo com Spadini et al. (1988), durante o Abiano-Cenomaniano, com as

condições marinhas estabelecidas, o regime distensivo característico do rifteamento é substituído pelo regime de subsidência térmica com basculamento progressivo da bacia para Leste (Milani op. cit). Este basculamento promoveu uma intensa deformação adiastrófica, devido ao volume de sal movimentado (Demercian et. al, 1993). O padrão estrutural da bacia pode ser visto na figura 11 que esquematiza as principais estruturas na Bacia de Campos.

- 17 - A halocinese é responsável pelas estruturas que controlaram a sedimentação durante a fase

drifte. Estruturas como falhas de crescimento e anticlinais em rollover controlaram a

distribuição dos primeiros fluxos turbiditícos (Fernandes, 2001).

4. O TREND PETROLÍFERO DE BADEJO-LINGUADO-PAMPO

De acordo com Castro, 2006 o trend petrolífero dos campos de Badejo-Trilha, Linguado e Pampo resultou de uma extensa plataforma rasa de coquinas-reservatório que se estende para leste. Na verdade, tal plataforma forma uma acumulação única, tipo trapa mista (estrutural, estratigráfica e diagenética). Os “limites” entre os quatro campos são tentativos, e estão registrados na figura 12. Trata-se de um mapa estrutural do topo da zona IV-A da coquina reservatório, com a orientação norte-sul das isolinhas e o desnível estrutural da coluna de óleo entre -2640m (Badejo, a nordeste) e-2960m (Pampo, a sudeste); ou seja, aproximadamente 300m de coluna de óleo.

A forma de paralelograma do trend e o atual mergulho estrutural para sudeste resultam de razões diferentes. Um intenso suprimento sedimentar, que inclui também clastos do substrato vulcânico básico da bacia, porém de norte e oeste do trend (Figura 13).

Figura 12 Mapa estrutural do topo da zona IV-A no Trend Petrolífero Badejo-Linguado Pampo (modificado de Baungartem et al., 1988).

- 18 - A figura 13 é uma seção estratigráfica que revela os três ciclos maiores que dominavam a antiga Formação Lagoa Feia. Os dois ciclos inferiores consistem de intervalos siliciclásticos, com tendência a afinamento ascendente, e carbonático de coquinas, inferior e superior. O terceiro ciclo, de idade Alagoas, é semelhante aos anteriores, mas culmina no intervalo evaporítico, no trend petrolífero, é representado apenas por anidrita pouco espessa que ocorre em Badejo e Linguado.

Figura 13 Seção estratigráfica A-A’ (localização na figura 12) apresentando a cronoestratigrafia nos campos de Pampo, Linguado e Badejo (Baumgarten, 1988).

Assim, no tempo de deposição da Formação Coqueiros do Grupo Lagoa Feia, o trend pode ser visto simplificadamente como um grande gráben basculado no sentido de Pampo para Badejo. Também, isso explica o maior alto estrutural-geomorfológico do trend em Pampo, onde o intervalo siliciclástico do ciclo inferior está ausente e a coquina repousa diretamente sobre o substrato vulcânico. A mesma condição de alto estrutural no Campo de Pampo justifica a ausência de evaporitos no mesmo. A seção geológica de Badejo a Pampo (Figura 14) ilustra a presente condição estrutural do trend.

- 19 -

Figura 14 Seção geológica do Trend de Badejo-Linguado-Pampo (modificada de Baungartem et al., 1988).

5. CAMPO DE PAMPO

O campo de Pampo foi descoberto em 1977 e entrou em produção em 1983, produzindo nas coquinas da Formação Coqueiro, e nos calacários porosos do Grupo Macaé, 1000 m3/d de gás, hoje produz 17Mbbl/d de óleo (ANP, 2012).

Horschutz & Scuta (1992), estudaram as coquinas reservatório no trend petrolífero Linguado-Badejo-Pampo. De acordo com os autores, estas rochas foram depositadas durante os andares Buracica, Jiquiá e Alagoas em um ambiente Lacustre sobrepondo-se discordantemente sobre a Formação Cabiúnas (Sequência Vulcano-sedimentar). As coquinas são constituídas por conchas de moluscos bivalves retrabalhadas possuindo uma espessura média de 100m e máxima de 250m, em ciclos de granocrescência ascendente, com sedimentos grossos (calcirruditos) se sobrepondo à sedimentos mais finos (calcarenitos e calcilutitos). De acordo com Carvalho et al. (1984), a porosidade é secundária e intergranular, com porosidade móldica e intercristalina subordinadas.

