Sistemas petrolíferos e modelos de acumulação de hidrocarbonetos na Bacia de Santos

Abstract

Resumo A Bacia de Santos foi formada a partir de processos de rifteamento durante a separação afroamericana, no Mesozóico. A acumulação de sedimentos ocorreu inicialmente em condições flúvio-lacustres, passando posteriormente por estágio de bacia evaporítica e evoluindo para uma bacia de margem passiva. A análise do potencial do sistema petrolífero da bacia possibilitou identificar dois sistemas petrolíferos: Guaratiba-Guarujá e Itajaí-Açu-Ilhabela. A Formação Guaratiba, principal geradora, ainda é pouco conhecida na bacia devido à existência de poucos poços. Por analogia à congênere e vizinha Bacia de Campos, os óleos de origem salina foram gerados a partir de rochas depositadas em ambiente lacustre salino durante o Aptiano. Tal analogia foi confirmada pelas análises de amostras de óleo de alguns poços. Nestas análises também foi identificada a contribuição de óleo de origem marinha, indicando que a rocha geradora Itajaí-Açu (Cenomaniano-Turoniano) está na janela de geração, especialmente nos baixos estruturais gerados pela halocinese. Os modelos de acumulação consideram Formação. Guaratiba como o principal gerador de hidrocarbonetos para reservatórios calcareníticos plataformais da Formação Guarujá e turbiditos (desde Albiano Superior até o Mioceno), bem como siliciclásticos e carbonáticos da fase rifte. A migração ocorre através de falhas, janelas de sal e carrierbeds. O selo é formado por folhelhos e calcilutitos intraformacionais, além da espessa camada de evaporitos que pode contribuir como selo para a seção rifte, especialmente em águas profundas. A grande espessura das seções do Cretáceo Médio e Superior é responsável pela sobrecarga, contribuindo significativamente para a geração e expulsão de hidrocarbonetos neste período. As trapas são do tipo estruturais (rollovers e casca-detartaruga), estratigráficas (pinch-outs de corpos arenosos) e mistas (pinch-outs de turbiditos contra a parede de domos salinos).

Speculative petroleum systems of the Punta del Este Basin (offshore Uruguay)

“…An advantage of this petroleum system is that it has been proven in several basins of the South Atlantic (Coward et al 1999, Chang et al 2008, Mello et al 2012, Beglinger et al 2012, and according to the geological model, its presence in the Punta del Este Basin is highly probable. However, reservoir depth is rather high (>3,000 m rock depth).…”

Seismic expression of depositional elements associated with a strongly progradational shelf margin: northern Santos Basin, southeastern Brazil

“…The emplacement of MTDs over sandrich turbidites has relevance for oil exploration, as potential reservoirs (turbidites) are capped by potential seals (muddy MTDs). The sandy turbidites of the Eocene were previously recognized as good reservoirs (Moreira & Carminatti, 2004;Chang et al, 2008), and oil shows associated to these deposits were detected in some wells. However, Moreira & Carminatti (2004) do not consider the MTDs as good seals due to the presence of compressive structures such as thrust faults that reduce sealing capacity (e.g., Bull et al, 2009;Posamentier & Martinsen, 2011;Alves et al, 2014;Fig.…”

Geochemical and Chemostratigraphic Assessment of the Albian-Oligocene Interval of the Northern Portion of Santos Basin

“…The calcilutites associated with organisms from neritic environments signal a strong subsidence in the carbonatic platform (Chang et al, 2008). Marine shales from deeper waters cover the shallow water marls that overlie the proximal sandstones.…”