Determinações Mineralógicas e Petrofísicas em Carbonatos da Bacia São José do Itaboraí, Rio de Janeiro, Brasil

R.X Meneses,J.C Mendes,P.F Rocha

doi:10.11137/2018_1_28_35

Abstract

The Sao Jose do Itaborai basin is a closed elliptical depression wedged on rocks of the crystalline basement whose formation is associated with the development of the continental rift system of southeast Brazil. The basin was filled mainly by carbonatic sediments and travertine is the predominant facies. Mineralogical studies using transmitted light, X ray diffraction and MEV/EDS together with porosity and permeability measures were done in the travertine as well as in the subordinate lithofacies carbonatic breccias and oolitic grainstone, aiming the assessment of the porosity system of carbonates. The investigation in these facies pointed out density values ranging from 2.66 to 2.70 g/cm 3 and low to very low porosity and permeability rates, minor than 2.5% and 0.2 mD, respectively. The main reasons for such too low values are the strong degree of cementation of the rocks united with calcite recrystallization, alteration of silicate minerals and filling of porous by diagenetic minerals. This work shows that the flow of fluids in reservoir rocks may be better understood when using mineralogical tools combined with petrophysical determinations.

Highlights

Determinações Mineralógicas e Petrofísicas em Carbonatos da Bacia São José do Itaboraí, Rio de Janeiro, Brasil Renato Xavier Meneses; Julio Cezar Mendes; & Paula Ferrucio da Rocha
Bergqvist et al (2009) agruparam as associações de fácies presentes na Bacia de São José de Itaboraí em três sequências estratigráicas, o que se encontra resumido na Tabela 1
As determinações petrofísicas convencionais foram realizadas em plugs de 2,5 cm de diâmetro confeccionados a partir de amostras de rochas carbonáticas coletadas na Bacia de São José de Itaboraí

Summary

Introdução

Considerável proporção da produção mundial de petróleo encontra-se em rochas reservatório carbonáticas, como é o caso campo petrolífero de Ghawar, na Arabia Saudita, que tem produção de 5 milhões de barris de petróleo/dia. Estudos que combinem descrições de textura e mineralogia de carbonatos com suas propriedades físicas (e.g. porosidade e permeabilidade) podem vir de fato contribuir com o entendimento relacionado às condições mais propícias para que uma rocha carbonática venha a acumular óleo. Uma compreensão mais clara de dados de permeabilidade e porosidade passa pelo conhecimento detalhado da estrutura dos poros, que pode ser obtido através de técnicas de determinação mineralógica e de imageamento (Meneses, 2012; Meneses et al, 2013; Carvalho et al, 2013). Considerando-se a importância dos estudos mineralógicos e físicos para a avaliação do potencial de produção de óleo e gás em rochas reservatório, este trabalho trata de estudo de caso em rochas carbonáticas da Bacia São José do Itaboraí, uma pequena bacia de idade Cenozoica (Paleoceno), aonde não há indícios de ocorrência de óleo ou gás

Geologia da Bacia São José do Itaboraí

Materiais e métodos

Porosidade e as Rochas Carbonáticas

Resultados e Discussões

Agradecimentos

Referências