Reservatórios carbonáticos profundos do Eo/Mesoalbiano da Bacia de Santos

Resumo

O Campo de Tubarão, descoberto em 1988 pelo poço pioneiro I-PRS-4, foi a primeira acumulação comercial de hidrocarbonetos descoberta nos calcários do Eo/Mesoalbiano da Bacia de Santos. Estes calcários, pertencentes à Formação Guarujá Inferior, representam o primeiro registro sedimentar marinho da bacia. O detalhamento faciológico de Tubarão permitiu identificar vários tipos litológicos que englobam grainstones e packstones oolíticos e oolíticos/oncolíticos e packstones e wackestones peloidais. Estes tipos faciológicos se ordenam de várias maneiras em ciclos shoalig-upward. As fácies com textura grainstone representam a unidade superior de um ciclo e as com textura wackestone, a unidade basal. O Campo de Tubarão, estudado neste trabalho nas duas zonas de produção, B1 e B2, apresenta dois aspectos importantes. Um é o controle faciológico na qualidade do reservatório, com a preservação da porosidade somente nas fácies de alta energia deposicional (grainstones) e o outro relaciona-se à diagênese. A intensa atividade meteórica a que foram submetidos os reservatórios da zona 81 obliterou parcialmente a porosidade original dos grainstones, ocasionando um domínio de micro porosidade, que se reflete em baixos valores de permeabilidade. Os reservatórios da zona 82 passaram diretamente da diagênese marinha para a de subsuperfície, o que causou um domínio de macro porosidade e, conseqüentemente, altos valores de permeabilidade. O mais notável é que os dois reservatórios apresentam hoje valores de porosidade praticamente iguais. O controle da acumulação se deu, portanto, pela ocorrência de fácies de alta energia e pela atuação da diagênese que, conjuntamente com a migração precoce dos hidrocarbonetos para a estrutura, propiciaram a preservação da porosidade primária interpartícula em profundidades superiores a 4 500 m.