Análise faciológica e petrográfica com ênfase nos mecanismos deposicionais dos arenitos de idade campaniano (neocretácio), no campo de Uruguá - Bacia de Santos

A Bacia de Santos é uma das maiores bacias offshore do Brasil e as rochas do Campaniano, no Campo de Uruguá, correspondem a importantes reservatórios de hidrocarbonetos atualmente em produção. A integração entre os conhecimentos pré-existentes desta seção estratigráfica e a formulação de um modelo de fácies (baseado na interpretação dos mecanismos deposicionais) contribuirá com a exploração e a caracterização de reservatório nesta área. Para isso foi utilizado o método de descrição de testemunho, elaboração de perfis estratigráficos, associação e análise de fácies, descrição microscópica de lâminas delgadas, análise de petrofácies e das características permoporosas. Este estudo foi feito com um testemunho de sondagem de 18,63 m e 26 lâminas delgadas referentes a 5 poços do campo exploratório em questão. Com base nestas análises acredita-se que o mecanismo deposicional possa estar relacionado a correntes de fundo, as quais teriam atuado após a deposição dos sedimentos à partir de fluxo gravitacional. Estas correntes de fundo geraram estruturas sedimentares típicas deste mecanismo deposicional. Tais estruturas se encontram muitas vezes descaracterizadas devido à presença marcante da bioturbação. Quanto à qualidade deste reservatório, percebe-se que onde a bioturbação é incipiente ou até nula a qualidade permoporosa é maior. A presença de clorita diagenética também atua na redução da qualidade do reservatório.The Santos Basin is one of the largest offshore brazilian basin and the Campanian rocks, in the Uruguá field, correspond to an important hydrocarbon reservoirs now a day in production. The integration among the pre-existing know-how of this stratigraphic section and the formulation of a facies model (based on the interpretation of depositional mechanism) will contribute with the exploration and characterization of the reservoir on this area. Was used for this core description, stratigraphic profile, facies analysis and facies association, microscopic description of thin section, petrofacies analysis and petrophyisical characteristics (permeability and porosity); the study was made in the core of 18.63m and twenty-six thin section referring to 5 field under exploratory. Based on these analyses, it is believed that the deposition mechanism may be related to bottom currents, which would be acting after the sediment deposition from the gravity flow. These bottom currents have generated sedimentary structures typical of this depositional mechanism. Such structures are often uncharacterized due to the strong presence of bioturbation. According to the quality of this reservoir, can be note that where the bioturbation is incipient of even null permeability and porosity quality is higher. The presence of the diagenetic chlorite also acts on the reduction the quality of the reservoi