Baumgarten et al. (1988) definiram um zoneamento para as coquinas do Grupo Lagoa Feia e obtiveram seis zonas correlacionáveis entre os campos de Badejo, Linguado e Pampo, sendo que a comunicação entre os campos é dada pela zona VI. O campo de Pampo produz óleo de 30°API nas zonas IV, V e VI (Figura 15).

A estrutura das coquinas no campo de Pampo representa um monoclinal com mergulho para NE e uma área de aproximadamente 33 km2. Esta estrutura pode ser observada no mapa estrutural do topo poroso da subzona IV e na seção B-B’ deste mesmo mapa (Figura 16 e 15 respectivamente).

- 20 -

Figura 15 Mapa do topo poroso da Subzona IVB (Horschutz & Scuta, 1992).

Figura 16 Seção geológica B-B’ que evidencia o espessamento das zonas reservatório no bloco baixo da falha (Horschutz & Scuta, 1992).

- 21 - Horschutz & Scuta (1992), caracterizaram quatro fácies perfis que reúnem 15 microfácies. Estas fácies foram obtidas correlacionando-se dados de litologia, porosidade e permeabilidade com os perfis de raio gama, densidade da formação, e porosidade neutrônica.

A FP-1 é constituída por calcirruditos de pelecípodes muito finos e apresenta as mais altas permeabilidades, superiores a 500 mD;

A FP-2 é representada por calcirruditos de pelecípodes com conchas grandes e espessas, esta fácies possui boa permeabilidade variando entre 200 e 500 mD; A FP-3 é composta de calcirruditos de pelecípodes com conchas gorossas e espessas

associados a calcirruditos com matriz micrítica. Possui baixa permeabilidade, variando entre 2 e 20 mD;

A FP-4 é litologicamente constituído de calcirruditos de pelecípodes com matriz de calcarenitos bioclásticos peloidais, possuindo as mais baixas permeabilidades, inferiores a 2 mD.

- 22 - Castro (2006) sintetizou o conhecimento acumulado sobre este trend petrolífero, no que diz respeito ao campo de Pampo em particular, destaca-se a falha antitética de Pampo. Esta possui um caráter sin sedimentar que fica evidente no mapa de isópacas da fácies-perfil FP-2 de Horschutz & Scuta (1992; figura 17), onde se nota um maior espessamento da zona porosa no bloco baixo da falha de Pampo. Castro (2006) destacou a importância da tectônica sin sedimentar para o desenvolvimento da porosidade secundária nas coquinas. O autor sugeriu que os falhamentos funcionaram como caminhos para a água meteórica, responsável pela dissolução carbonática durante a discordância subaérea pré-Alagoas.

Figura 18 Mapa de isópacas e seção estratigráfica da fácies-perfil FP-2 na sub-zona VI-A, campo de Pampo, Horchutz & Scuta (1992).

- 23 -

6. RESULTADOS

6.1.

Estratigrafia da Bacia em Pampo

Uma primeira análise da estratigrafia da bacia, no Campo de Pampo, foi feita através da seção estrutural entre dois poços. Estes estão situados nas extremidades leste e oeste do campo de Pampo, respectivamente os poços 3PM-0023-RJS e 1RJS-0181-RJ, como pode ser visto no mapa de localização das seções confeccionadas neste trabalho (Figura 19). O intuito desta correlação é de reconhecer as formações descritas na literatura pela análise dos dados de perfil de poço.

Figura 19 Mapa de localização das seções elaboradas.

Na figura 20 pode-se notar que há um alto relativo do embasamento para leste, o que pode ser a causa da ausência da Formação Retiro no poço 3PM-0023-RJS. Entretanto, após a deposição da Supersequência Rifte, observa-se uma inversão estrutural na Bacia, e o mergulho regional muda para a direção leste. Também fica evidente a erosão, ou a não deposição, da Formação Outeiro a oeste do campo, aonde o Gupo Campos recobre discordantemente a Formação Quissamã.

24 -Fig u ra 20 Se ção es tru tur al A A '

- 25 -

6.2.

Análise tectono-estratigráfica

A calibração do poço 7PM-0005-RJS foi feita com base em resultados publicados nos trabalhos de Horchutz & Scuta (1992), no qual os autores utilizaram amostras de testemunhos deste mesmo poço para determinar a permoporosidade nos reservatórios de coquinas da Formação Coqueiros. Assim os cortes de porosidade deste trabalho tem sustentação em dados petrofísicos calculados por estes autores. Para isso foi feito o reconhecimento das subzonas estabelecidas por Baugarten et. al, 1988 (figura 21).

