Análise de potencial gerador e acumulações dos sistemas petrolíferos da porção sudoeste da Bacia de Campos - Habermann, Leonardo [UNESP] (Universidade Estadual Paulista (Unesp), 2019)
A maioria dos estudos que abordam os sistemas petrolíferos da Bacia de Campos se restringe a análises de âmbito regional, enfocando a delimitação de áreas propícias à geração de hidrocarbonetos. Neste contexto, o presente trabalho visa apresentar uma avaliação qualitativo-quantitativa, em escala local, dos sistemas petrolíferos identificados na porção sudoeste da Bacia de Campos, representada por oito campos petrolíferos. Inclui a caracterização petrofísica e dos mecanismos responsáveis pela formação dos principais plays locais, bem como a delimitação dos pod’s de geração e estimativa do volume de hidrocarbonetos gerados. O banco de dados utilizado consiste nos perfis geofísicos e pastas de 45 poços, bem como 50 linhas 2D, totalizando 876 km lineares de dados sísmicos. Para o desenvolvimento deste trabalho, foi elaborado o Modelo Estratigráfico-Estrutural da região, que inclui: interpretação e correlação dos níveis estratigráficos e elaboração de seis seções estruturais; correlação rocha – perfil para delimitação dos possíveis intervalos geradores; análise petrofísica e avaliação da rocha geradora; e interpretação do arcabouço sismoestratigráfico. Em seguida, utilizou-se um modelo de velocidades para conversão tempo - profundidade das feições delimitadas nos dados 2D, possibilitando a confecção dos mapas de contorno estrutural e isópacas, em profundidade, para os níveis estratigráficos de interesse. A segunda etapa, denominada Análise de Sistemas Petrolíferos, envolve a delimitação dos pod’s de geração locais, com base em dados de isópacas, contorno estrutural, COT e gradiente geotérmico, comparados a estudos tradicionais acerca do tema. Estes dados são então utilizados para o cálculo do volume de hidrocarbonetos gerados. O Modelo Estratigráfico-Estrutural permitiu identificar três sistemas petrolíferos: Lagoa Feia/Coqueiros – Lagoa Feia/Coqueiros (!), Lagoa Feia/Coqueiros – Quissamã (!) e Lagoa Feia/Coqueiros – Carapebus (!), este último subdividido em três idades (Cretáceo Superior, Eoceno Médio e Oligoceno Inferior). O intervalo gerador (Coquina Superior) apresenta valores de COT entre 0.52 e 2.1%, espessuras entre 30 e 120 m, além de valores de R0 entre 0.33 e 0.63. Com base na integração dos dados obtidos e trabalhos selecionados, foram estabelecidos dois cenários de geração: o primeiro (P50) inclui o intervalo da Coquina Superior abaixo de 3500 m, representando todo o extremo leste da região estudada, enquanto o segundo (P90) considera geradoras apenas as rochas situadas abaixo de 4000 m, equivalentes a áreas ao extremo ENE dos campos. O volume de hidrocarbonetos calculado para o P50 foi de 9.5 x 108 boe, ao passo que o P90 resultou em 8.05 x 106 boe. Estes montantes representam, respectivamente, apenas 12.7% e 0.11% do volume in place estimado para os campos estudados, evidenciando o baixo potencial gerador local. Em relação aos reservatórios, destacam-se os carbonatos da Formação Quissamã, com Ф entre 21 e 29% concentradas em altos estruturais, indicando predomínio de mecanismos estruturais na formação deste tipo de oportunidade exploratória. Em contrapartida, uma associação entre fatores estratigráficos (variação faciológica, presença de superfície erosiva) e estruturais (horsts e feições dômicas locais) controlam a distribuição dos principais plays associados aos turbiditos eocênicos e oligocênicos, cuja Фe varia entre 16 e 24%, e as médias de Net to gross situam-se entre 65 e 98%.

Nowadays, most of the petroleum systems studies performed on Campos Basin are related to regional scale, but the local hidrocarbon generation has not been studied until now. This work aims to present a qualitative-quantitative evaluation, on a local scale, of the petroleum systems identified in the Southwest portion of Campos Basin. It includes petrophysical characterization and description of the main elements responsible for the presence of eight oil fields on the evaluated area’s as well as the delimitation of possible active pods and volumetric estimation of local hydrocarbons generated. The database includes well logs and well folders from a total of 45 wells, in addition to 50 2D seismic lines that were interpreted, in a total of 876 linear km analyzed data. The study began with the construction of the Stratigraphic-Structural Model for the region, which includes: geophysical interpretation and correlation of the stratigraphic data, resulting in six structural sections; rock - profile correlation for possible hydrocarbon generating intervals; petrophysical analysis and evaluation; and interpretation of the seismostratigraphic framework. Then, a velocity model was used for time - depth conversion, wich enables obtaining the structural and isopach maps, in depth scale, for the main stratigraphic horizons. The second stage, defined as Petroleum System Analysis, involves the delimitation of local active pod’s, based on isopach and structural maps, TOC and geothermal gradient, compared to traditional studies performed on the subject. These data were used to calculate the volume of hydrocarbons generated. The Stratigraphic-Structural Model allowed to confirm three petroleum systems: Coqueiros - Coqueiros (!), Coqueiros - Quissamã (!) and Coqueiros - Carapebus (!), the latest mentioned subdivided in three main ages (Upper Cretaceous, Middle Eocene and Lower Oligocene). The local source rock (Coquina Superior) presents TOC values between 0.52 and 2.1%, thicknesses between 30 and 120 m, besides values of R0 between 0.33 and 0.63. Based on the integration of the analized data and previous works, two generation scenarios were established: the first one (P50) includes the Coquina Superior interval below 3500 m, representing the entire eastern portion of the studied region, while the second (P90) considers source rocks only those located below 4000 m, equivalent to areas at the extreme ENE of the oil fields. The volume of hydrocarbons calculated for the P50 was 9.5 x 108 beo, whereas P90 resulted in 8.05 x 106 beo. These amounts represent, respectively, only 12.7% and 0.11% of in place volume estimated for the studied oil fields, evidencing the low source potential over this area. Concerning the reservoirs, carbonates of the Quissamã Formation were characterized in Ф between 21 and 29% concentrated in strucutural highs, indicating predominance of structural mechanisms in the formation of this type play. In contrast, an association between stratigraphic factors (faciological variation, presence of erosive surface) and structural factors (horsts and local domic features) controls the distribution of main drilled opportunities in Eocene and Oligocene turbidites, associated with Фef between 16 and 24%, and average and Net to gross between 65 and 98%.
Analysis of source rock potential and hidrocarbon accumulations of the Petroleum Systems in Southwest portion of Campos Basin
Keywords: Bacia de Campos; Interpretação sísmica; Pod de geração; Sistemas petrolíferos; Volume de hidrocarbonetos; Campos basin; Petroleum systems; Pod of source rock; Seismic interpretation; Volume of hydrocarbon