Fácies, propriedades petrofísicas e geoquímicas em análogos a reservatórios heterogêneos do grupo Itararé, Bacia do Paraná

Orientador: Prof. Dr. Carlos Conforti Ferreira GuedesCoorientador: Prof. Dr. Fernando Farias VeselyDissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Ciências da Terra, Programa de Pós-Graduação em Geologia. Defesa : Curitiba, 27/03/2019Inclui referências: p.79-83Área de concentração: Geologia ExploratóriaResumo: Estudos de análogos de reservatórios são utilizados visando o melhor entendimento da distribuição espacial das suas propriedades, já que muitas características de reservatórios não permitem a observação direta devido a sua profundidade e limitações dos dados de subsuperfície. A Bacia do Paraná possui dois sistemas petrolíferos com potencial para geração e acumulação de hidrocarbonetos. O Grupo Itararé, pelo histórico de exploração, é o melhor alvo exploratório da bacia, pois possui espessos intervalos de arenitos com qualidade de reservatório moderada a boa e também por estar em contato direto com os folhelhos devonianos da Formação Ponta Grossa, rochas geradoras de gás. Contudo, os reservatórios são altamente complexos devido ao seu ambiente de sedimentação ter sido dominado por fluxos gravitacionais com influência glacial. Com o objetivo de ampliar o conhecimento sobre o potencial de reservatório do Grupo Itararé, bem como o entendimento de suas heterogeneidades, esse estudo visa preencher a lacuna de dados quantitativos em análogos e a correlação entre os dados petrofisicos, fácies e associações de fácies, utilizando dados de testemunhos e afloramentos nas regiões de Mafra e Doutor Pedrinho, Santa Catarina. Foram analisadas fácies sedimentares com o intuito de avaliar as heterogeneidades presentes nas sucessões arenosas de forma a integrar dados de superfície e subsuperfície, e compreender a continuidade lateral de acordo com as correlações estratigráficas. Foram utilizados equipamentos como, gamaespectrômetro, fluorescência de raios-x portátil e minipermeâmetro para aquisição dos dados petrofísicos e geoquímicos. Descrições sedimentológicas e petrografia também foram realizadas. Como resultado, 15 fácies foram descritas, sendo que arenitos com gradação normal e maciços apresentaram os valores mais elevados de porosidade (9 a 32%) e permeabilidade (68 a 222 mD). Os valores API para as fácies com gradação normal obtiveram a maior variação (63° a 152° API). Em relação às fácies de arenito maciço a variação foi menor (61° a 103° API). As análises geoquímicas relativas aos elementos Si02, A120 3, Fe20 3 e T i02 foram utilizadas para avaliar arelação dos argilominerais na composição das amostras. Nos arenitos finos o óxido de ferro está associado à cimentação e argilominerais. Ambas as fácies estão associadas a fluxos turbidíticos de alta e baixa densidade. Esses turbiditos são associados à fácies deformadas e remobilizadas por depósitos de transporte em massa. Nesse caso, a porosidade e permeabilidade são menores e a continuidade lateral é baixa. Como conclusão, as melhores fácies reservatório do Grupo Itararé são associadas aos locais mais no interior da bacia, distante do paleotalude e da influência de escorregamentos e fluxos de detritos, onde as fácies turbidíticas devem ser mais bem desenvolvidas. Palavras chaves: petrografia; geoquímica; fácies turbidíticas; depósitos de transporte em massa; heterogeneidade de reservatórios.Abstract: Studies on reservoir analogs have been widely used aiming to better understand the spatial distribution of reservoir properties, since many reservoirs do not allow direct observation due to their depth and difficulty of sampling. The Paraná Basin has two known petroleum systems with potential for the generation and accumulation of hydrocarbons. The Itararé Group, due to the exploration history, is the best exploratory target in the basin because it has thick intervals of sandstones with moderate to good reservoir quality and also because it often lies directly on gasprone source rocks of the Devonian Ponta Grossa Formation. In order to increase knowledge about Itararé Group reservoirs, as well as to better understand its heterogeneities, this study aims to integrate petrophysical data with facies and facies associations using both outcrop and cores from shallow wells in the region of Mafra and Doutor Pedrinho, Santa Catarina. By doing this it is expected to fill a gap of quantitative data in previous studies on reservoir analogs in the Itararé Group. Cores and outcrops were analyzed in sedimentary facies in order to integrate surface and subsurface data, and to understand the lateral continuity according to stratigraphic correlations. Equipment such as gamma-ray spectrometer, portable x-ray fluorescence, and a minipermeameter were used for the acquisition of quantitative data. Sedimentological description of cores and outcrops as well as thin section description were also carried out. As a result, 15 facies were described, in which massive and normally graded sandstones showed the highest porosity (9 to 32%) and permeability ( 6 8 to 222 mD). The API values have wide variation in facies with normally graded due to composition variation (63 to 152 °API). In relation to the massive facies, the API variation is lower (61-103 °API). The analyzed geochemical values are related to the elements SÍO2, AI2O3, Fe2 0 3 and TÍO2, to evaluate the relation of the clay minerals in the composition of the samples. In samples of higher clast size, iron and titanium oxides are associated with clay minerals. In fine sands, the iron oxides are associated with cementation and clay minerals. Both facies are interpreted as the deposits of turbidity currents. These turbidites are spatially associated with deformed facies remobilized by mass transport which porosity and permeability and lateral continuity of sand bodies are lower. We conclude that the best reservoir facies in the Itararé Group will be associated with sites located basinward from the slope region and the influence of mass-transport processes. Key-words: petrography, geochemistry; turbidite facies; mass-transport deposits; reservoir heterogeneity