Figura 21 Esquema da correlação entre os dados do poço 7PM-0005-RJS e os dados petrofísicos publicados po Horschuts & Scuta, 1992.

Quatro seções estruturais foram confeccionadas (B-B’, C-C’, D-D’ e E-E’) para correlacionar o Gr. Lagoa Feia, em uma escala 1:2.000. Duas seções paralelas à linha de costa (strikes), uma em cada bloco de falha de Pampo e duas perpendiculares à falha, como pode ser visto na figura 19.

- 26 - Foram feitas três seções estratigráficas (B-B’, C-C’ e D-D’) uma no bloco alto, uma no bloco baixo da falha de Pampo, e a última transversal a estas, atravessando a estrutura de Pampo. O objetivo destas seções é o de detalhar a cronoestratigrafia da coquina-reservatório. Os dados estratigráficos como topo, base e espessura da coquina-reservatório, e estruturais como topo do reservatório e contato óleo-água podem ser vistos na tabela 3. Dois mapas foram gerados, estrutural do topo do reservatório e o de isópaca da coquina inferior (Figuras 22 a e 22 b, respectivamente).

Tabela 3 Tabela de dados estruturais e estratigráficos de cada poço.

Poço Reclassificação KB TOPO RES. BASE RES. ESPESSURA

1RJS-0181-RJ Produtor subcomercial 11 -2809 -2931 -122 3PM-0002-RJS Extensão produtor 15 -2901 -3020 -119 3PM-0003-RJS Extensão produtor 12 -2871 -2962 -91 3PM-0004-RJS Extensão produtor 11 -2835 -2944 -109 3PM-0012-RJS Produtor subcomercial 27 -2956 -3137 -181 3PM-0023-RJS Extensão produtor 11 -2939 -3042 -103 3RJS-0159-RJ Extensão produtor 16 -2724 -2830 -106 3RJS-170-RJ Extensão produtor 25 -2779 -2865 -86 4RJS-0055-RJ Descobridor de nova jazida com óleo 13 -2854 -2991 -137 4RJS-0062-RJ Seco sem indícios de petróleo 15 -2961 -3133 -172 4RJS-0235-RJ Produtor subcomercial 11 -2889 -3015 -126 7PM-0005-RJS Desenvolvimento prod. 55 -2955 -3084 -129

Figura 22 em a: mapa de contorno estrutural do topo do reservatório; em b: mapa de isópacas do reservatório

- 27 - Da análise das seções estruturais e estratigráficas (Figuras 23 e 24, respectivamente) situadas no bloco alto da estrutura de Pampo (BB’) destacam-se os seguintes pontos:

ƒ As espessuras do reservatório são as menores do campo, com 85 e 90m, respectivamente, nos poços 3RJS-0170-RJ e 3PM-0003-RJS;

ƒ O poço 3RJS-0170-RJ é o de posição estrutural mais alta: ao nível do topo do reservatório está quase 120m mais alto que o poço mais baixo (3PM-0002-RJS). Praticamente em todos os poços o intervalo de calcário-coquina assenta-se diretamente sobre o basalto-substrato do alto de Pampo; a exceção é o 3PM-0003-RJS, com quase 40 m de sedimentos siliciclásticos que antecedem a coquina (figura 23);

ƒ Confirma-se o contato óleo-água único em todos os poços, adotado pela Petrobrás, com aproximadamente -2945, como pode ser visto nos poços 0003-RJS e 3PM-0002-RJS, nos outros dois, inclusive o 3PM-0004-RJS, há condições de todo o intervalo de coquina (porosa) estar com óleo.

ƒ Marcos de folhelhos capeiam abruptamente o topo do reservatório nos poços 3RJS-0170-RJ e 3PM-0003-RJS, como visto na figura 23, enquanto que nos outro dois (com maior destaque para o poço 3PM-0002-RJS) a passagem reservatório-selante é gradual;

ƒ Um marco argiloso (aqui denominado X) divide a coquina em dois intervalos. Nos poços 3PM-0003-RJS e 3PM-0002-RJS, no intervalo superior destacam-se dois ciclos de folhelhos sucedidos por carbonatos, (tipo funil), enquanto abaixo do marco de folhelho a coquina é praticamente a única litologia; com isso o intervalo analisado reflete um ciclo lacustre retrogradante. Nos outros poços, e principalmente o 3RJS-0170-RJ, os dois intervalos são caracterizados pelos ciclos folhelho- carbonatos, refletindo condições deposicionais cíclicas bastante estáveis (Figura 24);

28 -Fig ura 23 Se ção es tru tur al BB '.

29 -Fig u ra 24 Se ção es tra tig rá fi ca B B '.

- 30 - Em relação às outras seção localizada no bloco baixo da estrutura (CC’, figuras 25 e 26), pode-se observar:

ƒ Pelo contesto de baixo estrutural, aqui está preservado um registro mais completo da seção pós-reservatório, incluindo a coquina superior capeando o marco de folhelho (destacado em verde). Dois ciclos maiores de calcários e folhelhos lacustres, totalizando 40m de espessura, realçam a condição retrogradante–transgressiva da coluna analisada. A espessura é maior no poço 3RJS-0159-RJ, aproximadamente 50m, o que é paradoxal, considerando o grande alto representado por este poço, figuras 25 e 26.

ƒ A base da coquina está a -2830m , pelo menos 100m acima do contato óleo-água do campo (-2945), como visto na figura 25;

ƒ A seção estrutural (figura 25) revela o grande alto representado polo poço 3RJS-0159-RJ, aproximadamente 200m acima do poço 7PM-0005_RJS. A espessura da coquina alcança 170m nos poços 4RJS-0055-RJ e 7PM-0005-RJS.

ƒ O contato mergulha para norte, assim como o topo do reservatório, mesma tendência já manifestada no bloco alto. O poço 3RJS-0159-RJ, por sua s semelhanças com os poços 3RJS-0170-RJ e 3PM-0004-RJS da seção BB’, inclusive ciclicidade folhelho calcário, sugere uma província lacustre estável na área sul, sugere-se mesmo um horst NE-SW passando entre os altos 3RJS-0159-RJ - 3RJS-0170-RJ e o baixo 4RJS-0055-RJ (Figura 25)

ƒ Voltando a figura 25, estaca-se que o marco x, aparentemente marca uma inversão. Os poços 4RJS-0055-RJ e 7PM-0005-RJS, exibem espessamento maior abaixo do marco X, enquanto isso, acima deste marco o espessamento é maior nos poços 3RJS-0159-RJ e 4RJS-0235-RJ.

31 -Fig ura 25 Se ção es tru tur al CC '

32 -Fig u ra 26 Se ção es tra tig rá fi ca C C '

- 33 - Conectando os blocos baixo e alto da estrutura de Pampo, a seção CC’ (figuras 27 e 28), detalha as características do reservatório por meio dos poços 4RJS-0055-RJ (bloco baixo) e 3RJS-0170-RJ (bloco alto).

As espessuras presentes variam entre 140 e 90m, respectivamente. No alto do 3RJS-0170-RJ, a zona-reservatório da coquina compreende cinco ciclos-folhelho calcário (padrão de funil obsarvado no registro de raio-gama), em alguns casos voltando a folhelho (funil seguido de sino). Os dois ciclos superiores ocorrem acima do marco X, e o terceiro imediatamente abaixo do mesmo. Os dois ciclos inferiores ocorrem sobre o substrato basáltico no poço 3RJS-0170-RJ, enquanto que no bloco baixo, sobrepõe-se sobre uma descontinuidade estratigráfica (ver perfil de raio-gama a 2943 nas figuras 26), na mesma profundidade do contato óleo-água do poço 4RJS-0055-RJ (-2930). ƒ Assim destaca-se o notável controle estratigráfico do reservatório em camadas, com

potencial para produzir em seis subzonas. Mas há o problema diagenético no reservatório. Baixas porosidades podem ocorrer nestas subzonas. Na figura 25, nota-se no poço 4RJS-0055-RJ uma porosidade inferior a 8% no ciclo intermediário. O mesmo perfil RHOB, indica melhores valores da porosidade, em torno de 13% (densidade 2,5 g/cm3), no poço 4RJS-0055-RJ e 19% (densidade 2,6g/cm3), reforçando a melhor condição deposicional-diagenética do bloco alto.

- 34 -

35 -Fig u ra 28 Se ção es tra tig rá fi ca D D '

- 36 -

6.3.

Interpretação Sísmica

A análise dos dados sísmicos permitiu visualizar as estruturas geológicas características no horizonte correspondente ao Grupo Lagoa Feia, pertencentes à fase Rifte da Bacia de Campos. É possível observar duas famílias de falhas diferentes; a primeira associada à fase rifte da bacia é marcada por falhas normais, principalmente no embasamento. Os horizontes acima do andar Aptiano pouco ou nada se deslocaram, possuindo pouco rejeito o que pode caracterizar uma tectônica sin-sedimentar, baseado no crescimento da sequência ao lado das falhas. Acima do horizonte associado ao topo do Grupo Lagoa Feia ocorre um predomínio de falhas normais associadas halocinese, com importantes estruturas de rollover. Estas feições podem ser vistas nas figuras 29, 30 e 31, nas quais o horizonte azul representa o topo do Grupo Lagoa Feia e o horizonte laranja a base deste mesmo grupo.

Sobre as linhas sísmicas 2D foram mapeadas estes mesmos horizontes o que auxiliou na identificação dos mesmos na região do cubo sísmico. Por possuírem um caráter regional, e extrapolarem a área do Campo de Pampo, não foram gerados mapas de contorno estrutural do campo.

Figura 29 Crossline 1378. Em laranja está o horizonte correspondente ao embasamento, em azul o topo do Gr. Lagoa Feia.

A falha de Pampo, interpretada na figura 29, é marcada por um alto proeminente do embasamento. É possível notar um espessamento do Grupo Lagoa Feia no bloco baixo da

- 37 - falha, evidenciando seu caráter sin-deposicional. Esta estrutura fica claramente visível nas seções crossline do cubo sísmico, como nas figuras 28 e 29. Nota-se um acentuado espessamento do Gr. Lagoa Feia para noroeste do campo. Entretanto, esta falha não afeta os horizontes superiores. Ao norte e a sul pode-se observar outras duas importantes falhas, que atravessam os horizontes superiores, entretanto a de maior rejeito está a sul do campo e marca a estrutura mais evidente no mapa de contorno estrutural em tempo do topo do Grupo Lagoa Feia (Figura 31). Considerando que a espessura da lâmina d’água é praticamente a mesma em todo o campo, o mapa de contorno estrutural em tempo apresenta contornos próximos ao que seriam estas feições dentro da Bacia.

Figura 30 Crossline 1448, evidenciando o alto do embasamento associado à falha de Pampo (em vermelho)

Figura 31 Inline 1274 evidenciandoevidenciando o acentuado espessamento do Gr. Lagoa Feia a leste da área

- 38 - O mapa de contorno em tempo do topo do Gr. Lagoa Feia foi feito no software Petrel depois de exportar os horizontes mapeados no Geographix em arquivos no formato ASCII. Estes foram carregados, gerando uma superfície de contorno estrutural em tempo duplo (Figura 31). Nele pode-se notar que ocorre um mergulho regional do topo do Gr. Lagoa Feia para leste, como mostrado na figura 31 na área central do mapa, onde se localizam os poços. Nota-se uma maior semelhança com o mapa estrutural visto na figura 27a.

Figura 32 Mapa de Contorno estrutural em tempo do topo do Gr. Lagoa Feia.

-2100 -2100 -2100 -2100 -2 100 -2400 -2250 -2250 -1₉₅₀ -1950 -1950 -2250 313000 314000 315000 316000 317000 318000 319000 320000 321000 322000 323000 313000 314000 315000 316000 317000 318000 319000 320000 321000 322000 323000 7472000 7473000 7474000 7475000 7476000 7477000 7478000 7479000 7480000 7481000 7482000 7472000 7473000 7474000 7475000 7476000 7477000 7478000 7479000 7480000 7481000 7482000 0 500 1000 1500m 1:62500 -2490 -2460 -2430 -2400 -2370 -2340 -2310 -2280 -2250 -2220 -2190 -2160 -2130 -2100 -2070 -2040 -2010 -1980 -1950 -1920

Elev ation time [ms]

Brasil Bacia de Campos Campo de Pampo

Topo Gr. Lagoa Feia User name Date

WS LISG 1 11/09/2012

- 39 - Para a confecção dos mapas de atributos sísmicos foram calculados os atributos volumétricos cubo sísmico carregado no Petrel. Os valores destes atributos foram extraídos sobre a superfície gerada pelo horizonte mapeado.

O mapa de Structural Azimuth, apresenta de forma clara os alinhamentos das principais falhas, em azul (Figura 33). Ficam claras as falha que define o horst onde está o poço 3RJS-0159-RJ. Também pode-se notar dois fortes alinhamentos NE-SW, o que está localizado no centro da área se relaciona a Falha de Pampo, entretanto esta falha não é apresentada no mapa pois o rejeito observado no topo do Grupo Lagoa Feia é inferior a resolução do dado sísmico, embora esta falha delimita o reservatório principal apresentando rejeitos importantes em toda a sequência do Grupo Macaé.

Figura 33. Mapa de Structural Azimuth do topo do Gr. Lagoa Feia; em vermelho a localização da falha de Pampo.

- 40 - Vários atributos volumétricos estratigráficos foram testados na tentativa de se obter um mapa com a distribuição da permoporosidade no campo de Pampo. Na figura 34 é mostrado o mapa de Impedância Acústica Relativa, onde se pode observar uma distribuição de altos valores de impedância acústica associados às áreas mais baixas. Nota-se que os maiores valores de impedância acústica se localizam nas áreas de maior espessura do reservatório carbonático, coincidindo com a região de maior produção do campo (anomalia amarela na figura 34).

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7. CONCLUSÕES E DISCUSSÕES

O Campo de Pampo está situado na extremidade sudeste do trend Badejo-Linguado-Pampo, para onde o espesso intervalo siliciclástico do ciclo inferior acunha-se, e o carbonato-coquina sobrepõe-se diretamente ao embasamento. A ausência do terceiro ciclo, truncado pela discordância pré-Grupo Macaé (Albiano), também é consequência da condição distal e mais alta de Pampo.

As seções estratigráficas paralelas à linha de costa mostram um importante marco estratigráfico (aqui chamado de X) que divide a coquina inferior em duas. Abaixo deste marco está o melhor reservatório do campo (aqui chamado de W), este é representado por um espesso pacote de coquinas, com até 145m de espessura no poço 7PM-0005-RJS. Para sul, este reservatório possui grande ciclicidade, com corpos de folhelhos intercalados à coquina. Para norte do campo a coquina aparece limpa, com os melhores valores de porosidade (até 30%), entretanto na maioria dos casos estes reservatórios não estão preenchidos com óleo. Acima do marco X pode-se determinar dois reservatórios, Y e Z, ambos com valores médios de porosidade, mas mais constantes do que no reservatório inferior.

Pode-se notar nas seções estruturais e no mapa estrutural do topo do reservatório um mergulho regional das camadas para norte do campo com a presença de um proeminente horst situado a sul da área, marcado pelos poços 3RJS-0159-RJ, no bloco baixo, e 3RJS-0170-RJ, no bloco alto. Além disso, as seções estruturais mostram um contato óleo-água único para o campo, o mesmo adotado por Horschutz & Scuta (1992), de aproximadamente -2945m. O mapa estrutural indica uma forma curvilínea para a falha de Pampo, revelando uma forma sinclinal para o bloco baixo, enquanto que para o bloco alto nota-se uma forma anticlinal. Ambas as estruturas possuem o mesmo mergulho regional para norte.

O mapa de isópacas da coquina-reservatório mostra a importância da estrutura de Pampo na sedimentação da Formação Coqueiros, com menores espesuras a sudeste e maiores a nordeste. Este mapa coincide com o mapa de Horschutz & Scuta (op. cit.), considerando a diferença de escala e o fato de o intervalo mapeado pelos autores estar contdo no intervalo aqui mapeado (figura 35). A crono-correlação W-E de dois poços (4RJS-0055-RJ e 3RJS-0170-RJ) nos blocos baixo e alto respectivamente revela cinco ciclos de folhelho-coquina, com porosidade variável da coquina reservatório. O intervalo superior apoia-se sobre o substrato ígneo no poço 3RJS-0170-RJ, enquanto que no poço mais baixo (4RJS-0055-RJ) o intervalo inferior é maciço (coquina pura). O contato óleo-água coincide com a base do

- 42 - intervalo superior cíclico, em ambos os poços, indicando o controle estratigráfico da formação.

Figura 35Comparação entre o mapa de isópacas do reservatório obtido neste trabalho (a) com o de isópacas da subzona IVB (b) de Horschutz & scuta(1992) .

A falha antitética de Pampo (aproximadamente N-S) segmenta a estrutura em blocos. E pode ser visualizada nos mapas estruturais gerados tanto com os dados de poço como com os dados sísmicos. Podemos concluir que mesmo com a diferença de escala dos métodos sísmicos e de poços os resultados são próximos, como pode ser visto na figura 36.

Figura 36 Comparação entre os mapas estruturais obtidos com os dadode poço (em a) e com dados sísmicos (em b).

- 43 -

8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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